Уровень техники изобретения
Эта заявка испрашивает приоритет на основе предварительной заявки США № 60/749546, поданной 12 декабря 2005 г. и озаглавленной "Method and Conduit for Transmitting Signals."
1. Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к телеметрическим системам для использования в скважинных операциях. В частности, настоящее изобретение относится к скважинным телеметрическим системам, например, телеметрии проводной бурильной трубы, для передачи сигналов между наземным устройством и скважинным прибором, размещенным в стволе скважины, проникающем в геологический пласт.
2. Предшествующий уровень техники
Скважины бурят для разведки и добычи углеводородов. Скважинный буровой инструмент с долотом на конце углубляется в землю для формирования ствола скважины. По мере продвижения бурового инструмента буровой раствор нагнетается из наземного амбара для бурового раствора, через буровой инструмент и выходит из бурового долота для охлаждения бурового инструмента и удаления обломков. Флюид выходит из бурового долота и течет вверх к поверхности для рециркуляции через инструмент. Буровой раствор также используется для формирования глинистой корки для облицовки ствола скважины.
В ходе операции бурения желательно обеспечивать связь между поверхностью и скважинным прибором. Скважинные телеметрические устройства обычно используются для обеспечения распространения, например, питания, команд и/или сигналов связи между наземным устройством и скважинным прибором. Эти сигналы используются для управления работой и/или запитывания скважинного прибора и передачи скважинной информации на поверхность.
Было разработано несколько разных типов телеметрических систем для передачи сигналов между наземным устройством и скважинным прибором. Например, телеметрические системы на основе импульсов давления в буровом растворе используют изменения в потоке бурового раствора, идущего из амбара для бурового раствора в скважинный прибор и обратно на поверхность, для передачи декодируемых сигналов. Примеры таких телеметрических приборов на основе импульсов давления в буровом растворе приведены в патентах США №№ 5375098 и 5517464. Помимо скважинных телеметрических систем на основе импульсов давления в буровом растворе, для установления нужных средств связи можно использовать другие скважинные телеметрические системы. Примеры таких систем могут включать в себя скважинную телеметрическую систему бурильной трубы, описанную в патенте США № 6641434, электромагнитную скважинную телеметрическую систему, описанную в патенте США № 5624051, акустическую скважинную телеметрическую систему, описанную в патентной заявке РСТ № WO2004085796. Другие устройства передачи данных или связи, например, приемопередатчики, подключенные к датчикам, также используются для передачи мощности и/или данных. В зависимости от условий в стволе скважины, скоростей передачи данных и/или других факторов, может быть предпочтительно использовать определенные типы телеметрии для определенных операций.
В частности, телеметрия бурильной трубы используется для обеспечения проводной линии связи между наземным устройством и скважинным прибором. Идея укладки провода на соединенных между собой секциях бурильной трубы предложена, например, в патенте США № 4126848 Денисона; патенте США № 3957118 Бэрри и др.; и в патенте США № 3807502 Хейлхекера и др.; и в публикациях, например "Four Different Systems Used for MWD", W. J. McDonald, The Oil and Gas Journal, стр. 115-124, 3 апреля, 1978 г. Ряд более поздних патентов и публикаций посвящен использованию индуктивных соединителей с гальванической связью в проводной бурильной трубе (WDP), описанных, например, в патентах США №№ 4605268; 21405375,052,941; 4806928; 4901,069; 5531592; 5278550; 5971072; 6866306 и 6641434; опубликованной патентной заявке РФ № 2040691; и заявке PCT № WO 90/14497. Ряд других патентных ссылок раскрывают или предлагают конкретные решения для передачи данных вдоль аксиальных отрезков скважинного трубопровода или на секциях трубы, например патенты/заявки США №№ 2000716; 2096359; 4095865; 472402; 4953636; 6392317; 6799632 и US 2004/0119607; и заявки PCT №№ WO 2004/033847 и WO 0206716. Некоторые методы предусматривают размещение проводов в трубе и размещение их в воротнике бура, как показано, например, в патенте США № 4126848.
Несмотря на эти преимущества в технологии телеметрии проводной бурильной трубы, остается необходимость в обеспечении надежной телеметрической системы. Желательно, чтобы такая система обеспечивала методы защиты электрических компонентов. Желательно также, чтобы такая система была проста в изготовлении, механической обработке и/или модификации. Такая система, предпочтительно, имеет, помимо прочего, одну или более особенностей: снижение вероятности электрических неисправностей и/или сбоев, хороший контакт между соседними трубами, избыточные компоненты, и/или дублирующие системы.
Определения
Некоторые термины определены в этом описании, поскольку они используются впервые, тогда как некоторые другие термины, используемые в этом описании, определены ниже.
"Коммуникативный" значит способный проводить, индуцировать, переносить или иным образом передавать сигнал.
"Коммуникативный соединитель" означает устройство или структуру, которая служит для соединения соответствующих концов двух соседних трубчатых деталей, например охватывающего конца /охватываемого конца на соседних секциях трубы, через которую можно передавать сигнал.
"Линия связи" означает совокупность коммуникативно соединенных трубчатых деталей, например, в соединенных между собой секциях WDP для передачи сигналов на расстояние.
"Телеметрическая система" означает, по меньшей мере, одну линию связи плюс другие компоненты, например наземный компьютер, инструменты MWD/LWD, переходники для связи, и/или маршрутизаторы, необходимые для измерения, передачи и индикации/регистрации данных, полученных из ствола скважины или через него.
"Проводная линия связи" означает канал, который является, по меньшей мере, частично проводным вдоль или на протяжении секции WDP для передачи сигналов.
"Проводная бурильная труба" или "WDP" означает одну или несколько трубчатых деталей, включая бурильную трубу, воротники бура, обсадную колонну, насосно-компрессорную колонну и другие трубопроводы, которые предназначены для использования в бурильной колонне, причем каждая трубчатая деталь содержит проводную линию связи. Проводная бурильная труба может содержать потайную колонну или вкладыш, и может расширяться, помимо прочих изменений.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение относится к проводной бурильной трубе для бурильной колонны скважинного прибора, находящейся в стволе скважины, проникающем в геологический пласт. Проводная бурильная труба включает в себя бурильную трубу, кабель и держатель провода. Бурильная труба имеет прорезь на каждом своем конце. Прорези способны принимать, по меньшей мере, один трансформатор. Бурильная труба имеет внутреннюю поверхность, образующую канал, по которому течет буровой раствор. Кабель проходит из трансформатора в канал бурильной трубы. Держатель провода находится на внутренней поверхности бурильной трубы. Держатель провода предназначен для крепления кабеля внутри себя.
Краткое описание чертежей
Чтобы можно было детально разобраться в вышеупомянутых признаках и преимуществах настоящего изобретения, более подробное описание изобретения, кратко описанного выше, приведено со ссылкой на варианты его осуществления, которые проиллюстрированы в прилагаемых чертежах. Заметим, однако, что прилагаемые чертежи иллюстрируют только типичные варианты осуществления этого изобретения и поэтому не призваны ограничивать его объем, поскольку изобретение допускает другие, столь же эффективные варианты осуществления.
Фиг.1 - схема буровой площадки, включающей в себя буровую установку, в которой скважинный прибор погружается от нее в ствол скважины посредством бурильной колонны, бурильную колонну, имеющую совокупность проводных бурильных труб, образующую телеметрическую систему бурильной колонны.
Фиг.2 - вид в разрезе нескольких проводных бурильных труб, несущих в себе проводной трубопровод.
Фиг.3 - частично разобранный вид в перспективе стыковочной пары коммуникативных соединителей в соответствии с проводным трубопроводом, показанным на Фиг.2.
Фиг.4 - подробный вид в разрезе стыковочной пары коммуникативных соединителей, показанных на Фиг.3, скрепленных друг с другом как часть колонны рабочего трубопровода.
Фиг.5A - трубопровод, аналогичный показанному на Фиг.2, но использующий расширяемый трубчатый рукав для крепления и защиты одного или нескольких проводящих проводов между коммуникативными соединителями пары.
Фиг.5B - трубопровод, аналогичный показанному на Фиг.5A, за исключением того, что проводящий(е) провод(а) проходит(ят) через трубопровод по спирали.
Фиг.6A-6D - различные средства предварительной формовки расширяемого рукава, показанного на Фиг.5, для предварительного размещения участка рукава для инициирования его расширения под действием внутреннего давления флюида, например посредством гидроформинга.
Фиг.7 - взрывчатка, находящая в расширяемом трубчатом рукаве наподобие показанного на Фиг.5 для расширения рукава под действием детонации.
Фиг.8A - вид в разрезе трубопровода, аналогичного показанному на Фиг.5, но использующего удлиненную подушку совместно с расширяемым трубчатым рукавом для крепления и защиты одного или нескольких проводящих проводов.
Фиг.8B - вид в перспективе трубопровода, показанного на Фиг.8A, после расширения расширяемого трубчатого рукава со сцеплением с удлиненной подушкой и внутренней стенкой трубопровода.
Фиг.9A - вид в поперечном разрезе трубопровода, показанного на Фиг.8A, в котором альтернативный U-образный расширяемый трубчатый рукав также показан пунктирными линиями.
Фиг.9B - подробный вид в поперечном разрезе трубопровода, показанного на Фиг.8B, в котором рукав расширен для сцепления с удлиненной подушкой и внутренней стенкой трубопровода.
Фиг.10A - трубопровод, аналогичный показанному на Фиг.5, но использующий сварную, канавчатую удлиненную подушку для крепления одного или нескольких проводящих проводов.
Фиг.10B - вид в поперечном разрезе трубопровода, показанного на Фиг.10A, взятый по линии сечения 10B-10B на Фиг.10A.
Фиг.11A - расширяемый трубчатый рукав, снабженный аксиально ориентированными прорезями для облегчения его расширения.
Фиг.11B - рукав, показанный на Фиг.11A, после его расширения.
Фиг.11С - оправка, используемая для механического расширения рукава, показанного на Фиг.11A.
Фиг.12 - подробный вид в поперечном разрезе, аналогичный показанному на Фиг.9B, но в котором удлиненная подушка используется независимо от расширяемого трубчатого рукава, и прикреплена ко внутренней стенке трубопровода.
Фиг.13A-B - виды в поперечном разрезе альтернативного расширяемого трубчатого рукава, в соответствующих сжатом и расширенном состояниях, используемого для крепления удлиненной подушки.
Фиг.14A - вид в поперечном разрезе трубопровода, использующего канавку в своей внутренней стенке для крепления одного или нескольких проводящих проводов.
Фиг.14B - канавчатый трубопровод, показанный на Фиг.14A, снабженный покровной пластиной.
Фиг.15 - вид в поперечном разрезе трубопровода, использующего канавку на своей внешней стенке и внешнюю потайную колонну для крепления одного или нескольких проводящих проводов.
Фиг.16A и 16B - подробные виды участка трубопровода, имеющего держатель провода в несформованном и сформованном положениях, соответственно, причем держателем провода является подушка.
Фиг.17A и 17B - подробные виды участка, имеющего держатель провода в несформованном и сформованном положениях, соответственно, причем держателем провода является подушка с канавкой.
Фиг.18A - подробный вид участка трубопровода, имеющего держатель провода, причем держателем провода является металлическая полоска.
Фиг.18B - подробный вид участка трубопровода, имеющего держатель провода, причем держателем провода является металлическая подушка.
Фиг.19A - вид в продольном разрезе трубопровода, где показан шпоночный паз для приема держателя провода.
Фиг.19B1 - подробный вид в разрезе участка трубопровода, показанного на Фиг.19A, взятый по линии 19B1-19B1 и изображающий шпоночный паз.
Фиг.19B2 - подробный вид в разрезе участка трубопровода, имеющего альтернативный шпоночный паз.
Фиг.19C - подробный вид в разрезе участка трубопровода, показанного на Фиг.19A, взятый по линии 19C-19C.
Фиг.20A - вид в продольном разрезе трубопровода, изображающий шпоночный паз для приема держателя провода и рукав.
Фиг.20B - подробный вид в разрезе участка трубопровода, показанного на Фиг.20A, взятый по линии 20B1-20B1 и изображающий шпоночный паз.
Фиг.20B - подробный вид в разрезе участка трубопровода без шпоночного паза.
Фиг.20C - подробный вид в разрезе участка трубопровода, показанного на Фиг.20A, взятый по линии 20C-20C.
Фиг.21A - схема проводной линии связи в соответствии с трубопроводами, показанными на Фиг.2-4.
Фиг.21B - схема пары независимых проводных линий связи, используемых в трубопроводе.
Фиг.22A-D - подробные виды участка трубопровода, в котором трансформатор закреплен, держателем трансформатора с использованием различных конфигураций прорези.
Фиг.23A-D - подробные виды участка трубопровода, в котором трансформатор закреплен так, что его конец может быть подвергнут механической обработке.
Фиг.24 - подробный вид соседних секций WDP с прокладкой между ними.
Подробное описание изобретения
На Фиг.1 показаны традиционная буровая установка и бурильная колонна, в которых можно выгодно использовать настоящее изобретение. Согласно Фиг.1, платформа и буровая вышка в сборе 10 находятся над стволом скважины 11, проникающим в геологический пласт F. Бурильная колонна 12 подвешена в стволе скважины 11 и включает в себя буровое долото 15 и его нижний конец. Бурильная колонна 12 вращается буровым ротором 16, снабжается энергией непоказанным средством, которое приводит в действие ведущую бурильную трубу 17 на верхнем конце бурильной колонны. Бурильная колонна 12 подвешена на крюке 18, присоединена к талевому блоку (не показан), через ведущую бурильную трубу 17 и вертлюг 19, который позволяет бурильной колонне вращаться относительно крюка.
Буровой раствор 26 хранится в амбаре 27, сформированном на буровой площадке. Буровой насос 29 подает буровой раствор 26 внутрь бурильной колонны 12 через канал (не пронумерован) в вертлюге 19, в результате чего буровой раствор течет вниз по бурильной колонне 12, как указано стрелкой 9. Затем буровой раствор выходит из бурильной колонны 12 через каналы в буровом долоте 15, после чего циркулирует вверх по области между внешней стенкой бурильной колонны и стенкой ствола скважины, так называемому кольцевому пространству, как указано стрелками 32. Таким образом, буровой раствор смазывает буровое долото 15 и переносит обломки породы на поверхность, когда буровой раствор возвращается в амбар 27 для очистки и рециркуляции.
Бурильная колонна 12 также включает в себя оборудование низа бурильной колонны (BHA) 20, размещенное вблизи бурового долота 15. BHA 20 может включать в себя средства для измерения, обработки и сохранения информации, а также для связи с поверхностью (например, с приборами MWD/LWD). Пример устройства связи, которое можно использовать в BHA, подробно описан в патенте США № 5339037.
Сигнал связи от BHA может приниматься на поверхности преобразователем 31, который подключен к наземной приемной подсистеме 90. Выходной сигнал приемной подсистемы 90 поступает на процессор 85 и устройство 45 записи. Наземная система может также включать в себя передающую систему 95 для связи со скважинными инструментами. Линия связи между скважинными инструментами и наземной системой может содержать, помимо прочего, телеметрическую систему 100 бурильной колонны, которая содержит совокупность секций 210 проводной бурильной трубы (WDP).
Бурильная колонна 12 может альтернативно использовать конфигурацию верхнего привода (также известную), в которой бурильную колонну вращает силовой вертлюг, а не ведущая секция бурильной трубы и буровой ротор. Специалистам в данной области очевидно, что "скользящие" операции бурения можно альтернативно проводить с использованием общеизвестного забойного турбинного двигателя типа Муану, который преобразует гидравлическую энергию бурового раствора 26, нагнетаемого из амбара 27 для бурового раствора вниз по бурильной колонне 12 в крутящий момент для вращения бурового долота. Кроме того, бурение можно проводить с помощью так называемых "вращательно-управляемых" систем, известных из уровня техники. Различные аспекты настоящего изобретения предусматривают использование в каждой из этих конфигураций бурения и не ограничиваются традиционными вращательными операциями бурения.
Бурильная колонна 12 использует проводную телеметрическую систему, в которой несколько секций 210 WDP соединены между собой в бурильной колонне с образованием линии связи (не пронумерована). Один тип секции WDP, раскрытый в патенте США № 6641434 Бойля и др. и присвоенном правообладателю настоящего изобретения, все содержание которого включено посредством ссылки, использует коммуникативные соединители, в частности, индуктивные соединители для передачи сигналов по секциям WDP. Индуктивный соединитель в секциях WDP, согласно Бойлю и др., содержит трансформатор, который имеет тороидальный сердечник, выполненный из материала с высокой проницаемостью и низкими потерями, например, супермаллоя (который представляет собой сплав никеля и железа, обработанный для исключительно высокой начальной проницаемости и пригодный для использования в трансформаторах низкоуровневых сигналов). Обмотка, состоящая из множественных витков изолированного провода, намотана на тороидальный сердечник с образованием тороидального трансформатора. В одной конфигурации тороидальный трансформатор загерметизирован в резину или другие изоляционные материалы, и трансформатор в сборе утоплен в канавку, находящуюся в соединении бурильных труб.
На Фиг.2-4 показан участок бурильной колонны 12, показанной на Фиг.1, изображена секция 210 проводной бурильной трубы (WDP), примыкающая к секциям WDP 9a и 9b. Показано, что секция WDP 210 имеет коммуникативные соединители 221, 231, в частности, элементы индуктивной связи на или вблизи ее соответствующего конца 241, охватывающего конца 222 и конца 234, охватываемого конца 232. Первый кабель 214 проходит через трубопровод 213 для соединения коммуникативных соединителей, 221, 231 способом, который дополнительно описан ниже.
Секция WDP 210 снабжена удлиненным трубчатым корпусом 211, имеющим осевой канал 212, охватывающий конец 222, охватываемый конец 232 и первый кабель 214, идущий от охватывающего конца 222 к охватываемому концу 232. Первый элемент 221 индуктивной связи с петлей тока (например, тороидальный трансформатор) и аналогичный второй элемент 231 индуктивной связи с петлей тока размещены на охватывающем конце 222 и на охватываемом конце 232 соответственно.
Первый элемент 221 индуктивной связи с петлей тока, второй элемент 231 индуктивной связи с петлей тока и первый кабель 214 совместно обеспечивают коммуникативный трубопровод на протяжении длины каждой секции WDP. Показано, что индуктивный соединитель (или коммуникативное соединение) 220 на связанном интерфейсе между двумя секциями WDP образован первым элементом 221 индуктивной связи из секции WDP 210 и вторым элементом 231' индуктивной связи с петлей тока из следующей трубчатой детали, которая может быть другой секцией WDP. Специалистам в данной области очевидно, что в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения элементы индуктивной связи можно заменить другими коммуникативными соединителями, выполняющими аналогичную коммуникативную функцию, например непосредственные соединения с электрическим контактом наподобие раскрытого в патенте США № 4126848 Денисона.
На Фиг.4 более подробно показан индуктивный соединитель или коммуникативное соединение 220, изображенный на Фиг.3. Охватывающий конец 222 включает в себя внутреннюю резьбу 223 и внутренний кольцевой контактный буртик 224, имеющий первую прорезь 225, в которой размещенный первый тороидальный трансформатор 226. Тороидальный трансформатор 226 подключен к кабелю 214. Аналогично, охватываемый конец 232' соседней проводной трубчатой детали (например, другой секции WDP) включает в себя наружную резьбу 233' и внутренний кольцевой контактный трубчатый конец 234', имеющий вторую прорезь 235', в которой размещен второй тороидальный трансформатор 236'. Второй тороидальный трансформатор 236' подключен ко второму кабелю 214' соседней трубчатой детали 9a. Согласно Фиг.2 охватываемый конец 232' имеет внешний контактный буртик 251', который контактирует с концом 241 охватывающего конца 222.
Прорези 225 и 235' могут быть плакированы материалом с высокой электропроводностью и низкой проницаемостью (например, медью) для повышения эффективности индуктивного соединения. Когда охватывающий конец 222 одной секции WDP соединен с охватываемым концом 232' соседней трубчатой детали (например, другой секции WDP), образуется коммуникативное соединение. На Фиг.4 показан в разрезе участок полученного интерфейса, в котором стыковочная пара элементов индуктивной связи (т.е. тороидальных трансформаторов 226, 236') связана воедино для формирования коммуникативного соединения в рабочей линии связи. Этот вид в разрезе также демонстрирует, что замкнутые тороидальные пути 240 и 240' охватывают тороидальные трансформаторы 226 и 236' соответственно, и что трубопроводы 213 и 213' образуют каналы для внутренних электрических кабелей 214 и 214', которые соединяют два элемента индуктивной связи, размещенные на двух концах каждой секции WDP.
Вышеописанные индуктивные соединители включают в себя электрический соединитель, выполненный в виде двойного тороида. Двухтороидальный соединитель использует внутренние буртики охватываемого и охватывающего концов в качестве электрических контактов. Внутренние буртики приводятся в контакт под внешним давлением, когда охватываемый и охватывающий концы закончены, что гарантирует электрическое соединение между охватываемым и охватывающим концами. Токи наводятся в металле соединения посредством тороидальных трансформаторов, размещенных в прорезях. На данной частоте (например, 100 kHz), эти токи удерживаются на поверхности прорезей за счет скин-эффекта. Охватываемый и охватывающий концы образуют вторичные цепи соответствующих трансформаторов, и две вторичные цепи образуют непосредственное соединение благодаря сопряжению поверхностей внутренних буртиков.
Хотя на Фиг.2-4 показаны определенные типы коммуникативного соединителя, специалистам в данной области очевидно, что для передачи сигнала через соединенные между собой трубчатые детали можно использовать различные соединители. Например, такие системы могут включать в себя магнитные соединители, например, описанные в международной патентной заявке № WO 02/06716 Холла и др. Также можно предложить другие системы и/или соединители.
На Фиг.5A-21B показаны различные варианты осуществления держателя провода для установки и защиты проводящего провода или кабеля, например, электрического кабеля 214 и/или 214', показанных на Фиг.2-4, в секции WDP или трубопроводе. На Фиг.5A показан трубопровод 510, аналогичный секции WDP, показанной на Фиг.2. Соответственно, трубопровод 510 образован трубчатым корпусом 502, снабженным парой коммуникативных соединителей 521, 531 (которые могут быть аналогичны соединителям 221 и 231, показанным на Фиг.2-4) на или вблизи соответствующих охватывающего и охватываемого концов 522, 532 трубчатого корпуса.
Трубопровод, предназначенный для использования в скважине, например стальная бурильная труба, обычно состоит из прямолинейного участка трубы (см. трубчатый корпус 502) с нижним охватываемым соединением (см. охватываемый конец 532) и верхним охватывающим соединением (см. охватывающий конец 522). В случае стандартной бурильной трубы, внутренний диаметр (ВД), предпочтительно, варьируется так, что наименьший ВД лежит на концевых соединениях (см. ВД1), и наибольший ВД лежит вдоль среднеосевого участка корпуса трубы (см. ВД2). Типичные разности между ВД концевого соединения и ВД корпуса трубы составляют от 0,5 до 0,75 дюймов, но в некоторых случаях могут быть больше (например, 1,25 дюймов или более). Однако следует понимать, что другие скважинные трубопроводы (даже некоторые бурильные трубы) не имеют такого конического ВД, но используют постоянный ВД на протяжении концевых соединений и корпуса. Один пример бурильной трубы с постоянным ВД это бурильная труба HiTorque™ от Grant Prideco. Настоящее изобретение применимо к скважинным трубопроводам, имеющим многочисленные конфигурации (с переменным или постоянным) ВД.
Коммуникативные соединители 521, 531 могут быть элементами индуктивной связи, каждый из которых включает в себя тороидальный трансформатор (не показан), и соединены одним или несколькими проводящими проводами 514 (также именуемыми здесь просто "кабелем") для передачи сигналов между ними. Концы кабеля обычно прокладываются через "осаженные" концы трубопровода посредством отверстия, проделанного "ружейным сверлом" или механически обработанной канавки в каждом из осаженных концов, и достигают, например, соответствующих тороидальных трансформаторов. Таким образом, коммуникативные соединители 521, 531 и кабель 514 совместно обеспечивают линию связи вдоль каждого трубопровода 510 (например, вдоль каждой секции WDP).
Предпочтительно, трубопровод 510 способен крепить и защищать электропроводящие провода или пару проводящих проводов (также известных как проводники), например кабель 514, который идет от одного конца секции трубопровода к другому. Если используется только один проводящий провод, сам трубопровод может выступать в качестве второго проводника для завершения цепи. Обычно используется конфигурация из, по меньшей мере, двух проводящих проводов, например витая пара проводов или коаксиальный кабель. По меньшей мере, один из проводников обычно электрически изолирован от другого(их) проводника(ов). В некоторых обстоятельствах может быть желательно использовать более двух проводников для избыточности или в других целях. Примеры такой избыточной прокладки проводов описан ниже со ссылкой на Фиг.21A-B.
Согласно Фиг.5A проводник(и) закреплены и защищены расширяемым трубчатым рукавом 550, показанным размещенным (и расширенным) в трубчатом корпусе 502. Рукав 550 сконструирован так, что будет помещаться в нерасширенном состоянии в участке наименьшего диаметра, ВД1, трубопровода 510. Таким образом, например, расширяемый трубчатый рукав 550 может первоначально иметь цилиндрическую форму и иметь наружный диаметр (НД), который слегка меньше, чем ВД трубопровода на участке ВД1. Очевидно, что расширяемый трубчатый рукав не обязан первоначально быть цилиндрическим, и можно выгодно использовать различные конфигурации (например, U-образную, как описано ниже).
В конкретных вариантах осуществления, расширяемый трубчатый рукав имеет участок, который предварительно размещен для инициирования его расширения под действием внутреннего давления флюида, например, давления газа или флюида, и, в частности, посредством гидроформинга (описанного ниже). Когда рукав, например, рукав 550 размещен в трубопроводе 510, кабель 514, подключенный между коммуникативными соединителями 521, 531 для установления проводной линии связи, проходит вдоль трубчатого корпуса 502 трубопровода между внутренней стенкой трубчатого корпуса и (нерасширенным) трубчатым рукавом 550. Трубчатый рукав 550 затем расширяется в трубчатом корпусе 502 под действием давления флюида на внутреннюю стенку трубчатого рукава, и расширение инициируется в заранее определенном месте (например, в или вблизи центра корпуса 502). В результате такого расширения кабель 514 надежно закрепляется между трубчатым корпусом 502 и трубчатым рукавом 550.
Согласно Фиг.5A кабель 514 проходит линейно по длине трубчатого корпуса 502 трубопровода. Однако, согласно Фиг.5B, кабель 514 может размещаться в трубопроводе 510 в любой конфигурации, например по спирали, как показано. Согласно дополнительно описанному здесь провод может быть закреплен на месте с использованием различных методов. Примеры таких методов гидроформинга, сварки, связывания и/или иного закрепления кабеля на месте показаны на Фиг.6A-22B.
На Фиг.6A-6D показаны различные средства предварительного формования (т.е. формования до размещения трубчатого рукава в трубчатом корпусе трубопровода) расширяемого рукава наподобие рукава 550, показанного на Фиг.5, для предварительного размещения участка рукава для инициирования его расширения под действием внутреннего давления флюида. Предварительно размещенный участок трубчатого рукава может быть предварительно сформован локализованным приложением механической силы ко внутренней стенке трубчатого рукава (см. расширенный кольцевой участок 652 рукава 650 на Фиг.6A); локализованным приложением механической силы ко внешней стенке трубчатого рукава (см. сжатый кольцевой участок 652' рукава 650' на Фиг.6B); сокращением толщины стенки участка трубчатого рукава (см. утоненный кольцевой участок 652" рукава 650" на Фиг.6C); избирательным усилением трубчатого рукав (см. неусиленный кольцевой участок 652'" рукава 650"' на Фиг.6D); изменение свойств материала участка трубчатого рукава (например, путем локализованной тепловой обработки - не показана); и/или комбинированными средствами.
Конкретный способ расширения расширяемого трубчатого рукава в трубопроводе, например бурильной трубе, использует воду под высоким давлением в известном процессе, именуемом гидроформингом, процессе гидравлического трехмерного расширения, который можно проводить при температуре окружающей среды для крепления рукава в трубопроводе. Трубчатый корпус трубопровода может удерживаться в закрытой пресс-форме в то время, как рукав, размещенный в трубопроводе, наполняется (например, 5000-10,000 psig) рабочей жидкостью, например водой, под высоким давлением (например, 5000-10,000 psig). Установка для гидроформинга может состоять из, например, совокупности уплотняющих поршней и гидравлических насосов, что, в целом, известно из уровня техники. Может быть желательно аксиально подавать рукав, прилагая толкающую силу сжатия (пропорциональную гидравлическому давлению, например, в несколько тысяч psig) к концам, в то время, как гидравлическое давление действует на ВД рукава.
Процесс гидроформинга вызывает пластическое расширение рукава, пока рукав не войдет в контакт и не примет форму, соответствующую внутреннему профилю трубопровода (см., например, рукав 550 в ВД корпуса 502 трубопровода на Фиг.5). Можно использовать особые смазочные материалы для формовки металла для минимизации трения между НД рукава и ВД трубопровода. По завершении гидравлического расширения избыток материала рукава, который проходит по оси за пределы двух концов трубопровода можно обрезать до нужной длины.
После снятия внутреннего гидравлического давления рукав испытывает небольшое упругое сжатие в трубопроводе, в результате чего между рукавом и ВД трубопровода остается небольшой кольцевой зазор. Этот зазор можно заполнить полимером, например эпоксидной смолой с использованием известного процесса вакуумного наполнения. Его также можно заполнить ингибитором коррозии, например смолой и/или смазкой (например, маслом или консистентной смазкой). Материал наполнителя используется для минимизации проникновения коррозионно-активной жидкости в кольцевой зазор и для минимизации любого относительного перемещения рукава в трубопроводе.
Расширяемый трубчатый рукав может иметь тонкостенный трубчатый корпус, выполненный из металла или полимера, и имеет диаметр, чуть меньший наименьшего ВД бурильной трубы для облегчения ввода рукава в трубопровод. Кабель проходит между рукавом и внутренней стенкой трубопровода. В некоторых случаях, например при использовании полимерного рукава, кабель может быть внедрен в стенку рукава. При металлическом рукаве защитные прокладки (например, металлические стержни или удлиненная подушка, описанная ниже) находятся вблизи или около кабеля для предохранения его от разрушения в ходе расширения рукава. Помимо защиты кабеля расширенный трубчатый рукав может также предохранять трубопровод (в частности, бурильную трубу) от коррозии, эрозии и другого повреждения. В некоторых случаях рукав может устранять необходимость в каком-либо покрытии ВД бурильной трубы и, таким образом, снижать общую стоимость.
В одном примере секция бурильной трубы имеет ВД 3,00 дюймов на концевых соединениях и ВД 4,276 дюймов в средней части корпуса трубчатого рукава. При такой геометрии металлический трубчатый рукав может расширяться от первоначального НД чуть меньше 3,00 дюймов до НД 4,276 дюймов для согласования с профилем ВД бурильной трубы. Это приводит к расширению примерно на 43% и предполагает использование пластичного материала трубы, например полностью отожженного 304 трубопровода из нержавеющей стали (НД 3,00" × толщина стенки 0,065") для гидроформинга. Предположительно, такой рукав также может претерпевать существенное удлинение (например, 55-60%) в ходе гидроформинга.
Целью процесса гидроформинга является достижение окончательного состояния напряжения (во всех точках трубы) в определяемых безопасных зонах с достаточными запасами прочности. Уровень истончения стенки рукава и результирующие запасы прочности, которых можно достигнуть в процессе гидроформинга, можно получить из соответствующих экспериментов.
Согласно Фиг.7 другой способ расширения трубчатого рукава, обозначенного 750, для крепления и защиты кабеля 714 в трубопроводе 710 предусматривает использование заряда 754 взрывчатого вещества. По аналогии с гидроформингом относительно тонкостенный рукав 750 помещен в трубопровод, например бурильную трубу 710. Заряд(ы) 754 взрывчатого вещества детонируют внутри рукава 750, приводя к его быстрому расширению и согласованию с ВД бурильной трубы. Для защиты кабеля 714 от повреждения при взрыве можно использовать металлические прокладки (не показаны). В идеале, рукав будет металлургически присоединен к ВД бурильной трубы силой взрыва. Однако, во избежание повреждения кабеля 714, может быть достаточно, чтобы рукав расширялся с использованием сравнительно малого количества взрывчатки, чтобы потайная колонна не присоединялась к ВД бурильной трубы, но примерно соответствовала ВД по размеру и форме (т.е., чтобы оставался узкий кольцевой зазор). Аналогично гидроформованному рукаву, смолу или иной защитный материал можно помещать между рукавом 750 и бурильной трубой 712 для заполнения любых пустот и обеспечения защиты от коррозии.
На Фиг.8A показан вид в разрезе трубопровода 810, аналогичного трубопроводу 510, показанному на Фиг.5, но с использованием удлиненной подушки 856 совместно с расширяемым трубчатым рукавом 850 для крепления одного или нескольких проводящих проводов (также известных как кабель) 814 согласно настоящему изобретению. На Фиг.8B показан вид в перспективе трубопровода 810, показанного на Фиг.8A, после расширения расширяемого трубчатого рукава 850 со вхождением в контакт с удлиненной подушкой 856 и внутренней стенкой трубопровода 810. Трубчатый корпус 802 трубопровода 810 снабжен парой коммуникативных соединителей 821, 831 на или вблизи соответствующих охватывающего и охватываемого концов 822, 832 трубчатого корпуса 802. Удлиненная подушка 856 находится на или вблизи внутренней стенки трубчатого корпуса 802 для защиты и крепления кабеля 814, проходящего между коммуникативными соединителями 821, 831, ко внутренней стенке трубчатого корпуса 802, и, таким образом, установления защищенной проводной линии связи. Удлиненная подушка может быть выполнена из металла, что позволяет ей изгибаться в соответствии с профилем ВД трубопровода 810. Особенности шпоночного паза (не показаны), выполненные путем механической обработки на ВД соединительных концов трубопровода, можно использовать для крепления в нем подушки. Очевидно, что подушку можно прикреплять ко внутренней стенке трубопровода иными средствами, например, с применением подходящего клея. Такое прикрепление препятствует перемещению подушки в ходе расширения трубчатого рукава 850.
На Фиг.9A показан вид в поперечном разрезе трубопровода 810, показанного на Фиг.8A, взятый по линии 9A-9A. Цилиндрический расширяемый трубчатый рукав 850 показан в нерасширенном состоянии, и альтернативный U-образный расширяемый трубчатый рукав 850' показан пунктирными линиями. Рукав 850 первоначально имеет круглое поперечное сечение, и его диаметр близок к окончательному расширенному диаметру внутри трубопровода 810 на момент ввода рукава в трубопровод 810. Рукаву 850' предварительно придают U-образную форму, частично сжимая рукав. В любом случае, рукав (например, 850 или 850') будет иметь НД, чуть меньший минимального ВД (обозначаемого как ВД3) на концевых соединениях трубопровода 810.
На Фиг.9B показан подробный вид в поперечном разрезе участка трубопровода 810, где рукав 850 расширен со вхождением в контакт с удлиненной подушкой 856 и внутренней стенкой корпуса 802 трубопровода. Расширенный рукав 850 совместно с канавчатой металлической подушкой 856 крепит кабель 814, идущий между концами трубопровода (например, бурильной трубы) 810 вдоль его ВД. Канавка 858 металлической подушки 856 обеспечивает гладкий канал для кабеля и защищает кабель 814 от сил расширения, приложенных к рукаву 850, а также от условий скважины.
Трубчатый рукав 850 может расширяться, вступая в контакт с подушкой 856 и внутренней стенкой трубопровода, под действием давления флюида на внутреннюю стенку рукава (согласно описанному выше со ссылкой на гидроформинг в связи с Фиг.5-6), за счет приложения механической силы ко внутренней стенке трубчатого рукава (см. Фиг.11С), или в результате комбинации этих действий. Кроме того, этап расширения рукава может включать в себя детонацию взрывчатого вещества в трубчатом рукаве, в результате чего сила взрыва действует на внутреннюю стенку трубчатого рукава, как описано выше со ссылкой на Фиг.7.
На Фиг.11А-B показан расширяемый трубчатый рукав 1150, снабженный совокупностью аксиально ориентированных прорезей 1162, облегчающих расширение рукава. Таким образом, трубчатый рукав 1150 вводится в бурильную трубу или иной трубопровод с закрытыми прорезями 1162, как показано на Фиг.11A. Механическая или гидравлическая оправка M (см. Фиг.11С) используется для расширения рукава 1150 с раскрыванием прорезей 1162 согласно Фиг.11B.
Согласно Фиг.8-9 форма удлиненной подушки 856, по существу, определяет цилиндрический сегмент, внешняя дугообразная поверхность которого согласуется со внутренней стенкой корпуса 802 трубопровода (т.е. удлиненная подушка 856 имеет форму полумесяца) для снижения максимального напряжения в рукаве 850. На внешней дугообразной поверхности подушки 856 сформирована удлиненная канавка 858 для приема одного или нескольких проводящих проводов (т.е. кабеля) 814. Как отмечено выше, подушку 856 прикрепляют к ВД трубопровода 810 до расширения рукава 850, например, приклеивая подушку 856 ко внутренней стенке трубопровода, чтобы гарантировать, что она не будет перемещаться в ходе расширения рукава. Однако, в случае металлической подушки, подушку можно предварительно формовать в соответствии с профилем ВД трубопровода (например, бурильной трубы), что также способствует удержанию подушки на месте в процессе расширения рукава. В трубопроводе 810 может использоваться особенность в виде прорези/шпоночного паза (не показана) на его ВД на или вблизи концевых соединений для прокладки кабеля 814 от проводного канала 858 подушки 856 до отверстий или канавок, выполненных с помощью «ружейного сверла», (не показанных) на концах 822, 832 трубопровода.
На Фиг.10A-B, можно видеть, что удлиненная подушка, например подушка 1056, может быть, по существу, выполнена из металла, полимера, композита, стекловолокна, керамики или их комбинации. В частности, согласно вариантам осуществления, предусматривающим металлическую подушку, подушка 1056 может быть прикреплена ко внутренней стенке трубопровода 1010 путем приваривания подушки к ней в одном или нескольких местах 1055 (см. Фиг.10B) вдоль подушки 1056. В такой конфигурации сварки, расширяемый рукав не требуется для крепления/защиты подушки 1056 в трубопроводе 1010. Подушка 1056 может быть присоединена ко внутренней стенке трубопровода, перемежающейся например, точечной или непрерывной, сваркой. Подушка может иметь различные конфигурации, например спиральную, прямолинейную или синусоидальную. Роботизированный сварочный кондуктор можно использовать для достижения, например, середины тридцатифутовой секции бурильной трубы. Внутренняя стенка бурильной трубы (или другого трубопровода) используется как часть канала для провода, что позволяет эффективно увеличить диаметральный просвет бурильной трубы и, возможно, сгладить проблемы эрозии, спада давления бурового раствора и препятствий продвижению каротажных приборов, и т.д. Эта конструкция предусматривает использование канавчатой металлической подушки или полоски, которая повторяет профиль ВД бурильной трубы. Провода, установленные в этой канавчатой металлической полоске, идут к канавкам на соответствующих концах трубопровода через отверстия, просверленные в концевых соединениях.
Согласно другим вариантам осуществления изобретения, в которых подушка выполнена из стекловолокна, например подушка 1256 на Фиг.12, подушка крепится к трубопроводу 1210 за счет присоединения подушки 1256 ко внутренней стенке трубчатого корпуса трубопровода, например, эпоксидной смолой 1266, которую обычно применяют для защиты от коррозии. Кроме того, один или несколько проводящих проводов, образующих кабель 1214, можно присоединять ко внутренней стенке трубчатого корпуса, например, с использованием той же эпоксидной смолы 1266. Стекловолоконная подушка 1256 способствует прилипанию кабеля 1214 благодаря наличию пористой ткани для максимизации площади контакта с эпоксидной смолой и для обеспечения надежного крепления. Стекловолоконная подушка также защищает кабель от эрозии, истирания и другого механического повреждения, даже при отколупывании эпоксидного покрытия.
На Фиг.13A-B показаны виды в поперечном разрезе альтернативного расширяемого трубчатого рукава 1350, в соответствующих сжатом и расширенном состояниях. Рукав 1350 применяется для крепления удлиненной подушки 1356 в трубопроводе 1310 согласно настоящему изобретению. Трубчатый рукав 1350 разрезают по всей длине (например, аксиально или спирально), причем диаметр трубчатого рукава до разреза не позволяет ему входить в наименьший ВД, обозначенный как ВД4, трубопровода 1310. Сила сжатия прикладывается к разрезанному трубчатому рукаву 1350 для радиального сжатия трубчатого рукава в виде спирали, чтобы он входил в минимальный просвет ВД4 на концевых соединениях трубчатого корпуса трубопровода 1310. Хотя трубчатый рукав 1350 поддерживается в сжатом состоянии, он находится в трубопроводе 1310, как показано на Фиг.13A. Соответственно, удлиненная подушка 1356 находится между трубопроводом 1310 и трубчатым рукавом 1350. Трубчатый рукав 1350 затем освобождают (и, возможно, принудительно открывают) из его сжатого состояния, чтобы трубчатый рукав радиально расширялся, входя в контакт с удлиненной подушкой 1356 и трубчатым корпусом трубопровода 1310, как показано на Фиг.13B. В этом положении, по меньшей мере, участок рукава 1350 будет расширен до большего ВД, обозначенного ВД5, промежуточного участка корпуса трубопровода 1310. Для обеспечения дополнительной прочности внутрь открытого трубчатого рукава можно добавить опорные кольца и приварить их на месте точечной сваркой.
На Фиг.14A показан вид в поперечном разрезе трубопровода 1410 с применением одной или нескольких внутренних канавок 1458 на его внутренней стенке для защиты и крепления кабеля 1414. Трубопровод 1410 снабжен коммуникативным соединителем (не показан) на или вблизи каждого из двух концов трубчатого корпуса трубопровода. Внутренняя канавка 1458 сформирована во внутренней стенке трубчатого корпуса трубопровода путем механической обработки или, предпочтительно, в ходе процесс экструдирования трубы. Канавка 1458 проходит, по существу, между коммуникативными соединителями трубопровода. Кабель 1414, имеющий один или несколько проводящих проводов, проходит по канавке 1458. Кабель 1414 подключен между коммуникативными соединителями, наподобие вышеописанного, для установления одной или нескольких проводных линий связи. Кабель 1414 закреплен во внутренней канавке 1458 герметизирующим материалом 1466.
Альтернативно, канавка 1458 может включать в себя одну или несколько пластин 1448, присоединенных ко внутренней стенке трубчатого корпуса трубопровода, согласно Фиг.14B, чтобы независимо покрывать каждую из одной или нескольких канавок. Покровная полоска 1448 может быть присоединена к бурильной трубе или другому трубопроводу 1410 с использованием традиционных методов сварки или методов взрывного формования. Для защиты от коррозии на ВД трубы часто накладывают эпоксидное покрытие, которое также может служить защитой проводов в канавке. Альтернативно, кабель 1414 можно закреплять путем проведения кабеля через один или несколько малых вторых трубопроводов, каждый из которых присоединен к или закреплен в одной из канавок, причем каждый второй трубопровод имеет такие форму и ориентацию, которые позволяют ему проходить, по существу, между коммуникативными соединителями (не показанными на Фиг.14A-B).
На Фиг.15 показан вид в поперечном разрезе трубопровода 1510 с применением одной или нескольких канавок 1558 на его внешней стенке и внешней(м) потайной колонне/рукаве 1550 для защиты и крепления кабеля 1514, имеющего один или несколько проводящих проводов, в канавке(ах) 1558, согласно настоящему изобретению. Кабель 1514 может быть загерметизирован в канавке(ах) и, альтернативно, может быть покрыт в канавке(ах), например, за счет прикрепления рукава 1550 ко внешней стенке трубопровода 1510. Такой рукав 1550 может быть выполнен из металла, полимера, композита, стекловолокна, керамики или их комбинации.
На Фиг.16A и 16B показан альтернативный держатель провода. На этих фигурах изображена удлиненная подушка 1656 в несформованном и сформованном положениях соответственно. Подушка 1656 может быть аналогична подушке 856, показанной на Фиг.9B, и размещаться в трубопроводе аналогичными методами. Подушка 1656 также может представлять собой заранее сформованную подушку, внутри которой находится кабель 1614. Кроме того, подушка 1656 может представлять собой подушку, выполненную из композитного материала, который способен принимать нужную форму при ее прикреплении к трубопроводу 1610.
Подушка 1656, показанная на Фиг.16A, предпочтительно, представляет собой эллиптическую подушку, способную удерживать кабель 1614 на месте в трубопроводе 1610. Подушка может быть выполнена из композитного материала со вставленным в нее кабелем 1614. Подушка может представлять собой гибкую композитную полоску, размещаемую вдоль внутренней поверхности трубопровода.
Кабель может находиться в отверстии, проходящем через композитный материал, сформированном совместно с композитным материалом. Как показано, подушка может быть снабжена дополнительными проводами или волокнами для усиления подушки и трубопровода. Провода, волокна и/или кабели можно размещать в композите с использованием инкапсуляции эластомера или пластика.
Подушка расположена смежно со внутренней поверхностью трубопровода и прикреплена к ней. Как показано, подушку можно подвергать гидроформингу на месте между рукавом 1650 с использованием описанных здесь методов гидроформинга. Альтернативно, подушку можно присоединять с использованием сварки, крепления или других методов, как описано, например, в отношении Фиг.9A и 9B.
Согласно Фиг.16B подушка может быть выполнена из композитного материала, что позволяет ей деформироваться при осуществлении гидроформинга или прессования на месте. Предпочтительно, подушка деформируется так, что достигает формы наполнителя, которая соответствует форме трубы.
На Фиг.17A и 17B показан альтернативный держатель провода. На этих фигурах изображена удлиненная подушка 1756 в несформованном и сформованном положениях, соответственно. Подушка 1756 (с проводами 1760 внутри) находится между рукавом 1750 и трубопроводом 1710 и закреплена там. Подушка 1756 может быть аналогична подушке 1656, показанной на Фиг.16A и 16B, за исключением того, что подушка дополнительно снабжена канавкой 1762. В этом случае, кабель 1714 остается отделенным от подушки. Кабель можно размещать в канавке 1762 при размещении подушки на месте. Альтернативно, кабель можно вдевать в канавку после размещения подушки на внутренней поверхности воротника бура.
На Фиг.18A-B показан еще один альтернативный держатель провода. На этих фигурах изображены металлические держатели, прикрепленные ко внутренней поверхности трубопровода 1810 механическим креплением или сваркой 1840. Металлический держатель, показанный на Фиг.18A, представляет собой металлическую полоску 1850a в виде выпуклой полоски, образующей канавку 1862a между полоской и трубопроводом 1810. Полоска может представлять собой плоский кусок металла, изогнутый или сформованный с образованием канавки 1862a. Концы 1852 канавки 1862a, предпочтительно, прикреплены к трубопроводу 1810 сварными соединениями 1840. Канавка 1862a способна принимать трубопровод.
Металлический держатель 1850b, показанный на Фиг.18B, аналогичен металлической полоске, показанной на Фиг.18A, за исключением того, что он представляет собой металлическую подушку, сформированную, например, холодной экструзией. Форма подушки, предпочтительно, согласуется со внутренней поверхностью трубопровода 1810, причем между ними образована канавка 1862b.
На Фиг.19A-20C показаны методы использования шпоночных пазов трубопровода для размещения рукава и/или крепления кабеля в трубопроводе. Согласно фиг 19A-C трубопровод имеет шпоночный паз, способный принимать держатель провода. Согласно Фиг.20A-C трубопровод имеет шпоночный паз, способный принимать держатель провода и рукав. На этих фигурах изображены конфигурации, которые можно использовать для оптимизации внутреннего диаметра трубопровода.
На Фиг.19A показан трубопровод 1910 со шпоночным пазом 1970 вдоль своей внутренней поверхности. Шпоночный паз может быть выштампован в трубопроводе при формовке трубопровода. Альтернативно, шпоночный паз может быть получен механической обработкой в существующем трубопроводе.
Шпоночный паз проходит линейно вдоль внутренней поверхности воротника бура. Шпоночный паз находится вблизи, по меньшей мере, одного конца трубопровода, чтобы вмещать держатель провода. Как показано, шпоночный паз проходит линейно вдоль участка внутренней поверхности воротника бура. Однако шпоночный паз может проходить на любое расстояние и по любому пути. Предпочтительно, шпоночный паз находится в таком месте воротника бура, где внутренний диаметр трубопровода уменьшен, для обеспечения места для размещения держателя провода (и/или рукава) во избежание дополнительного уменьшения внутреннего диаметра за счет держателя провода и/или рукава. Согласно Фиг.19A шпоночный паз проходит от буртика 1980 воротника бура к позиции 1982, где внутренний диаметр изменяется.
Шпоночный паз расположен смежно с проводным каналом 1990 для образования непрерывного пути трубопровода. В этой конфигурации соединитель может находиться в канавке 1992, причем кабель (не показан) проходит от соединителя через проводной канал и к держателю 1950 провода. Подушка 1950 может быть такой же, как любой из держателей провода, например, изображенных на Фиг.16A-18C. Рукав 1950 может находиться около подушки для крепления держателя провода на месте.
На Фиг.19B1 показан вид в разрезе участка трубопровода 1910, показанного на Фиг.19A, взятый по линии 19B1-19B1. Согласно Фиг.19B1 шпоночный паз 1970 способен принимать держатель провода 1950. Как показано, держатель провода такой же, как подушка 1756, показанная на Фиг.17A, но можно использовать и другие держатели провода. Держатель провода закреплен в шпоночном пазу рукавом 1950, но рукав не требуется. Держатель провода может быть приклеен на месте. Как показано, шпоночный паз позволяет размещать подушку в воротнике бура так, что внутренний диаметр трубопровода 1920 не уменьшается из-за держателя провода.
На Фиг.19B2 показан альтернативный шпоночный паз 1970a, имеющий альтернативную форму. Шпоночный паз 1970a является выпуклым шпоночным пазом, способным принимать держатель провода 1956. Держатель провода может быть закреплен на месте рукавом так, что подушка согласуется со шпоночным пазом.
На Фиг.19C показан вид в разрезе трубопровода 1910, показанного на Фиг.19A, взятый по линии 19C-19C. В этом месте шпоночный паз отсутствует, поэтому подушка и рукав проходят на расстоянии от трубопровода 1910, тем самым уменьшая внутренний диаметр трубопровода в этом месте.
Фиг.20A-C аналогичны Фиг.19A-C, за исключением того, что шпоночный паз 2070 способен принимать как держатель 2056 провода, так и рукав 2050 трубопровода 2010. Шпоночный паз изображен проходящим от буртика 2080 к позиции 1982. Эта конфигурация предназначена для размещения рукава и держателя провода так, чтобы они не уменьшали внутренний диаметр трубопровода 2010 и обеспечивали максимальное сечение потока.
На Фиг.20B1 показан вид в разрезе трубопровода, показанного на Фиг.20A, взятый по линии 20B1-20B1. На Фиг.20B2 показана альтернативная конфигурация Фиг.20B1 без шпоночного паза. В этой конфигурации подушка и провод проходят над внутренним диаметром трубопровода. На Фиг.20C показан вид в разрезе трубопровода 2010, взятый по линии 20C-20C и не имеющий шпоночного паза внутри.
Хотя на Фиг.19A-20C показан единичный держатель провода совместно с единичным рукавом, но могут быть предусмотрены варианты. Например, рукав может быть не нужен, когда держатель провода надежно закреплен. В некоторых случаях рукав можно использовать без держателя провода. Можно использовать один ил несколько держателей провода и/или рукавов.
Специалистам в данной области очевидно, что описанные здесь проводные трубопроводы весьма пригодны для интеграции в бурильную колонну в качестве телеметрической системы соединенных между собой WDP для передачи сигналов в условиях ствола скважины. Каждый из трубопроводов включает в себя трубчатый корпус, снабженный коммуникативным соединителем на или вблизи каждого из двух концов трубчатого корпуса, причем коммуникативные соединители позволяют передавать сигналы между соседними соединенными между собой трубопроводами. Конкретные варианты такой системы, например удлиненная подушка и/или расширяемый трубчатый рукав, располагаются вдоль внутренней стенки трубчатого корпуса трубопровода, и один или несколько проводящих проводов проходят вдоль подушки/рукава так, что один или несколько проводов размещаются между внутренней стенкой трубчатого корпуса и, по меньшей мере, участком подушки/рукава. Один или несколько проводов, также именуемые здесь кабелем, подключены между коммуникативными соединителями для установления проводной линии связи.
Совершенно очевидно, что настоящее изобретение обеспечивает некоторое облегчение при производстве. Бурильная труба, например, обычно изготавливается из трех отдельных частей, которые свариваются друг с другом. Центральная часть (трубчатый корпус) представляет собой простую стальную трубу, осаженную на каждом конце методом горячей штамповки. Концевые части (инструментальные секции или концевые соединения) начинаются как горячештампованные стальные формы, на которых резьба и другие особенности выполнены путем механической обработки до того, как они будут приварены трением к трубчатому корпусу.
Описанные здесь модификации в отношении обычного трубопровода, в частности бурильной трубы, можно, в целом, реализовать после того, как бурильная труба будет полностью изготовлена. Однако определенные операции можно упростить, если производить их в ходе изготовления. Например, каналы для проводов (например, отверстия, просверленные ружейным сверлом) от катушек трансформатора в трубчатый корпус трубы можно выполнять путем механической обработки одновременно с резьбами и буртиками секций трубы. Аналогично, канавки и другие признаки можно добавлять к корпусу до операции сварки трением, которая связывает инструментальные секции с трубчатым корпусом, когда ВД корпуса трубы более доступен.
Альтернативно, многие способы, описанные в предыдущих разделах, можно с выгодой включать в процесс производства, и, в некоторых случаях, согласно разным временным этапам выполнения способа. Например, особенности прокладки проводов могут быть встроены в длинную среднюю секцию бурильной трубы до любых этапов осадки и/или сварки. Встраивание особенности прокладки проводов в бурильную трубу, имеющую однородный ВД, может быть проще, чем их проведение в законченную бурильную трубу, которая обычно имеет меньший ВД на концах. После того, как средняя секция снабжена особенностями прокладки проводов, ее можно подвергнуть известным операциям осадки и сварки. Следующая схема конструирования обеспечивает встроенную особенность прокладки проводов, которая проходит на протяжении 80% длины законченной бурильной трубы (например, 25 футов из 30).
Во-первых, металлический или полимерный трубчатый рукав может быть выполнен путем гидроформинга в корпусе до операции осадки. Поскольку внутренний диаметр должен быть более однородным, величина расширения будет значительно уменьшена, что упрощает операцию и повышает согласованность. Отдельный способ прокладки будет использоваться для переноса проводки из инструментальной секции и за пределы фрикционной связи.
Аналогично, металлический рукав можно формовать взрывом внутри трубчатого корпуса трубопровода до сварки трением. Кроме того, можно металлургически присоединять рукав к трубе, что облегчает процесс осадки. Аналогично, металлическую подушку легче приварить на месте до сварки трением.
Кроме того, внутреннюю/внешнюю канавки для размещения кабеля можно экструдировать, формовать или подвергать механической обработке в трубчатом корпусе трубы до осадки и сварки корпуса. В частности, экструдирование или формование канавки будет дешевле механической обработки, и канавка будет прочнее и устойчивее к усталости.
Другие модификации производства относятся к способности проводных трубопроводов, соответствующих изобретению, выдерживать неисправности проводки или другие сбои. На Фиг.21A схематически показана проводная линия связи в соответствии с трубопроводами (например, WDP), показанными на Фиг.2-4. Таким образом, пара противоположных тороидальных трансформаторов 226, 236 (компонентов соответствующих коммуникативных соединителей) соединены между собой кабелем 214, имеющим пару изолированных проводящих проводов, проложенных в трубчатом корпусе трубопровода. Каждый тороидальный трансформатор содержит материал сердечника, имеющий высокую магнитную проницаемость (например, супермаллой), обмотанный N витками изолированного провода (N˜100-200 витков). Изолированный провод неоднородно обмотан вокруг тороидального сердечника с образованием обмоток трансформатора (не пронумерованных отдельно). Четыре изолированных паяных, сварных или скрученных соединений или соединителей 215 используется для соединения проводов кабеля 214 с соответствующими обмотками трансформаторов 226, 236.
Надежность может быть важным фактором для таких секций WDP. При обрыве какого-либо провода в такой секции, вся система WDP, использующая поврежденную секция WDP также дает сбой. Может возникать несколько сбойных режимов. Например, "соединения холодной пайкой" не являются необычными, когда припой непрочно связан с обоими проводами. Они могут периодически обнажаться и затем разрушаться в открытом состоянии. Продолжительная вибрация может приводить к усталости и обрыву проводов, если они не закреплены жестко. Тепловое расширение, удары или загрязнение могут приводить к повреждению или обрыву провода, используемого для обматывания тороидального сердечника.
На Фиг.21B схематически показана пара независимых проводных линий связи для использования в трубопроводе, например, секции WDP согласно настоящему изобретению. Таким образом, пара противоположных тороидальных трансформаторов 1626, 1636, каждый из которых включает в себя систему обмоток, имеющую две независимые обмотки, причем каждая обмотка лежит, по существу, в 180° секторе системы обмоток. В частности, тороидальный трансформатор 1626 имеет первую обмотку 1626a и вторую обмотку 1626b, каждая из которых независимо и однородно намотана на половину окружности тороидального сердечника трансформатора 1626. Аналогично, тороидальный трансформатор 1636 имеет первую обмотку 1636a и вторую обмотку 1636b, каждая из которых независимо и однородно намотана на половину окружности тороидального сердечника трансформатора 1636. Пара изолированных проводящих проводов, именуемая кабелем 1614a, проходит между и присоединены соответствующими концами к обмоткам 1626a, 1636a посредством четырех изолированных паяных соединений 1615a. Аналогично, пара изолированных проводящих проводов, именуемая кабелем 1614b, проходит между и присоединены соответствующими концами к обмоткам 1626b, 1636b посредством четырех изолированных паяных соединений 1615b. Кабель 1614a проложен независимо от кабеля 1614b (имея в виду отдельные электрические каналы, но не обязательно раздельные места прокладки в WDP), поэтому кабели и их соответствующие соединенные между собой обмотки образуют две независимые проводные линии связи.
Очевидно, что надежность WDP можно повысить с использованием конфигурации двойной намотки (или другой множественной намотки) согласно Фиг.21B. В этой конструкции имеется вторая, избыточная, цепь. Каждый тороидальный сердечник обмотан двумя отдельными обмотками (обозначенными пунктирными и штриховыми линиями). Каждая обмотка может иметь одно и то же число витков (M). Однако две обмотки могут иметь разное число витков (N) и, тем не менее, обеспечивать большинство преимуществ избыточности. Если M=N, то электромагнитные свойства новой конструкции, по существу, такие же, как у предыдущей конструкции.
Поскольку две цепи подключены параллельно, при нарушении одной цепи, другая цепь обычно может по-прежнему переносить телеметрический сигнал. Кроме того, характеристический импеданс линии связи не должен значительно изменяться, поэтому такой сбой, скорее всего, не приведет к увеличению ослабления. Последовательное сопротивление соединительных проводов может возрастать в этой секции бурильной трубы при обрыве одной цепи, но последовательное сопротивление соединительных проводов никоим образом не может привести к значительным потерям при передаче. Поток рассеяния из тороидального сердечника также может немного возрастать при обрыве одной цепи, но это также может приводить к незначительному эффекту. Поскольку магнитная проницаемость сердечника относительно весьма велика, большая часть потока из одной обмотки должна по-прежнему оставаться в сердечнике.
Некоррелированные сбои должны быть значительно сокращены. Например, предположим, что соединения холодной пайкой не скоррелированы с частотой появления 10-3 на операцию пайки. Рассмотрим 660 бурильных труб (20000 футов) с одной цепью и четырьмя паяными соединениями на бурильную трубу. Тогда количество соединений холодной пайкой для этой системы (10-3)(660)(4)˜3. При нарушении только одного из этих соединений холодной пайкой во время работы долота в системе WDP может произойти сбой. Теперь рассмотрим WDP с избыточной, второй цепью. Каждая бурильная труба теперь имеет 8 паяных соединений, поэтому бурильная колонна длиной 20000 футов будет иметь (10-3)(660)(8)˜6 соединений холодной пайкой. Однако при нарушении одного из этих паяных соединений, то вторая цепь может по-прежнему переносить сигнал. Разница нарушения второй цепи вследствие соединения холодной пайкой теперь составляет ˜10-3.
Другой тип сбоя может возникать, если камень или другой малый объект входит в контакт с обмоткой и разбивает или разрезает провод. Если две обмотки лежат, по существу, в 180° секторе на противоположных половинах тороидального трансформатора, то вероятность повреждения обеих обмоток значительно снижается. Таким образом, физическое разделение двух обмоток предпочтительно, но также можно перемежать две обмотки, каждая из которых занимает 360° тороидального сердечника.
Если две цепи проложены по двум разным каналам вдоль бурильной трубы между тороидальными трансформаторами, вероятность одновременного повреждения обеих цепей значительно снижается. Например, при наличии каких-либо острых краев в каналах, где размещены провода вдоль бурильной трубы, удар или вибрация может приводить к тому, что провода будут тереться об острые края и разрезаться. Такие острые края могут возникать вследствие неполного удаления заусенцев механических деталей в ходе изготовления.
Из вышеприведенного описания следует, что предпочтительные и альтернативные варианты осуществления настоящего изобретения допускают различные модификации и изменения, не выходящие за рамки его истинной сущности. Например, в аспекте независимой проводной линии связи настоящего изобретения, три или более цепей можно использовать в проводных бурильных трубах для повышения избыточности. В этом случае, каждая обмотка будет лежать, по существу, в 120° секторе тороидального трансформатора. Таким образом, даже в случае обрыва двух цепей в одной бурильной трубе, третья цепь будет по-прежнему переносить сигнал.
Другие типы индуктивных связей также будут пользоваться преимуществами избыточных цепей. Например, известные системы WDP используют индуктивные соединители на каждом конце бурильной трубы, причем каждый соединитель содержит одну или несколько проводных петель в магнитных сердечниках. Однако такие системы содержат только одну цепь на бурильную трубу. Согласно аспекту независимых проводных линий связи настоящего изобретения можно использовать две или более независимых цепи, причем каждая цепь состоит из одной петли провода на соединитель и соединительных проводов между двумя соединителями.
На Фиг.22A-D представлены методы защиты тороидального трансформатора 226 соединителя 220, показанного на Фиг.2-4. На каждой из этих фигур подробно изображен участок секции WDP 210 и показаны различные варианты прорези 225, которая вмещает тороидальный трансформатор 226. Держатель трансформатора, обычно в форме кольца, находится в прорези 225 на конце секции WDP 210.
Согласно Фиг.22A трансформатор 226 находится в прорези 225 с кабелями 214, проходящими от него в проводной канал 2290. Герметизирующий материал 2295 может быть размещен вокруг трансформатора 226. Подробности, касающиеся трансформатора 226, герметизирующий материал 2295 и другие особенности соединителя 220 дополнительно описаны в патенте США № 6641434, ранее включенном сюда посредством ссылки. Герметизирующий материал можно вводить в канавку после размещения трансформатора в канавке. Альтернативно, трансформатор можно заранее герметизировать до вставки в канавку, тем самым обеспечивая спад в трансформаторе.
Держатель 2297 трансформатора находится в прорези 225 для крепления и защиты трансформатора 226 в ней. Держатель 2297 трансформатора находится в отверстии прорези 225. Держатель 2297 трансформатора показан фрикционно размещенным в прорези 225. Держатель трансформатора, предпочтительно, выполнен из непроводящего материала, например, композита, который можно использовать для герметизации прорези. Связующий материал можно использовать для крепления держателя трансформатора на месте. Предпочтительно, держатель трансформатора находится на или ниже поверхности держателя провода. В некоторых случаях держатель трансформатора может быть подвергнут механической обработке для сокращения держателя трансформатора до нужной позиции в прорези 225.
На Фиг.22B показана альтернативные прорезь 225a и держатель 2297a трансформатора. На этой фигуре изображена альтернативная геометрия прорези 225. Прорезь и/или держатель может иметь различные геометрии, призванные облегчать изготовление секции WDP, облегчать размещение трансформатора в прорези и/или упрощать работу соединителя.
Держатель 2297a трансформатора находится в прорези 225a. Как показано, держатель трансформатора выполнен из металла или другого проводящего материала и присоединен к стенке прорези 225a. Держатель может быть снабжен зубцами 2299 (или другим устройством захвата), призванными фиксировать держатель на поверхности прорези 225a. При использовании металлического держателя держатель обычно контактирует только с одной поверхностью прорези 225a во избежание короткого замыкания в соединителе 220. Герметизирующий материал может быть размещен вокруг держателя для дополнительной герметизации прорези и/или защиты трансформатора. В этом случае, держатель находится на расстоянии под поверхностью секции WDP 210. Герметизирующий материал можно помещать в прорезь до, в ходе и/или после размещения держателя в прорези. Герметизирующий материал можно добавлять для заполнения прорези.
На Фиг.22C показаны альтернативные прорезь 225b и держатель трансформатора 2297b. Показано, что прорезь 225b имеет карманы 2288, способные принимать герметизирующий материал. Карманы также можно использовать для приема связующего или иного материала для крепления трансформатора на месте. Дополнительную область в прорези 225b можно использовать для дополнительного крепления трансформатора во избежание его удаления.
Карманы могут иметь форму резьбы, проходящей по одной или обеим стенкам прорези 225b. Эти карманные резьбы и/или другие резьбы могут быть обеспечены в прорези 225b. Такие резьбы можно использовать для приема и размещения держателя 2297b в прорези 225b. Держатель 2297b можно ввинчивать в прорезь 225b на нужную глубину. Отверстие 2298 или другая полость может находиться в держателе 2297b для приема инструмента, который можно использовать для установки держателя 2297b. Обычно в держателе предусмотрены два таких отверстия, что позволяет поворачивать кольцо и фиксировать его на месте.
На Фиг.22D показана альтернативная конфигурация держателя. Этот держатель, по существу, такой же, как держатель 2297a, показанный на Фиг.22B, за исключением того, что секция WDP 210 снабжена каналом 2283, способным принимать держатель 2297a и фиксировать его на месте.
Обычно требуется, чтобы две соседние секции трубы были достаточно затянуты (т.е. принудительно соединены друг с другом с крутящим моментом, достаточным для достижения надлежащего трубного уплотнения наружного конца с внешним буртиком соседней проводной трубы), чтобы тот же крутящий момент мог автоматически притягивать внутренний буртик ко внутреннему концу трубы соседней секции проводной трубы, чтобы надежно формировать замкнутый тороидальный канал с высокой электропроводностью и низкой проницаемостью. В некоторых случаях, контакт между соединителями соседних труб может быть недостаточным для электрической связи между ними. На Фиг.23A-24 представлены методы регулировки секции WDP для обеспечения улучшенного контакта между ними.
На Фиг.23 A-D показаны подробные виды конца секции WDP 210 и изображен трансформатор 226, размещенный в прорези 225. На каждой из этих фигур показана секция WDP, которая может быть подвергнута механической обработке или регулировке от исходного размера (показанного сплошной линией) до уменьшенного размера (показанного штриховой линией).
На Фиг.23A показаны секция WDP 210, трансформатор 226, прорезь 225a и держатель 2297a провода, показанный на Фиг.22B. Держатель 2297a провода находится на расстоянии под концом 2375 секции WDP 210. Секция WDP может быть подвергнута механической обработке и уменьшена, как указано штриховыми линиями. Резьба 2377 также может быть подвергнута механической обработке для образования такой же или другой резьбы для облегчения соединения с соседней секцией WDP.
На Фиг.23B показана альтернативная конфигурация секции WDP 210 и держателя 2297a. Из этой фигуры следует, что прорезь может быть подвергнута механической обработке на расстоянии от конца 2375 секции WDP. Трансформатор, предпочтительно, находится в прорези 225a' на глубине, достаточной для механической обработки конца секции WDP без повреждения соединителя. Глубину можно регулировать по желанию. В зависимости от глубины соединителя, секция WDP может быть при необходимости повторно подвергнута механической обработке. В некоторых случаях, держатель также может быть подвергнут механической обработке или заменен, чтобы он мог по-прежнему обеспечивать защиту трансформатора.
Согласно Фиг.23C избыточность может быть обеспечена за счет добавления второго трансформатора 226, кабеля 314 и/или держателя 2297. В этом случае, конец 2375 может быть подвергнут механической обработке для удаления первого соединителя и держателя провода и по-прежнему иметь второй трансформатор, доступный для использования. Можно обеспечить один или несколько избыточных трансформаторов и кабель. Как показано, избыточные трансформаторы находятся в той же канавке на буртике трубопровода. Однако избыточные трансформаторы и/или канавки могут располагаться в других позициях относительно того же или других концов трубопровода. В случаях, когда предусмотрено несколько трансформаторов и/или кабелей, сигналы могут не передаваться через один или оба трансформатора.
На Фиг.23D показаны альтернативные трансформатор 226 и держатель 2297 трансформатора в секции WDP 210. Трансформатор и держатель, показанные на Фиг.23D, такие же, как показанные на Фиг.22A, за исключением того, что прорезь 225 была расширена на конце 2375 секции WDP 210, и держатель 2297 был расширен для заполнения дополнительной области прорези. Держатель может быть расширен, как показано, или размещен в прорези с дополнительным герметизирующим материалом. Как показано, держатель подвергается механической обработке с концом секции WDP и сокращается, как показано штриховыми линиями.
Конфигурации расширенной прорези и механически обрабатываемых концов, показанных на Фиг.23A, можно использовать с любыми конфигурациями держателя или прорези.
На Фиг.24 показан альтернативный метод обеспечения хорошего контакта между соседними секциями WDP. Прокладка 2455 находится между соседними секциями WDP для заполнения любого зазора между ними. Прокладка может представлять собой твердую деталь, привинченную к концу секции WDP для резьбового соединения с соседней секцией WDP. Обычно, резьбовые прокладки труб выполнены из металла. Однако непроводящий участок 2457 размещен в участке прокладки, чтобы трансформатор 226 мог создавать тороидальный канал. Как показано, непроводящий участок расположен смежно с прорезями 225 в соседних бурильных трубах, и проводящие участки 2459a и b находятся в остальных участках.
Прокладка может представлять собой цельную деталь, проходящую по всему соединению. Альтернативно, первый участок 2461 прокладки может быть выполнен в виде традиционной резьбовой прокладки, а второй участок 2463 может представлять собой вставку, расположенную смежно с концами 2357 соседних секций WDP. Прокладка, полностью или частично, может использоваться, при необходимости, для заполнения зазоров между секциями WDP. Прокладки могут быть навинчены по резьбе 2377 секции WDP или присоединены путем крепления или сварки. При необходимости, можно использовать одну или несколько прокладок или участков прокладки. Предпочтительно, прокладки обеспечивают достаточный контакт для поддержки секций WDP, предотвращения перетока флюида между секциями WDP и обеспечения связи между секциями WDP. По меньшей мере, участок прокладки может быть снабжен износостойким материалом. Например, участок 2457 может представлять собой износоустойчивое кольцо.
Расстояние между буртиками 2357 и 2359 первой секцией WDP может быть таким же или немного отличаться от расстояния между буртиками 2357 и 2359 соседней секцией WDP.
Специалистам в данной области техники также очевидно, что настоящее изобретение, согласно его различным аспектам и вариантам осуществления, не ограничивается применением к WDP. Так, например, проводные линии связи и соответствующие аспекты настоящего изобретения можно выгодно применять к насосно-компрессорным трубам, обсадным колоннам и т.д., которые не используются для бурения. Один такой вариант применения относится к постоянным наземным установкам, в которых используются датчики для мониторинга различных параметров пласта во времени. Соответственно, настоящее изобретение можно применять в таких устройствах постоянного мониторинга для обеспечения связи между поверхностью и постоянными скважинными датчиками. Кроме того, различные конфигурации и/или устройства можно использовать в комбинации. Например, прокладку, показанную на Фиг.24, можно использовать совместно с избыточным соединителем, показанным на Фиг.23C.
Это описание приведено исключительно в целях иллюстрации и не должно рассматриваться в ограничительном смысле. Объем этого изобретения должен определяться только нижеследующей формулой изобретения. Термин "содержащий", применяемый в формуле изобретения, следует понимать как "включающий в себя, по меньшей мере," так что список элементов, приведенный в формуле изобретения представляет собой открытый набор или группу. Аналогично, термины "вмещающий в себя," имеющий," и "включающий в себя" относятся к открытому набору или группе элементов. Указание на единственное число подразумевает также и множественное число, если специально не указано обратное. Кроме того, пункты способа не ограничиваются порядком или последовательностью, в которой представлены этапы таких пунктов. Так, например, этап способа, указанный первым, в пункте способа не обязательно должен выполняться до этапа, указанного вторым в этом пункте.
Изобретение относится к области электротехники, в частности к скважинным телеметрическим системам для передачи сигналов между наземным устройством и скважинным прибором, размещенным в стволе скважины. Предложена проводная бурильная труба для бурильной колонны скважинного прибора, размещенного в стволе скважины, проникающем в геологический пласт. Проводная бурильная труба включает в себя бурильную трубу, кабель и держатель провода. Бурильная труба имеет прорезь на своем конце. Прорези способны принимать, по меньшей мере, один трансформатор. Бурильная труба имеет внутреннюю поверхность, образующую канал для потока бурового раствора через него. Кабель проходит от трансформатора в канал бурильной трубы. Держатель провода находится на внутренней поверхности бурильной трубы. Держатель провода предназначен для крепления кабеля в ней. Техническим результатом изобретения является снижение вероятности электрических неисправностей и/или сбоев за счет хорошего контакта между соседними трубами. 7 н. и 30 з.п. ф-лы, 51 ил.
трубчатый корпус, имеющий осевой канал,
охватывающий конец, размещенный на первом конце трубчатого корпуса, имеющего первый коммуникативный соединитель, размещенный в охватывающем конце,
охватываемый конец, размещенный на втором конце трубчатого корпуса, имеющего второй коммуникативный соединитель, размещенный в охватываемом конце,
проводник, подключенный к первому коммуникативному соединителю,
подключенный ко второму коммуникативному соединителю и
проходящий через, по меньшей мере, участок осевого канала, и
расширяемый рукав, размещенный в осевом канале трубчатого корпуса, так что участок проводника, проходящий через осевой канал, находится между внутренней стенкой трубчатого корпуса и расширяемым рукавом.
обеспечивают трубчатый корпус, имеющий осевой канал, охватывающий конец, размещенный на первом конце трубчатого корпуса, охватываемый конец, размещенный на втором конце трубчатого корпуса, и проводник, причем охватывающий конец включает в себя первый коммуникативный соединитель, охватываемый конец включает в себя второй коммуникативный соединитель, и проводник подключен к первому и второму коммуникативным соединителям и проходит вдоль осевого канала,
вставляют расширяемый рукав в осевой канал, так чтобы, по меньшей мере, участок проводника находился между внутренней стенкой трубчатого корпуса и расширяемым рукавом, пластично расширяют расширяемый рукав.
трубчатый корпус, имеющий осевой канал,
охватывающий конец, размещенный на первом конце трубчатого корпуса, имеющего первый материал сердечника, размещенный в охватывающем конце, охватываемый конец, размещенный на втором конце трубчатого корпуса, имеющего второй материал сердечника, размещенный в охватываемом конце,
первую обмотку, намотанную вокруг, по меньшей мере, участка первого материала сердечника и вторую обмотку, намотанную вокруг, по меньшей мере, участка первого материала сердечника,
третью обмотку, намотанную вокруг, по меньшей мере, участка второго материала сердечника, и четвертую обмотку, намотанную вокруг, по меньшей мере, участка второго материала сердечника,
первый проводник, подключенный к первой обмотке и третьей обмотке и проходящий через трубчатый корпус, и
второй проводник, подключенный ко второй обмотке и четвертой обмотке и проходящий через трубчатый корпус.
вторая обмотка включает в себя приблизительно такое же число витков, что и четвертая обмотка.
первая обмотка и третья обмотка лежат в отдельных секторах
первого материала сердечника, причем каждый сектор занимает около 180° первого материала сердечника,
вторая обмотка и четвертая обмотка лежат в отдельных секторах второго материала сердечника, причем каждый сектор занимает около 180° второго материала сердечника.
пятую обмотку, намотанную вокруг, по меньшей мере, участка первого материала сердечника,
шестую обмотку, намотанную вокруг, по меньшей мере, участка второго материала сердечника, и
третий проводник, проходящий между пятой и шестой обмотками и подключенный к ним.
трубчатый корпус, имеющий осевой канал,
охватывающий конец, размещенный на первом конце трубчатого корпуса,
охватываемый конец, размещенный на втором конце трубчатого корпуса, и
по меньшей мере, один коммуникативный соединитель, размещенный в охватывающем конце или охватываемом конце или и там, и там, в котором, по меньшей мере, один коммуникативный соединитель содержит прорезь, трансформатор, размещенный в прорези; герметизирующий материал, размещенный в прорези и вокруг трансформатора, и проводящий держатель трансформатора, прикрепленный к, по меньшей мере, одной поверхности прорези, причем противоположные стороны прорези изолированы друг от друга.
герметизирующий материал, размещенный в прорези и вокруг трансформатора, и
непроводящий держатель трансформатора, имеющий, по меньшей мере, одно отверстие, способное принимать установочный инструмент.
охватываемый конец, размещенный на втором конце трубчатого корпуса, по меньшей мере, одну прорезь, размещенную в, по меньшей мере, одном из охватывающего конца и охватываемого конца, по меньшей мере, один трансформатор, размещенный в прорези, наполнитель, размещенный в прорези, и
держатель трансформатора, размещенный на выбранном расстоянии от поверхности прорези.
второй трансформатор, размещенный во второй трубчатой детали, вблизи буртика в охватываемом конце, так что первый трансформатор находится вблизи второго трансформатора, и
прокладку, размещенную между буртиком в охватывающем конце и буртиком в охватываемом конце, причем прокладка выполнена из непроводящего материала и находится вблизи первого и второго трансформаторов.
| СИСТЕМА ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРИЧЕСТВА ВНИЗ ПО СТВОЛУ СКВАЖИНЫ | 1996 |
|
RU2149261C1 |
| УСТРОЙСТВО, ЗОНД И СПОСОБ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ СВОЙСТВА ПОДПОВЕРХНОСТНОГО ПЛАСТА | 1999 |
|
RU2178525C2 |
| ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗДВИЖНОЙ РАСШИРИТЕЛЬ БУРОВЫХ СКВАЖИН | 2003 |
|
RU2229582C1 |
| WO 2004085796 A, 07.10.2004 | |||
| US 2005200210 A, 15.09.2005 | |||
| US 2002193004 A, 19.12.2002 | |||
| US 5539037 A, 16.08.1994. | |||
