СИСТЕМА ДВУСТОРОННЕЙ ТЕЛЕМЕТРИИ ПО БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЕ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЙ И УПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЕМ Российский патент 2011 года по МПК E21B47/12 

Область техники

Изобретение относится к областям бурения эксплуатационных углеводородных скважин, к измерению характеристик пласта в скважине и к осуществлению двусторонней связи для передачи измерительной и управляющей информации между скважинным и наземным оборудованием.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Появление измерений в процессе бурения (MWD) и каротажа в процессе бурения (LWD), а также развитие наземного управления специальными буровыми технологическими процессами, такими как направленное бурение, стали важными усовершенствованиями в технике бурения и эксплуатационных углеводородных скважин. Эти технологические процессы требуют осуществления двусторонней связи между наземным и скважинным измерительным и буровым оборудованием. В настоящее время гидроимпульсная скважинная телеметрия является единственной широко распространенной технологией промышленного использования для осуществления связи во время бурения между скважинным оборудованием и поверхностью. Если не указано иного, сквозные ссылки «в процессе бурения» и им подобные должны означать, что бурильная колонна находится в стволе скважины или частично в стволе скважины, что относится к части буровых работ, включающих в себя бурение, остановки и/или спускоподъемные операции, а необязательно то, что буровое долото вращается. В гидроимпульсной скважинной телеметрии данные передаются, как пульсации давления в буровом растворе. Однако гидроимпульсная скважинная телеметрия имеет хорошо известные ограничения, включающие в себя сравнительно медленное осуществление связи, низкую скорость передачи данных и низкую надежность. Современная технология гидроимпульсной скважинной телеметрии способна подавать данные MWD/LWD со скоростью примерно 12 бит в секунду. Во многих случаях такая скорость является недостаточной, для передачи всех данных, которые собирает колонна инструмента LWD, или накладывает ограничения на компоновку необходимой колонны инструмента. Также технология гидроимпульсной скважинной телеметрии плохо работает в стволах скважин с большим отходом. Передача сигнала от устья к забою скважины с целью регулирования подачи бурового насоса, для управления такими процессами, как направленное бурение и функционирование инструмента, также является медленной и имеет очень низкую скорость передачи информации. Также в некоторых условиях, например при бурении на депрессии при применении газа или аэрированного бурового флюида, современная гидроимпульсная скважинная телеметрия функционировать не может.

Годами предпринимаются различные попытки разработать альтернативы гидроимпульсной скважинной телеметрии, которые были бы быстрее, имели более высокую скорость передачи данных и не требовали присутствия бурового раствора особенного типа. Например была предложена акустическая телеметрия, которая передает акустические волны по бурильной колонне. По расчету скорость передачи данных должна быть на порядок выше, чем при гидроимпульсной скважинной телеметрии, но все равно ограниченной, и проблемой является шум. Акустическая телеметрия пока не стала промышленно применимой. Другим примером является электромагнитная телеметрия через земную толщу. Эта технология считается имеющей ограниченную дальность действия, зависит от характеристик, особенно сопротивления пластов, окружающих ствол скважины, и также имеет ограниченную скорость передачи данных.

Давно предложено размещение проводов в бурильных трубах для передачи сигналов. Некоторые ранние подходы к бурильной трубе с проводами раскрыты в патентах США №4126848, №3957118, №3807502 и в публикации W.J.McDonald, Oil and Gas Journal, стр.115-124, 3 апреля 1978 г.

Идея использования индуктивных соединительных муфт на трубных замках также была предложена. Использование индуктивных соединительных муфт в бурильной колонне раскрывают следующие документы: патент США №4605268, опубл. в Российской Федерации патентная заявка 2140527, зарегистрированная 18 декабря 1997 г., опубл. в Российской Федерации патентная заявка 2040691, зарегистрированная 14 февраля 1992 г. и публикация WО 90/14497 А2. Также патент США №5052941, патент США №4806928, патент США №4901069, патент США №5531592, патент США №5278550 и патент США №5971072.

Патент США №6641434 описывает замок бурильной трубы с проводом, который является значительным успехом в уровне техники бурильных труб с проводом для надежной передачи данных измерений с высокими скоростями передачи данных, двусторонней, между наземной станцией и местами в стволе скважины. Этот патент описывает замок, в котором проводящие слои сокращают потери энергии сигнала по длине бурильной колонны за счет снижения оммических потерь и потерь магнитного потока в каждой индуктивной соединительной муфте. Замок бурильной трубы с проводом является надежным в эксплуатации, поскольку он остается работоспособным при наличии разрывов в слое проводника. Показатели, сопровождающий эти и другие успехи в технике телеметрии по бурильной колонне, обеспечивают возможность для инноваций, где предшествующие недостатки дальности действия и скорости передачи данных ограничивали показатели работы системы.

Одной из задач настоящего изобретения является обеспечить усовершенствованные операции по измерению и каротажу пласта, а также усовершенствованное управление и оптимизацию параметров бурения, до настоящего времени неосуществимое по различным причинам, с совместным использованием технологических приемов усовершенствованной двусторонней телеметрией по бурильной колонне.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение имеет признаки, которые, помимо прочего, полностью используют преимущества недавних усовершенствований в телеметрии по бурильной колонне. По существу двусторонняя связь в режиме реального времени в вариантах осуществления изобретения используется для усовершенствования измерения и управления во время процессов бурения (и во время остановок и спускоподъемных операций) и для достижения усовершенствованного выполнения операций и принятия решений.

Форма осуществления изобретения имеет практическое применение в операциях бурения в толще пород стволов скважин с использованием: буровой установки, бурильной колонны, которая имеет верхний конец, в общем, с возможностью механического соединения и подвешивания на буровой установке, и компоновки низа бурильной колонны, примыкающей к нижнему концу бурильной колонны, причем компоновки низа бурильной колонны, включающей в себя буровое долото на своем нижнем конце. Для получения информации, по меньшей мере, по одному параметру, измеренному у компоновки низа бурильной колонны, предлагается способ, который включает в себя следующие этапы, где:

обеспечивают компоновку низа бурильной колонны, по меньшей мере, одним измерительным устройством, причем упомянутое, по меньшей мере, одно измерительное устройство выдает данные измерений параметров, соответствующих параметрам у компоновки низа бурильной колонны;

обеспечивают систему процессора у верха скважины на поверхности земли;

обеспечивают систему телеметрии по бурильной колонне, соединенную с упомянутым, по меньшей мере, одним измерительным устройством и с процессорной системой у верха скважины;

передают упомянутые данные от измерительного устройства на систему процессора у верха скважины через систему телеметрии по бурильной колонне. (Ссылки на поверхность земли в данном документе предназначены указать месторасположение на поверхности или близко от любой поверхности: земли, воды или льда, для морского и наземного бурения).

В этом варианте осуществления изобретения измеренный параметр условий у компоновки низа бурильной колонны является измеренной характеристикой геологических формаций, окружающих компоновку низа бурильной колонны, и этап оснащения, по меньшей мере, одним измерительным устройством компоновки низа бурильной колонны содержит оснащение устройством каротажа в процессе бурения компоновки низа бурильной колонны. В данном варианте осуществления изобретения этап оснащения устройством каротажа в процессе бурения содержит оснащение устройством, выбранным из группы, состоящей из: устройства измерения сопротивления, устройства направленного измерения сопротивления, акустического измерительного устройства, ядерного измерительного устройства, устройства измерения ядерного магнитного резонанса, сейсмического измерительного устройства, устройства отображения и устройства отбора пластовых проб.

В другом варианте осуществления изобретения измеренный параметр у компоновки низа бурильной колонны является измеренным параметром бурения и этап оснащения, по меньшей мере, одним измерительным устройством компоновки низа бурильной колонны содержит оснащение устройством измерения в процессе бурения компоновки низа бурильной колонны. В данном варианте осуществления изобретения этап оснащения устройством измерения в процессе бурения содержит этап оснащения устройством, выбранным из группы, состоящей из: устройства измерения наргузки на долото, устройства измерения крутящего момента, устройства измерения вибраций, устройства измерения ударной нагрузки, устройства измерения скачкообразного перемещения, устройства измерения направления и наклона.

В другом варианте осуществления изобретения компоновка низа бурильной колонны включает в себя подсистему наклонно-направленного бурения и этап выдачи сигналов управления процессора управления содержит подачу управляющих сигналов наведения. В форме данного варианта осуществления изобретения направленное бурение содержит систему управления роторным бурением и этап подачи сигналов управления на наземном процессоре содержит подачу сигналов управления наведением для системы наведения для роторного бурения.

В форме изобретения этап оснащения, по меньшей мере, одним измерительным устройством компоновки низа бурильной колонны содержит оснащение множеством измерительных устройств компоновки низа бурильной колонны, причем множества измерительных устройств, выдающих данные измерений, соответствующие множеству параметров у компоновки низа бурильной колонны.

В форме изобретения система телеметрии по бурильной колонне является двусторонней и включает в себя, по меньшей мере, участок бурильной колонны из бурильных труб с проводом. В варианте осуществления изобретения беспроводное соединение создается между системой телеметрии по бурильной колонне и процессором у верха скважины. Система процессора у верха скважины может размещаться в непосредственной близости от буровой установки или может быть в месте, удаленном от упомянутой буровой установки. Система телеметрии по бурильной колонне может быть гибридной системой телеметрии, включающей в себя различные типы средств телеметрии. В раскрываемом варианте осуществления изобретения гибридная система телеметрии по бурильной колонне включает в себя секцию бурильных труб с проводом и, по меньшей мере, одну секцию средства телеметрии, выбранного из группы, состоящей из: средства передачи информации с электрическим кабелем, средства передачи информации с оптическим кабелем и беспроводного средства. В данном варианте осуществления изобретения секция бурильной трубы с проводом включает соединенные бурильные трубы, причем каждая труба содержит ниппельный конец, имеющий индуктивную соединительную муфту с проводящим кольцом, и муфтовый конец, имеющий индуктивную соединительную муфту с проводящим кольцом и, по меньшей мере, один проводник между упомянутыми индуктивными соединительными муфтами ниппельного и муфтового концов, в которых смежные бурильные трубы индуктивно соединяются у соединенных концов муфты с ниппелем. Для сравнительно длинных спусков труб в скважину система промежуточных усилителей может обеспечиваться у трубных звеньев. В форме изобретения, однако, секция описанной бурильной трубы с проводом может создаваться длиной более 2000 футов упомянутых соединенных бурильных труб без каких-либо промежуточных усилителей.

В варианте осуществления изобретения, использующем описанный тип секции бурильной трубы с проводом, этап передачи данных содержит передачу упомянутых данных на несущей, имеющем частоту менее 500 кГц. В данном варианте осуществления изобретения данные передаются со скоростью 100 бит/сек и двусторонняя передача используется, по существу, в режиме реального времени.

В форме изобретения сигналы управления создаются в процессоре у верха скважины и передаются на компоновку низа бурильной колонны через систему телеметрии по бурильной колонне. В варианте осуществления этой формы изобретения компоновка низа бурильной колонны включает в себя систему наклонно-направленного бурения, и сигналы управления являются сигналами наведения. В данном варианте осуществления изобретения сигналы управления создаются в ответ на сигналы измерения.

Дополнительные признаки и преимущества изобретения должны стать более ясными из следующего подробного описания, сопровождающегося прилагаемыми чертежами.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 является изображением, частично в виде схемы и частично в виде блоков, системы, согласно вариантам осуществления изобретения, которая может использоваться для практического применения вариантов осуществления изобретения;

Фиг.2А является блок-схемой электронного оборудования подсистемы варианта беспроводного приемопередатчика, соответствующего варианту осуществления изобретения.

Фиг.2В является схемой, частично в виде поперечного разреза и частично в виде блоков, наземного стыковочного устройства, применяющего беспроводной приемопередатчик с его электронным оборудованием и антенну, смонтированную на бурильной колонне.

Фиг.3 является схематическим изображением вида в разрезе соединенных индуктивными муфтами бурильных труб с проводом, описанных в патенте США №6641434, что может быть использовано, по меньшей мере, как часть системы телеметрии по бурильной колонне, которая применяется в вариантах осуществления настоящего изобретения.

Фиг.4 является перспективным изображением с частичным вырезом торцевой пары элементов индуктивной соединительной муфты Фиг.3 с токовым контуром.

Фиг.5А является видом в разрезе противостоящей пары элементов индуктивной соединительной муфты Фиг.4 с токовым контуром, скрепленных вместе, как часть готовой к работе трубной колонны, включающим в себя вид поперечного разреза закрытого высокопроводящего, низкопроницаемого тороидального канала, заключающего в себе оба сердечника.

Фиг.5В является увеличенным видом в разрезе, показывающим больше деталей монтажа электромагнитных составляющих индуктивной соединительной муфты Фиг.5А с токовым контуром.

Фиг.5С является перспективным изображением с частичным вырезом элемента индуктивной соединительной муфты Фиг.5В с токовым контуром муфтового конца, показывающим деталь секции обмотки и внутреннего электрического кабеля.

Фиг.6 является схемой устройства каротажа сопротивления пласта такого типа, который применяется в качестве устройства каротажа во время бурения (LWD) или как часть комплекта устройств LWD в вариантах осуществления способа и системы изобретения.

Фиг.7 является схемой устройства каротажа направленного сопротивления пласта такого типа, который применяется в качестве устройства каротажа во время бурения (LWD) или как часть комплекта устройств LWD в вариантах осуществления способа и системы изобретения.

Фиг.8 является схемой устройства акустического каротажа пласта такого типа, который применяется в качестве устройства каротажа во время бурения (LWD) или как часть комплекта устройств LWD в вариантах осуществления способа и системы изобретения.

Фиг.9А-9D являются схемами устройств сейсмического каротажа такого типа, которые применяются в качестве устройства каротажа во время бурения (LWD) или как часть комплекта устройств LWD в вариантах осуществления способа и системы изобретения.

Фиг.10 является схемой устройства ядерного каротажа такого типа, который применяется в качестве устройства каротажа во время бурения (LWD) или как часть комплекта устройств LWD в вариантах осуществления способа и системы изобретения.

Фиг.11 является схемой устройства каротажа ядерного магнитного резонанса такого типа, который применяется в качестве устройства каротажа во время бурения (LWD) или как часть комплекта устройств LWD в вариантах осуществления способа и системы изобретения.

Фиг.12 является схемой устройства каротажа измерения давления такого типа, который применяется в качестве устройства каротажа во время бурения (LWD) или как часть комплекта устройств LWD в вариантах осуществления способа и системы изобретения.

Подробное описание

На Фиг.1 показана система скважинной площадки, на которой может применяться настоящее изобретение. Скважинная площадка может быть наземной или морской. В системе этого примера ствол 11 скважины образован в подземных формациях при помощи вращательного бурения с помощью хорошо известного способа. В вариантах осуществления изобретения может использоваться наклонно-направленное бурение, как будет описано в данном документе ниже.

Бурильная колонна 12 подвешена внутри ствола 11 скважины и имеет компоновку 100 низа бурильной колонны, которая включает в себя буровое долото 105 на нижнем конце. Наземная система включает в себя компоновку 10 вышки и платформы, размещенную над стволом 11 скважины, причем компоновку 10, которая включает в себя ротор 16, ведущую бурильную трубу 17, крюк 18 и вертлюг 19. Бурильная колонна 12 вращается ротором 16, приводимым в действие средством (не показано) и которое сцепляется с ведущей бурильной трубой 17 у верхнего конца бурильной колонны. Бурильная колонна 12 подвешена на крюк 18, прикрепленный к талевому блоку (также не показан) через ведущую бурильную трубу 17 и вертлюг 19, который позволяет бурильной колонне вращаться относительно крюка. Как хорошо известно, в качестве альтернативы может быть использован верхний привод.

В примере этого варианта осуществления изобретения наземная система дополнительно включает в себя буровой флюид или раствор 26, хранящийся в амбаре, образованном на скважинной площадке. Насос 29 подает буровой раствор 26 внутрь бурильной колонны 12 через отверстие в вертлюге 19, заставляя буровой раствор течь вниз через бурильную колонну 12, в направлении, указанном стрелкой 8. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 12 через отверстия в буровом долоте 105 и затем циркулирует вверх через кольцевое пространство между наружной поверхностью бурильной колонны и стенкой ствола скважины, в направлении, указанном стрелками 9. В этом хорошо известном способе буровой флюид смазывает буровое долото 105 и выносит выбуренную породу на поверхность, когда возвращается в амбар 27 для рециркуляции.

Как известно в уровне техники изобретения, на скважинной площадке могут обеспечиваться датчики для сбора данных, предпочтительно в режиме реального времени, касающихся операций на скважинной площадке, а также параметров условий на ней. Например, такие наземные датчики могут обеспечиваться для измерения таких параметров, как давление в стояке, нагрузка на крюк, момент вращения на поверхности, число оборотов в минуту ротора, и др.

Компоновка 100 низа бурильной колонны иллюстрируемого варианта осуществления изобретения включает в себя стыковочный переводник 110, модуль 120 каротажа во время бурения (LWD), модуль 130 измерений во время бурения (МWD), систему наведения для роторного бурения, двигатель 150 для наклонно-направленного бурения и буровое долото 105.

Модуль 120 LWD помещается в утяжеленную бурильную трубу специального типа, как известно в технике, и может иметь в своем составе один или множество каротажных зондов известных типов. Также должно быть понятно, что может быть задействовано, больше одного модуля LWD и/или МWD например, как представлено на позиции 120А. (Ссылки в данном документе на модуль позиции 120 могут также альтернативно означать модуль позиции 120А.)

Модуль LWD включает в себя функциональные возможности по измерению, обработке и хранению информации, а также по осуществлению связи с наземным оборудованием. В настоящем варианте осуществления изобретения модуль LWD включает в себя, например, один или более каротажных устройств следующих типов, которые измеряют характеристики пласта: устройство каротажа сопротивления, устройство направленного каротажа сопротивления, устройство акустического каротажа, устройство ядерного каротажа, устройство ядерного-магнитного резонансного каротажа, устройство измерения давления, устройство сейсмокаротажа, устройство отображения и устройство отбора образцов пласта.

Модуль 130 МWD также помещается в утяжеленную бурильную трубу специального типа, как известно в технике, и может иметь в своем составе один или множество устройств для измерения характеристик бурильной колонны и бурового долота. Инструмент MWD может дополнительно содержать устройство (не показано) для генерирования электроэнергии для скважинной системы. Оно может обычно включать в себя грязевой турбогенератор, приводимый в действие потоком бурового флюида, хотя могут быть задействованы другие системы энергоснабжения и/или батареи. Модуль МWD может включать в себя, например, один или более измерительных устройств следующих типов: устройство измерения нагрузки на долото, устройство измерения крутящего момента, устройство измерения вибрации, устройство измерения прерывистого перемещения, устройство измерения направления, устройство измерения наклона.

В настоящем изобретении применена система телеметрии по бурильной колонне, которая в иллюстрируемом варианте осуществления изобретения содержит систему индуктивно соединенных бурильных труб с проводом 180, которые проходят от наземного переводника 185 до стыковочного переводника 110 в компоновке низа бурильной колонны. В зависимости от факторов, включающих в себя длину бурильной колонны, могут предусматриваться ретрансляторные переводники или промежуточные усилители в интервалах колонны кабельных бурильных труб, с примером, представленным позицией 182. Ретрансляторные переводники, которые могут также снабжаться датчиками.

Стыковочный переводник 110 обеспечивает соединение между электронными схемами связи модулей MWD и LWD и системой телеметрии по бурильной колонне, которая в этом варианте осуществления изобретения содержит бурильные трубы с проводом с индуктивными соединительными муфтами. Стыковочный переводник 110 может также снабжаться датчиками.

На вершине колонны бурильных труб с проводом находится наземный переводник или наземное стыковочное устройство 185. Когда используется система бурильных труб с проводом, необходимо иметь канал связи между самой верхней бурильной трубой с проводом и наземным процессором (который, кроме прочего, обычно выполняет одну или больше из следующих функций: прием и/или передача данных, каротажной информации и/или информации управления на и/или от скважинного и наземного оборудования, выполнение вычислений и анализа и осуществление связи с операторами и удаленными местами). Предложены разнообразные подходы, некоторые из которых были обобщены в патенте США №7040415, включающие в себя использование скользящего кольцевого устройства и использование вращающихся электрических соединительных муфт, основанных на индукции или, так называемом, трансформаторном действии. Эти технологии вместе относятся к технологиям с вращающимся вертлюгом. Скользящее кольцо (также известное, как щеточные контактные поверхности) является хорошо известным электрическим контактором, разработанным, чтобы переносить электроток или сигналы от неподвижного кабеля на вращающееся устройство. Обычно в нем содержится неподвижный графитовый или металлический контакт (щетка), который несет невращающийся составляющий элемент, который трется о наружный диаметр вращающегося металлического кольца (который несет, например, верхний участок звена ведущей бурильной трубы). Когда металлическое кольцо поворачивается, электрический ток или сигнал проводится через неподвижную щетку на металлическое кольцо, осуществляя соединение. Вращающиеся электрические соединительные муфты, основанные на индукции (трансформаторном действии), известные, как вращающиеся трансформаторы, создают альтернативу скользящим кольцам и контактным щеткам, основанным на проводимости между вращающейся и неподвижной электронной схемой, так, что непосредственный контакт не является необходимым. Трансформаторные обмотки содержат неподвижную катушку и вращающуюся катушку, обе соосные с осью вращения. Любая из катушек может служить первичной обмоткой, когда другая служит вторичной обмоткой. Типы подходов, описанные в этом параграфе, могут быть использованы как наземный переводник 185 Фиг.1. В настоящее время беспроводной подход является более предпочтительным. Стыковочное устройство у верха скважины, имеющее форму наземного переводника 185, соединяется с электронной аппаратурой 35, которая вращается с ведущей бурильной трубой 17 и включает в себя приемопередатчик и антенну, которые осуществляют двустороннюю связь с антенной и приемопередатчиком станции 4 каротажа и управления, которая в настоящем варианте осуществления изобретения содержит систему процессора у верха скважины. Канал 175 связи схематически показан между электронной аппаратурой станцией 4 каротажа и управления. Соответственно конфигурация этого варианта осуществления изобретения предусматривает канал связи от станции 4 каротажа и управления через канал 175 связи к наземному переводнику 185, через систему телеметрии бурильных труб с проводом, к скважинному стыковочному переводнику 110 и составляющим элементам компоновки низа бурильной колонны, и такой же реверсивный, для двусторонней работы.

Фиг.2 показывает блок-схему вида электронной аппаратуры беспроводного приемопередатчика, которая может использоваться в качестве электронной аппаратуры 30 Фиг.1. Также может быть приведена ссылка на патент США №7040415. Сигнал от/на индуктивной соединительной муфты верхнего звена самой верхней кабельной бурильной трубы соединяется с модемом бурильной трубы с проводом. Модем 221 бурильной трубы с проводом, в свою очередь, сопряжен с беспроводным модемом 231. Также предусмотрены батарея 250 и блок 255 питания для энергоснабжения модемов. Может использоваться другое средство генерирования электроэнергии.

Станция каротажа и управления также, например, имеет приемопередатчик с беспроводным модемом.

Наземный модем 202 бурильной трубы с проводом выполнен с возможностью осуществления связи с одним или более модемами, промежуточными усилителями или другими стыковочными устройствами в скважинном инструменте через систему телеметрии по бурильной трубе с проводом. Предпочтительно, чтобы модемы обеспечивали дуплексную связь. Модем осуществляет связь с другим модемом или промежуточным усилителем, или иным переводником, размещенном в скважинном инструменте. Любой вид цифровой или аналоговой схемы модуляции может использоваться: такой как двухфазная манипуляция, частотная манипуляция (FSK), квадратурная фазовая модуляция (QPSK), квадратурная амплитудная модуляция (QAM), дискретная мультитоновая модуляция (DMT) и т.п. Эти схемы могут использоваться в сочетании с технологиями мультиплексирования любого вида, такими как мультиплексирование с разделением времени (TDM), мультиплексирование с разделением частоты (FDM) и т.п. Модем может включать в себя функцию диагностики бурильной трубы и диагностики скважинного инструмента.

Фиг.2В показывает вариант осуществления изобретения, в котором предусматривается специальный предохранительный переводник 240 между ведущей бурильной трубой 250 и самой верхней бурильной трубой с проводом 181. Предохранительный переводник 240 имеет индуктивную соединительную муфту 241 на своем нижнем конце, которая электрически соединяется с индуктивной соединительной муфтой самой верхней бурильной трубой с проводом. Кабель 215, который соединяется с индуктивной соединительной муфтой 241, выходит из предохранительного переводника 240 через отверстие с уплотнением и проходит снаружи ведущей бурильной трубы 250 к подсистеме 230 приемопередатчика, которая включает в себя антенну (антенны) 235. В месте выхода кабеля на предохранительном переводнике 240 может предусматриваться разъем 246. Кабель, проходящий вдоль и снаружи ведущей бурильной трубы 250, может быть герметически изолирован в канавке в ведущей бурильной трубе и, например, может быть защищен эпоксидными или ПЭЭК материалами. Дополнительный разъем может предусматриваться у электронной аппаратуры подсистемы приемопередатчика. Кабель 215 обеспечивается, по меньшей мере, одной проводной парой. Дополнительные варианты осуществления изобретения обеспечивают конфигурации подсистемы приемопередатчика, а также множество резервных антенн, связанных с подсистемами приемопередатчика, и безопасное генерирование электроэнергии для использования вращающейся подсистемой приемопередатчика.

Хотя показана только одна наземная станция 4 у одной скважинной площадки, могут предусматриваться одна или больше наземных станций на одной или больше скважинных площадках. Наземные станции могут стыковаться с одним или больше наземными стыковочными устройствами, используя беспроводное соединение через одну или больше линий связи. Топология сети связи между наземным стыковочным устройством и наземной системой может быть точка-точка, точка-многоточка, многоточка-точка. Проводное соединение включает в себя использование любых типов кабелей (провода, использующие любой тип протоколов (серийный, локальной сети, и т.п.) и оптических волокон. Беспроводная технология может относиться к стандартной технологии беспроводной связи любого вида, такой как в спецификации IEEЕ 802.11, Bluetooth, zigbee или любой нестандартной радиочастотной, или технологии оптической связи, использующей схемы модуляции любого вида, такие как FM, AM, PM, FSK, QAM, DTM, OFDM и т.п. в сочетании с любыми технологиями мультиплексирования данных, такими, как TDMA, FDMA, CDMA и т.п. В качестве примера антенна беспроводного соединения может быть расположена в наружном покрытии переводника.

Один или больше датчиков 204 могут быть предусмотрены в системе для измерения различных параметров в стволе скважины, такие как температура, давление (в стояке, в буровом растворе и т.п.), приток бурового раствора, шум, вибрация, параметры бурения (т.е. крутящий момент, вес, ускорение, обороты трубы и т.д.) и т.п. Датчики также могут стыковаться с аналоговым входным блоком для преобразования сигнала и/или с процессором для обработки и/или анализа данных. Датчики также могут использоваться для выполнения диагностики. Диагностика может использоваться, чтобы устанавливать месторасположение отказов в системе бурильной трубы с проводом, измерять шум и/или характеристики системы телеметрии по бурильной трубе с проводом и выполнять другую диагностику на скважинной площадке. Различные типы датчиков могут встраиваться в переводник. Одним из типов датчиков может быть поверхностный датчик для измерения параметров бурения, способный работать с большой скоростью сбора данных. Данные датчиков могут записываться в запоминающем устройстве.

На Фиг.3-5 показаны бурильные трубы с проводом, как описано в патенте США №6641434, включенном в виде ссылки. Замок 310 бурильной трубы с проводом (Фиг.3) имеет первый элемент 321 индуктивной соединительной муфты с токовым контуром и второй элемент 331 индуктивной соединительной муфты с токовым контуром на каждом из концов трубы. Фиг.3 также показывает замок 310, включающий в себя удлиненный пустотелый стержень 311 с осевым проходным отверстием 312, первый элемент 321 индуктивной соединительной муфты, муфтовый конец 322, второй элемент 331 индуктивной соединительной муфты у ниппельного конца 332. Индуктивная соединительная муфта 320 показана, как составленная первым элементом 321 индуктивной соединительной муфты и вторым элементом 331' индуктивной соединительной муфты ниппельного конца 332' смежной бурильной трубы с проводом.

Фиг.3 и 4 показывают муфтовый конец 322 с внутренней резьбой 323 и внутренний кольцевой контактный заплечик 324 с первым пазом 325. Фиг.3 и 4 также показывают ниппельный конец 332' смежной бурильной трубы с проводом с наружной резьбой 333' и кольцевым внутренним контактным концом 334' трубы с вторым пазом 335'. (Номера со штрихом указывают на позицию, относящуюся к смежному звену бурильной трубы с проводом.)

Фиг.5А является изображением поперечного разреза противостоящей пары элементов индуктивной соединительной муфты с токовым контуром Фиг.3, скрепленных вместе, как часть готовой к работе трубной колонны. Она дает изображение поперечного разреза замкнутого тороидального канала 340 высокой проводимости с низкой магнитной проницаемостью, заключающего в себе оба сердечника, а изображенный на поперечном разрезе канала 313 формирует проход для внутреннего электропровода 314, который электрически соединяет два элемента индуктивной соединительной муфты замка 310 бурильной трубы с проводом.

Фиг.5В является увеличенным изображением поперечного разреза, показывающего монтаж первой секции 328 обмотки, первого сердечника 347 высокой магнитной проницаемости и первый виток 348 секции обмотки. Фиг.5В также показывает канал 313, заключающий в себе внутренний электрический провод 314. Для ясности иллюстрации на Фиг.5В и 5С первая секция 328 обмотки показана большей, в сравнении с размерами ниппеля, чем это было бы в предпочтительном варианте осуществления изобретения, чтобы исключить отрицательное влияние на прочность бурильной трубы.

Фиг.5В дополнительно показывает первый паз 325, определяющий первую кольцевую вогнутую поверхность 326 с концентрическими противостоящими участками 326a и 326b. Первая кольцевая вогнутая поверхность 326 имеет первый кольцевой вогнутый слой 327 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Слой 327 определяет первую кольцевую полость. Муфтовый конец 322 включает в себя первую секцию 328 обмотки, неподвижно смонтированную в первой кольцевой полости между концентрическими противостоящими участками 327a и 327b первого слоя 327.

Фиг.5В дополнительно показывает первый паз 335', устанавливающий вторую кольцевую вогнутую поверхность 336' с концентрическими противостоящими участками 336a' и 336b'. Вторая кольцевая вогнутая поверхность 336' имеет второй кольцевой вогнутый слой 337' с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Слой 337' устанавливает вторую кольцевую полость. Муфтовый конец 332' включает в себя вторую секцию 338' обмотки, неподвижно смонтированную во второй кольцевой полости между концентрическими противостоящими участками 337a' и 337b' второго слоя 337'.

Фиг.5В также показывает первый элемент 321 индуктивной соединительной муфты с токовым контуром, который включает первый слой 327 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью и второй элемент 331' индуктивной соединительной муфты с токовым контуром, который включает второй слой 337' с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Каждый слой нанесен на или прикреплен к внутренней поверхности своего паза. Первая секция 328 обмотки размещена между концентрическими противостоящими участками 327a и 327b первого слоя 327. Таким образом, первый слой определенной формы (или лента) 327 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью заключает в себя первую секцию 328 обмотки. Таким же образом второй слой (или лента) 337' с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью частично заключает в себя вторую секцию 338' обмотки.

Первая секция 328 обмотки неподвижно закрепляется внутри своего паза заливочной массой 342. Первая секция 328 обмотки дополнительно защищается защитным материалом 343 заполнителя, предпочтительно затвердевающего при комнатной температуре. Аналогично вторая секция 338' обмотки неподвижно закрепляется внутри своего паза заливочной массой 352' и дополнительно защищается защитным материалом 353 заполнителя.

Фиг.5С является увеличенным изображением поперечного разреза элемента индуктивной соединительной муфты с токовым контуром муфтового конца Фиг.5В, которое показывает деталь первой секции 328 обмотки, включающую первый сердечник 347 с высокой магнитной проницаемостью и первый виток 348 обмотки сердечника. Сердечник 347 имеет поперечное сечение, удлиненное вдоль оси. Вторая секция 338' обмотки, второй сердечник 357' и вторая обмотка 358' сердечника сконструированы аналогично.

Обмотка 348 сердечника предпочтительно имеет большое число витков. В одном предпочтительном варианте осуществления изобретения это количество составляет приблизительно 200. Лента муфтового конца Фиг.5С располагается так, чтобы взаимодействовать со второй лентой ниппельного конца с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью смежного трубного звена, для создания тороидального канала 340 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, как показано на Фиг.5А. Когда первый и второй трубные замки скреплены вместе, как часть готовой к работе трубной колонны, слои 327 и 337' образуют канал 340. Этот закрытый канал заключает в себе первую секцию обмотки и вторую секцию обмотки. Индуктивную соединительную муфту с токовым контуром низких потерь можно рассматривать, как пару трансформаторов, соединенных вплотную друг к другу в канале 340.

Каждая секция обмотки индуцирует электрический ток в трубном замке, в первую очередь вдоль слоя с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью трубного замка, которое покрывает внутреннюю поверхность паза. Каждый слой проводящих материалов прикреплен к или нанесен на внутреннюю поверхность паза, окружающего сердечник.

Как описано в этом патенте, слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью может быть выполнен из материала с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью, проводимость которого значительно выше, чем проводимость стали, примерами чего, среди других металлов, являются медь и медные сплавы.

Слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью снижает оммические потери по длине трубной колонны снижением сопротивления тороидального канала 340 по сравнению с тем сопротивлением, которое имел бы данный канал 340, если бы он проходил только через сталь трубного звена. Слой с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью также снижает потери магнитного потока по длине трубной колонны снижением проникновения магнитного потока в сталь каждого трубного замка с проводом. Хотя тороидальный канал 340 является в идеале закрытым каналом, не необязательно, чтобы канал полностью состоял из проводящего слоя, поскольку любой разрыв в проводящем покрытии канала 340 перекроется сталью конца трубы. Разрыв в проводящем покрытии тороидального канала может получиться в результате износа сравнительно мягкого проводящего слоя рядом с точкой контакта с твердой сталью вступающих в контакт концов труб. Небольшое число таких разрывов в проводящем покрытии тороидального канала по длине трубной колонны не вызовет достаточных потерь энергии, чтобы оказать значительный эффект.

Как и в вышеуказанном патенте, система Фиг.3-5С описывает трубный замок с двойным контактом с первым и вторым элементом индуктивной соединительной муфты, расположенными на внутреннем заплечике и внутреннем конце трубы соответственно. Размеры трубного замка являются такими, что расстояние между наружным концом трубы и внутренним заплечиком является немного большем, чем расстояние между наружным заплечиком и внутренним концом трубы. Фиг.5А показывает расстояние D1 между муфтовым концом трубы 341 и кольцевым внутренним контактным заплечиком 324 и расстояние D2 между наружным заплечиком 351' и кольцевым ниппельным контактным концом трубы 334'. Расстояние D2 больше расстояния D1 на небольшую величину. Когда два трубных замка затянуты надлежащим образом (т.е. скреплены вместе с нужным крутящим моментом, чтобы достичь надлежащего трубного уплотнения конца 341 к заплечику 351' смежной трубы с проводом), тогда эта небольшая величина представляет возможность этому же крутящему моменту автоматически уплотнить заплечик 324 к ниппельному концу 334' трубы смежного трубного звена так, чтобы надежно образовать закрытый тороидальный канал 340 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью.

В этом варианте осуществления изобретения секция бурильной трубы с проводом, описанная в патенте выше и на Фиг.3-5С, обеспечивает создание секции соединенных бурильных труб с проводом длиной более 1000 футов и менее чем 7000 футов без каких-либо промежуточных усилителей.

Примером инструмента, которым может быть инструмент 120 LWD, или часть комплекта инструмента 120 LWD, настоящей системы и способа, является инструмент двойного сопротивления LWD, описанный в патенте США №4899112 под названием «Well Logging Apparatus And Method For Determining Formation Resistivity At A Shallow And A Deep Depth», включенный в этот документ в виде ссылки. Как видно на Фиг.6, между верхней и нижней передающими антеннами Т1 и Т2 имеются верхняя и нижняя приемные антенны R1 и R2. Антенны образованы в углублениях в модифицированной утяжеленной бурильной трубе и смонтированы в изоляционном материале. Сдвиг по фазе электромагнитной энергии между приемниками обеспечивает индикацию сопротивления пласта на сравнительно малых глубинах исследования, а затухание электромагнитной энергии между приемниками обеспечивает индикацию сопротивления пласта на сравнительно больших глубинах исследования. Можно обратиться за дополнительными подробностями к патенту США №4899112, ссылка на который дается выше. При выполнении операций сигналы, представляющие затухание, и сигналы, представляющие сдвиг, соединяются с процессором, выход которого имеет возможность соединения с электронной аппаратурой телеметрии, который, в предшествующем уровне техники, осуществляет гидроимпульсную модуляцию в буровом растворе, а в варианте осуществления системы настоящего изобретения осуществляет модуляцию в носителе системы телеметрии по бурильной колонне. В отличие от предшествующего практического применения технологии двойного сопротивления в отношении гидроимпульсной скважинной телеметрии, эти система и способ могут предоставить гораздо больше данных и предоставить их по существу в режиме реального времени.

Особые преимущества эта система дает при использовании в отношении управления наведением или «наклонно-направленным бурением». В этом варианте осуществления изобретения предусматривается подсистема 150 направленного роторного бурения (Фиг.1) и адаптируется для управления через систему телеметрии по бурильной колонне. Наклонно-направленное бурение является преднамеренным отклонением ствола скважины от естественного пути, которым он идет. Другими словами наклонно-направленное бурение является наведением бурильной колонны для того, чтобы она перемещалась в необходимом направлении. Наклонно-направленное бурение имеет преимущества в морском бурении, поскольку обеспечивает бурение множества скважин с одной платформы. Наклонно-направленное бурение также позволяет осуществлять горизонтальное бурение через коллектор. Горизонтальное бурение обеспечивает возможность более длинному отрезку ствола скважины проходить через коллектор, что увеличивает интенсивность добычи из скважины. Система наклонно-направленного бурения может быть также использована в вертикальном бурении. Часто буровое долото отклоняется от курса траектории бурения из-за непредсказуемого характера пластов проходки или разнообразных сил, воздействие которых испытывает буровое долото. Когда происходит такое отклонение, чтобы вернуть буровое долото обратно на нужный курс, может использоваться система наклонно-направленного бурения. Известный способ наклонно-направленного бурения включает в себя использование системы наведения для роторного бурения (“RSS”). В системе RSS наведения для роторного бурения бурильная колонна вращается с поверхности, а скважинные устройства заставляют буровое долото осуществлять бурение в необходимом направлении. Вращение бурильной колонны сильно уменьшает возможности застревания или прихвата во время бурения. Системы наведения для роторного бурения для бурения наклонно-направленных стволов скважин в земной толще могут в общем классифицироваться как системы «направления долота» или системы «проталкивания долота». В системе направления долота ось вращения бурового долота отклоняется от локальной оси компоновки низа бурильной колонны в общем направлении нового ствола. Ствол продвигается согласно обычной геометрии трех точек, заранее задаваемых верхней и нижней точками касания центратора и буровым долотом. Угол отклонения оси бурового долота, объединенный с определимым расстоянием между буровым долотом и нижним центратором, дает нелинейное условие согласованности, требуемое для построения кривой. Существует много средств, которыми этого можно достичь, в том числе встроенный изгиб в некоторой точке компоновки низа бурильной колонны близко к нижнему центратору или изгиб ведущего вала бурового долота, распределенный между верхним и нижним центратором. В идеале, от долота не требуется зарезаться вбок, поскольку ось долота постоянно вращается в направлении искривленного ствола. Примеры систем наведения для роторного бурения с направлением долота описаны в публикациях патентных заявок США №№2002/0011359; 2001/0052428 и патентах США №№6394193; 6364034; 6244361; 6158529; 6092610 и 5113953, которые все включены в виде ссылок в настоящий документ. В системах наведения для роторного бурения с проталкиванием долота требуемое нелинейное условие согласованности достигается принуждением любого одного или обоих центраторов прилагать внецентренное усилие или смещение в направлении предпочтительной ориентации относительно направления продвижения ствола. Снова существует много средств, которыми этого можно достичь, включая невращающиеся (относительно ствола) эксцентрические центраторы (подходы на основе смещения), и эксцентрические силовые приводы, которые прилагают усилие к буровому долоту в необходимом направлении наведения. Вновь наведение достигается созданием нелинейности между буровым долотом и, по меньшей мере, двумя другими точками касания. В идеализированной форме от бурового долота требуется зарезаться вбок, чтобы образовать искривленный ствол. Примеры систем наведения для роторного бурения с проталкиванием долота описаны в патентах США №№5265682; 5553678; 5803185; 6089332; 5695015; 5685379; 5706905; 5553679; 5673763; 5520255; 5603385; 5582259; 5778992; 5971085, которые все включены в виде ссылок в настоящий документ.

Управление наведением с поверхности может основываться, по меньшей мере, частично на измерениях электрического удельного сопротивления пласта, использующих, например, устройство каротажа сопротивлений, описанное в отношении Фиг.6 и 7.

Отмечается, что, поскольку обычные инструменты LWD изучают формацию только на сравнительно небольшую глубину, они могут находиться в дюймах от контакта или границы пласта, перед тем, как зарегистрировать его присутствие, оставляя, таким образом, мало времени для регулировок геонаведения. Малая глубина исследования может привести к далекому от оптимального реактивному геонаведению, в котором траектория меняется только тогда, когда буровое долото разбуривает кровлю или подошву продуктивного пласта. Результатом реактивного геонаведения может быть меньшее продуктивное обнажение пласта, волнообразные траектории стволов скважины и трудные заканчивания (L. Chou и др., «Steering Toward enhanced Production», Oilfield Review, 2005, включается в виде ссылки в настоящий документ.) В этом случае двусторонняя телеметрия по бурильной колонне по существу в режиме реального времени может улучшить время реакции и точность.

Сочетание двусторонней телеметрии с практическим применением геонаведения в этом случае является дополнительно привлекательным, когда задействуется в отношении бурильного инструмента наклонно-направленного бурения с каротажом во время бурения с большим радиусом исследования, как части инструмента или инструментов 120 LWD Фиг.1. Сигналы от инструментов, имеющих совмещенные по оси цилиндрически симметричные секции обмотки не являются чувствительными по направлению. Инструмент на Фиг.7 предусматривает наклонные и поперечные секции обмотки, чтобы получать измерения, чувствительные к направлению (L. Chou и др., Oilfield Review, 2005, выше). Группа датчиков включает в себя шесть антенн передатчика и четыре антенны приемника. Пять антенн передатчика (Т1-Т5) устроены вдоль оси по длине инструмента. Шестая антенна передатчика (Т6) является ориентированной поперек оси инструмента. Антенны приемника размещены у каждого конца инструмента. Эта пара антенн приемника (R3 и R4) охватывает передатчики и каждый из этих приемников наклонен на 45 градусов к оси инструмента. Добавочная пара антенн приемника (R1 и R2), размещенная в центре группы передатчиков, устроена по оси и может получать измерения электрического удельного сопротивления обычного типа продвижения. Описанное устройство производит избирательную чувствительность к проводимости на одной стороне инструмента. Когда инструмент вращается, его датчики могут обнаруживать находящиеся рядом зоны проводимости и регистрировать направление, с которого может быть замерена максимальная проводимость. Магнитометры и акселерометры могут обеспечивать справочные данные направления ориентации инструмента. Вдобавок к своим способностям по заданию направления инструмент обеспечивает относительно более глубокие измерения, чем большинство обычных устройств электрического удельного сопротивления LWD. В этом случае двусторонняя телеметрия по бурильной колонне по существу в режиме реального времени в отношении способностей каротажного устройства направленного электрического удельного сопротивления улучшает показатели работы геонаведения с помощью увеличения объема данных на поверхности и скорости и точность управления наклонно-направленным бурением.

Другим примером инструмента, который может быть инструментом 120 LWD или быть частью комплекта инструмента 120 LWD, является устройство акустического каротажа во время бурения, тип которого описан в патенте США №6308137, включенном в виде ссылки в этот документ. В описываемом варианте осуществления изобретения, как показано на Фиг.8, используется морская буровая установка 810, а источник передачи звуковых колебаний развернут у поверхности воды. Альтернативно может быть создан передатчик или источник любого другого подходящего типа. Процессор у верха скважины управляет возбуждением передатчика 814. Оборудование верха скважины может также включать в себя акустические приемники и записывающее устройство для захвата опорных сигналов около источника. В предшествующем уровне техники оборудование верха скважины включает в себя оборудование гидроимпульсной скважинной телеметрии для приема сигналов МWD от скважинного оборудования. Оборудование телеметрии и записывающее устройство обычно соединены с процессором так, чтобы записи были синхронизированы с использованием генераторов синхронизирующих импульсов наверху скважины и внизу в скважине. Скважинный модуль 800 LWD включает в себя, по меньшей мере, акустические приемники 831 и 832, которые соединены с процессором сигналов, так, что могут выполняться записи сигналов, обнаруженных приемниками с синхронизацией с возбуждением источника сигнала. В настоящем варианте осуществления изобретения телеметрия по бурильной трубе с проводом или другая высокоскоростная телеметрия по бурильной колонне обеспечивает высокоскоростную синхронизацию сигналов времени в скважине и сверху скважины, управление, если необходимо, от процессора сверху скважины и высокоскоростную передачу каротажных данных и/или вычисленных параметров на поверхность, что является особенно полезным, когда имеются сравнительно большие объемы данных акустического и/или сейсмического каротажа.

Другим примером инструмента, который может быть инструментом 120 LWD или быть частью комплекта инструмента 120 LWD, является устройств для получения сейсмических измерений, тип которого описан в статье P. Breton и др., «Well Positioned Seismic Measurements», Oilfield Review, стр.32-45, весна 2005, которая включена в виде ссылки в этот документ. Скважинный инструмент LWD может иметь один приемник (как изображено на Фиг.9А и 9В) или множество приемников (как изображено на Фиг.9С и 9D) и может быть задействован в отношении одного источника сейсмических колебаний у поверхности (как изображено на Фиг.9А и 9В), или множество источников сейсмических колебаний у поверхности (как изображено на Фиг.9С и 9D). Соответственно, Фиг.9А, которая включает в себя отражение от границы пласта и называется схемой продольного вертикального сейсмического профилирования, использует единственный источник и единственный приемник, Фиг.9В, которая включает в себя отражения от границы пласта и называется схемой уровенного вертикального сейсмического профилирования, использует множество источников и единственный приемник, Фиг.9С, которая включает в себя отражение через границы соляного купола и называется схемой вертикального сейсмического профилирования вблизи соли, использует единственный источник и множество приемников, а Фиг.9D, которая включает в себя несколько отражений от границы пласта и называется схемой проходящего сверху вертикального сейсмического профилирования, использует множество источников и множество приемников. Как и выше, телеметрия по бурильной трубе с проводом или другая высокоскоростная телеметрия по бурильной колонне, обеспечивает высокоскоростную синхронизацию сигналов времени в скважине и сверху скважины, управление, если необходимо, от процессора сверху скважины и высокоскоростную передачу каротажных данных и/или вычисленных параметров на поверхность, что является особенно полезным, когда имеются сравнительно большие объемы данных от акустического и/или сейсмического каротажа.

Фиг.10 показывает устройство ядерного каротажа во время бурения, который описывается в патенте США Re. 36012, включенного в виде ссылки в этот документ, и который применяет источник на основе ускорителя, и понятно, что другие типы инструментов LWD ядерного каротажа могут применяться как инструмент 120 LWD или часть комплекта инструмента 120 LWD. На Фиг.10 показана секция 1040 утяжеленной бурильной трубы, которая окружает шасси 1054 инструмента из нержавеющей стали. В шасси 1054 с одной стороны продольной оси (на этом изображении не виден) имеется проходящий продольно канал бурового раствора для переноса бурового раствора вниз через бурильную колонну. На другой стороне шасси 1054 эксцентрически размещаются ускоритель 1058 нейтронов, связанный с ним блок 1060 электронной аппаратуры управления и высокого напряжения и коаксиально совмещенный, отнесенный с небольшим интервалом детектор 1062. Отнесенный с небольшим интервалом детектор 1062 в первую очередь является чувствительным к выходному сигналу ускорителя с минимальным влиянием пласта. Детектор 1062 окружен, предпочтительно на всех поверхностях, кроме той, что примыкает к ускорителю 1058, щитом 1064 комбинированного материала замедления-поглощения нейтронов. Выходной сигнал ближнего детектора 1062 используется, чтобы нормализовать выходные сигналы других детекторов по колебаниям силы источника. Множество или группа детекторов, два из которых 1066а и 1066d, показаны на этом изображении, размещаются продольно непосредственно вблизи расположенного рядом с источником детектора 1062. Детектор 1066а защищен сзади, как показано 1068а. Группа детекторов включает в себя, по меньшей мере, один и, предпочтительно, больше чем один, детектор надтепловых нейтронов и, по меньшей мере, один детектор гамма-излучения, представленный в этом примере позицией 1084 со щитом 1086. Один или больше детекторов тепловых нейтронов могут также включаться в него. За дополнительными подробностями можно обратиться к патенту США Rе.36012, приведенному выше в виде ссылки. Сигналы детекторов могут быть использованы, кроме прочего, для определения плотности пласта, пористости и литологии. В настоящем варианте осуществления изобретения сигналы, представляющие эти измерения, успешно передаются на высокой скорости на поверхность земли через бурильную трубу с проводом или другую систему двусторонней телеметрии по бурильной колонне, а сигналы управления с поверхности также переправляются в скважину с большой скоростью и точностью.

На Фиг.11 показан вариант осуществления изобретения устройства типа, описанного в патенте США №5629623 для оценки пласта во время бурения с использованием импульсного ядерного магнитного резонанса (ЯМР), включенного в этот документ в виде ссылки, понятно, что другие типы инструментов ЯМР/LWD могут также использоваться, как инструмент 120 LWD или часть комплекта инструмента 120 LWD. Как описывается в патенте выше, вариант осуществления одной компоновки устройства содержит модифицированную утяжеленную бурильную трубу, имеющую осевую канавку или паз 1150, который заполнен керамическим изолятором и имеет в своем составе радиочастотную антенну 1126, которая защищена немагнитным покрытием 1146 и передает, и принимает радиочастотные антенны импульсы электромагнитной энергии. Проводники радиочастотной антенны заземляются у одного конца утяжеленной бурильной трубы. У другого конца проводники соединяются с радиочастотным трансформатором 1156 через прямую подачу давления 1152 и 1153. Трансформатор поддерживает разность фаз 180° между токами в диаметрально противоположных радиочастотных проводниках. Цилиндрический магнит 1122 создает статическое магнитное поле в формациях. Радиочастотная антенна также может быть устроена так, чтобы утяжеленная бурильная труба сама создавала осциллирующее радиочастотное магнитное поле. Осциллирующее радиочастотное магнитное поле, которое выходит из ядер веществ в пласте, является осесимметричным, чтобы способствовать измерениям во время вращения бурильной колонны. В настоящем варианте осуществления изобретения сигналы, представляющие эти измерения, успешно передаются на высокой скорости на поверхность земли через бурильную трубу с проводом или другую систему двусторонней телеметрии по бурильной колонне, а сигналы управления с поверхности также переправляются в скважину с большой скоростью и точностью.

Фиг.12 является упрощенной схемой каротажного устройства, тип которого описывается в патенте США №6986282, включенном в виде ссылки в этот документ, для определения давления в глубине скважины, включая давление в кольцевом пространстве, пластовое давление и поровое давление во время бурения, понятно, что другие типы инструментов измерения давления LWD также могут применяться как инструмент 120 LWD или часть комплекта инструмента 120 LWD. Устройство образовано в модифицированной утяжеленной центраторной бурильной трубе 1200, которая имеет проходное отверстие 1215 для бурового раствора. Приток бурового раствора через инструмент создает внутреннее давление Р1. Снаружи утяжеленная бурильная труба подвергается воздействию давления РА в кольцевом пространстве, окружающем ствол скважины. Перепад давления σР между внутренним давлением Р1 и давлением РА в кольцевом пространстве используется, чтобы приводить в действие узел 1210 для измерения давления. Два представительных узла 1210а и 1210b измерения давления соответственно смонтированы на лопастях центратора. Узел 1210 для измерения давления используется для мониторинга давления в кольцевом пространстве в стволе скважины и/или давлений окружающих пластов, когда размещается в сцеплении со стенкой ствола скважины. На Фиг.12 узел 1210а измерения давления не соединен со стенкой ствола скважины 1201 и поэтому может измерять давление в кольцевом пространстве, если необходимо. Когда узел 1210а для измерения давления входит в соединение со стенкой ствола скважины, он может использоваться для измерения порового давления окружающей формации. Как также видно на Фиг.12, узел 1210b для измерения давления имеет возможность выдвигаться из лопасти центратора с использованием гидропривода 1225 для герметичного соединения с глинистой коркой 1205 и/или стенкой ствола скважины для осуществления измерений в окружающем пласте. За дополнительными подробностями можно обратиться к патенту США №6986282, приведенному выше в виде ссылки. Электронная схема (не показана на этом изображении) соединяет сигналы, представляющие давление с процессором/контроллером, выходные сигналы которого имеют возможность соединения с электронной схемой телеметрии, которая в предшествующем уровне техники модулирует гидроимпульсы, а в варианте осуществления системы настоящего изобретения модулирует носитель системы телеметрии по бурильной колонне. В настоящем варианте осуществления изобретения сигналы, представляющие эти измерения, успешно передаются на высокой скорости на поверхность земли через бурильную трубу с проводом или другую систему двусторонней телеметрии по бурильной колонне, а сигналы управления с поверхности также переправляются в скважину с большой скоростью и точностью.

Недавно раскрыты технологии, которые задействуют оборудование, подвешенное на каротажном кабеле для точного бокового забуривания дополнительного ствола, запирающие механизмы, расширяющиеся и сжимающиеся механизмы и электродвигатель, боковой вал бурения, винтовой насос и буровое долото. Насос используется для осуществления циркуляции флюида в боковом стволе, для очистки от бурового шлама. Обратиться можно к международной публикации РСТ № WO 2004/072437, международной публикации РСТ № WO 2005/071208, международной публикации РСТ № WO 2006/010877 и патентной заявке США № US 2005/0252688, которые все включены в виде ссылки в этот документ. В этом варианте осуществления изобретения применяется инструмент точного бокового бурения на бурильной колонне в соединении с системой телеметрии по бурильной трубе.

Изобретение имеет практическое применение в бурении стволов скважин в толще пород, при котором используется буровая установка, бурильная колонна, верхний конец которой имеет возможность механического соединения с буровой установкой и возможность подвешиваться на буровой установке и компоновка низа бурильной колонны, которая примыкает к нижнему концу бурильной колонны, причем компоновка низа бурильной колонны включает в себя буровое долото у своего нижнего конца. Предлагается способ для получения информации, по меньшей мере, по одному параметру, который регистрируется у компоновки низа бурильной колонны, который включает в себя следующие этапы: обеспечение компоновки низа бурильной колонны, по меньшей мере, одним измерительным устройством, которое производит измерения, причем данные измерений соответствуют параметру, измеренному у компоновки низа бурильной колонны; обеспечение системы процессора у верха скважины на поверхности земли; обеспечение системы телеметрии по бурильной колонне, которая соединяется с упомянутым, по меньшей мере, одним измерительным устройством и которая соединяется с упомянутой системой процессора у верха скважины; и передача данных от упомянутого измерительного устройства на упомянутую систему процессора у верха скважины через упомянутую систему телеметрии по бурильной колонне. Техническим результатом является усовершенствование измерения и управления во время процессов бурения. 4 н. и 47 з.п. ф-лы, 12 ил.

1. Способ получения информации, по меньшей мере, по одному параметру, который регистрируется у компоновки низа бурильной колонны при бурении в толще пород ствола скважины с использованием: буровой установки, бурильной колонны, самый верхний конец которой имеет возможность механического соединения с буровой установкой, имеет подвесное исполнение с буровой установкой, и компоновки низа бурильной колонны, примыкающей к нижнему концу бурильной колонны, причем компоновка низа бурильной колонны включает в себя буровое долото у своего нижнего конца; способ включает следующие этапы:
обеспечивают компоновку низа бурильной колонны, по меньшей мере, одним измерительным устройством, причем, по меньшей мере, одно измерительное устройство производит измерения, причем данные измерений соответствуют измеренному параметру у компоновки низа бурильной колонны;
обеспечивают систему процессора у верха скважины на поверхности земли;
обеспечивают систему телеметрии по бурильной колонне, которая соединяется с упомянутым, по меньшей мере, одним измерительным устройством и которая соединяется с упомянутой системой процессора у верха скважины; и
передают данные от упомянутого измерительного устройства на упомянутую систему процессора у верха скважины через упомянутую систему телеметрии по бурильной колонне,
обеспечивают, по меньшей мере, один скважинный датчик на участке бурильной трубы с проводом бурильной колонны, причем упомянутый датчик осуществляет связь с процессором у верха скважины через бурильные трубы с проводом.

2. Способ по п.1, в котором упомянутый измеренный параметр у компоновки низа бурильной колонны является измеренной характеристикой пластов, которые окружают компоновку низа бурильной колонны и в котором упомянутый этап обеспечения компоновки низа бурильной колонны, по меньшей мере, одним измерительным устройством содержит обеспечение устройством каротажа во время бурения компоновки низа бурильной колонны.

3. Способ по п.2, в которой упомянутый способ, в котором этап обеспечения устройством каротажа во время бурения содержит обеспечение устройством, которое выбирается из группы, состоящей из устройства измерения удельного сопротивления, устройства измерения направленного сопротивления, акустического измерительного устройства, ядерного измерительного устройства, измерительного устройства ядерного магнитного резонанса, сейсмического измерительного устройства, отображающего устройства и устройства отбора проб пласта.

4. Способ по п.1, в котором измеренный параметр у компоновки низа бурильной колонны является измеренной характеристикой бурения и в котором упомянутый этап обеспечения компоновки низа бурильной колонны, по меньшей мере, одним измерительным устройством содержит обеспечение устройством измерений во время бурения компоновки низа бурильной колонны.

5. Способ по п.4, в котором упомянутый этап обеспечения устройством измерений во время бурения содержит обеспечение устройством, которое выбирается из группы, состоящей из устройства измерения веса на долоте, устройства измерения крутящего момента, устройства измерения вибрации, устройства измерения ударной нагрузки, устройства измерения прерывистого перемещения, устройства измерения направления и устройства измерения угла наклона.

6. Способ по п.1, в котором упомянутый этап обеспечения компоновки низа, по меньшей мере, одного измерительного устройства бурильной колонны содержит обеспечение множеством измерительных устройств компоновки низа бурильной колонны, причем упомянутое множество измерительных устройств производит измерения, причем данные измерений отражают множество измеренных параметров у компоновки низа бурильной колонны.

7. Способ по п.1, в котором упомянутый этап обеспечения системы телеметрии по бурильной колонне содержит обеспечение системы двусторонней телеметрии по бурильной колонне.

8. Способ по п.3, в котором упомянутый этап обеспечения системы телеметрии по бурильной колонне содержит обеспечение системы двусторонней телеметрии по бурильной колонне.

9. Способ по п.5, в котором упомянутый этап обеспечения системы телеметрии по бурильной колонне содержит обеспечение системы двусторонней телеметрии по бурильной колонне.

10. Способ по п.7, в котором упомянутый этап обеспечения системы телеметрии по бурильной колонне содержит обеспечение бурильными трубами с проводом, по меньшей мере, участка бурильной колонны.

11. Способ по п.10, в котором упомянутый этап обеспечения системы телеметрии по бурильной колонне, которая соединяется с упомянутым, по меньшей мере, одним измерительным устройством и соединяется с упомянутым процессором у верха скважины, содержит обеспечение беспроводного соединения между упомянутой системой телеметрии по бурильной колонне и упомянутым процессором у верха скважины.

12. Способ по п.1, в котором упомянутый этап обеспечения системы процессора у верха скважины содержит обеспечение системы процессора у верха скважины на месте, расположенном, в общем, вблизи буровой установки.

13. Способ по п.1, в котором упомянутый этап обеспечения системы процессора у верха скважины содержит обеспечение системы процессора у верха скважины на месте, удаленном от буровой установки.

14. Способ по п.1, в котором упомянутая система телеметрии по бурильной колонне является гибридной системой телеметрии, которая включает в себя множество средств телеметрии различных типов.

15. Способ по п.14, в котором упомянутый этап обеспечения гибридной системы телеметрии содержит обеспечение гибридной системы телеметрии, которая включает в себя секцию бурильной трубы с проводом и, по меньшей мере, одну секцию средств телеметрии, которая выбирается из группы, состоящей из: средств с электрическим кабелем, средств с оптическим кабелем и средств беспроводной передачи.

16. Способ по п.1, в котором упомянутый этап обеспечения системы телеметрии по бурильной колонне содержит обеспечение, по меньшей мере, секции в виде соединенных бурильных труб, причем каждая бурильная труба содержит ниппельный конец, имеющий индуктивную соединительную муфту с проводящим кольцом, муфтовый конец, имеющий индуктивную соединительную муфту с проводящим кольцом, и, по меньшей мере, один проводник, который соединяет между собой упомянутые индуктивные соединительные муфты ниппеля и муфты, где смежные бурильные трубы индуктивно соединяются у своих концов, соединенных ниппель к муфте.

17. Способ по п.16, в котором упомянутый этап обеспечения упомянутой системы телеметрии по бурильной колонне содержит обеспечение, по меньшей мере, одной подсистемы промежуточных усилителей у звена между бурильными трубами.

18. Способ по п.16, в котором упомянутый этап обеспечения, по меньшей мере, секции колонны содержит обеспечение упомянутой секции из упомянутых соединенных бурильных труб без каких-либо промежуточных усилителей, длиной более чем около 2000 футов.

19. Способ по п.16, в котором упомянутый этап передачи упомянутых данных через упомянутую, по меньшей мере, одну секцию колонны содержит передачу упомянутых данных на несущей, имеющей частоту меньше чем около 500 кГц.

20. Способ по п.18, в котором упомянутый этап передачи упомянутых данных через упомянутую, по меньшей мере, одну секцию колонны содержит передачу упомянутых данных на несущей, имеющей частоту меньше чем около 500 кГц.

21. Способ по п.17, в котором упомянутый этап передачи упомянутых данных через упомянутую, по меньшей мере, одну секцию колонны содержит передачу упомянутых данных со скоростью, по меньшей мере, 100 бит в секунду.

22. Способ по п.18, в котором упомянутый этап передачи упомянутых данных через упомянутую, по меньшей мере, одну секцию колонны содержит передачу упомянутых данных со скоростью, по меньшей мере, 100 бит в секунду.

23. Способ по п.19, в котором упомянутый этап передачи упомянутых данных через упомянутую, по меньшей мере, одну секцию колонны содержит передачу упомянутых данных со скоростью, по меньшей мере, 100 бит в секунду.

24. Способ по п.7, который дополнительно содержит этапы обеспечения наземным процессором сигналов управления и передачу упомянутых сигналов управления на компоновку низа бурильной колонны через упомянутую систему телеметрии по бурильной колонне.

25. Способ по п.8, который дополнительно содержит этапы обеспечения наземным процессором сигналов управления и передачу упомянутых сигналов управления на компоновку низа бурильной колонны через упомянутую систему телеметрии по бурильной колонне.

26. Способ по п.9, который дополнительно содержит этапы обеспечения наземным процессором сигналов управления и передачу упомянутых сигналов управления на компоновку низа бурильной колонны через упомянутую систему телеметрии по бурильной колонне.

27. Способ по п.24, в котором упомянутая компоновка низа бурильной колонны включает в себя подсистему наклонно направленного бурения и в которой упомянутый этап обеспечения наземным процессором сигналов управления содержит обеспечение сигналов наведения.

28. Способ по п.27, в котором упомянутый этап обеспечения наземным процессором сигналов управления содержит обеспечение сигналов управления в ответ на упомянутые данные измерения.

29. Способ по п.24, в котором упомянутый этап передачи упомянутых сигналов управления на упомянутую компоновку низа бурильной колонны содержит передачу упомянутых сигналов управления на упомянутую компоновку низа бурильной колонны через упомянутую систему телеметрии по бурильной колонне, по существу, в режиме реального времени.

30. Способ по п.27, в котором упомянутая подсистема наклонно направленного бурения содержит систему наведения для роторного бурения, и в которой этап обеспечения сигналов управления в наземном процессоре содержит обеспечение сигналов для упомянутой системы наведения для роторного бурения.

31. Способ по п.30, в котором упомянутый этап обеспечения сигналов управления включает в себя обеспечение сигналов, которые являются функцией измеренной глубины компоновки низа бурильной колонны.

32. Способ по п.27, в котором упомянутая подсистема наклонно направленного бурения содержит электрический инструмент горизонтального бурения, и в которой упомянутый этап создания наземным процессором сигналов управления содержит создание сигналов управления наведением для упомянутого электрического инструмента горизонтального бурения.

33. Способ по п.31, который дополнительно содержит этапы обеспечения наземного стыковочного устройства между упомянутой системой телеметрии по бурильной колонне и упомянутым наземным процессором и создания датчиков наземных измерений, относящихся к упомянутому наземному стыковочному устройству, причем упомянутых датчиков наземных измерений, которые содержат, по меньшей мере, один датчик из группы, состоящей из датчика температуры, датчика давления, датчика притока бурового раствора, датчика шума, датчика вибрации, датчика ускорения, датчика вращения.

34. Способ по п.10, который дополнительно содержит этап, на котором обеспечивается множество скважинных датчиков, распределенных на участке бурильной трубы с проводом бурильной колонны, причем упомянутые датчики осуществляют связь с упомянутым процессором у верха скважины через упомянутые бурильные трубы с проводом.

35. Способ по п.3, который дополнительно содержит этап обеспечения наземного стыковочного устройства между упомянутой системой телеметрии по бурильной колонне и упомянутым наземным процессором, причем упомянутым наземным процессором, который включает в себя вращающийся вертлюг, который осуществляет двустороннее соединение сигналов между вращающейся системой телеметрии по бурильной колонне и невращающимся составляющим элементом, который соединен с упомянутым наземным процессором.

36. Способ по п.5, который дополнительно содержит этап обеспечения наземного стыковочного устройства между упомянутой системой телеметрии по бурильной колонне и упомянутым наземным процессором, причем упомянутым наземным процессором, который включает в себя вращающийся вертлюг, который осуществляет двустороннее соединение сигналов между вращающейся системой телеметрии по бурильной колонне и невращающимся составляющим элементом, который соединен с упомянутым наземным процессором.

37. Способ по п.3, который дополнительно содержит этап обеспечения наземного стыковочного устройства между упомянутой системой телеметрии по бурильной колонне и упомянутым наземным процессором, причем наземного стыковочного устройства, которое включает в себя беспроводной канал связи, который соединяет двусторонние электрические сигналы между вращающейся системой телеметрии по бурильной колонне и упомянутым наземным процессором.

38. Способ по п.5, который дополнительно содержит этап обеспечения наземного стыковочного устройства между упомянутой системой телеметрии по бурильной колонне и упомянутым наземным процессором, причем наземного стыковочного устройства, которое включает в себя беспроводной канал связи, который соединяет двусторонние электрические сигналы между вращающейся системой телеметрии по бурильной колонне и упомянутым наземным процессором.

39. Способ получения информации, по меньшей мере, по одному параметру, который регистрируется у компоновки низа бурильной колонны, применяемый при бурении на депрессии в толще пород ствола скважины, когда в скважине поддерживается отрицательный перепад давления относительно пласта, в котором она бурится, с использованием: буровой установки, бурильной колонны, самый верхний конец которой имеет возможность механического соединения с буровой установкой и имеет подвесное исполнение с буровой установкой, и компоновки низа бурильной колонны, примыкающей к нижнему концу бурильной колонны, причем компоновка низа бурильной колонны включает в себя буровое долото у своего нижнего конца; способ включает в себя следующие этапы: обеспечивают компоновку низа бурильной колонны, по меньшей мере, одним измерительным устройством, причем, по меньшей мере, одно измерительное устройство производит измерения, причем данные измерений соответствуют параметру, измеренному у компоновки низа бурильной колонны;
обеспечивают систему процессора у верха скважины на поверхности земли;
обеспечивают систему телеметрии по бурильной колонне, которая соединяется с упомянутым, по меньшей мере, одним измерительным устройством и которая соединяется с упомянутой системой процессора у верха скважины; и
передают данные от упомянутого измерительного устройства на упомянутую систему процессора у верха скважины через упомянутую систему телеметрии по бурильной колонне,
обеспечивают, по меньшей мере, один скважинный датчик на участке бурильной трубы с проводом бурильной колонны, причем упомянутый датчик осуществляет связь с процессором у верха скважины через бурильные трубы с проводом.

40. Устройство для получения информации, по меньшей мере, по одному параметру, который регистрируется у компоновки низа бурильной колонны, применяемое при бурении в толще пород ствола скважины с использованием:
буровой установки, бурильной колонны, самый верхний конец которой имеет возможность механического соединения с буровой установкой и имеет подвесное исполнение с буровой установкой, и компоновки низа бурильной колонны, примыкающей к нижнему концу бурильной колонны, причем компоновка низа бурильной колонны включает в себя буровое долото у своего нижнего конца; устройство содержит:
по меньшей мере, одно измерительное устройство в компоновке низа бурильной колонны, причем, по меньшей мере, одно измерительное устройство выполнено с возможностью выдавать данные измерений, соответствующие измеренному параметру у компоновки низа бурильной колонны;
систему процессора у верха скважины на поверхности земли;
систему телеметрии по бурильной колонне, которая соединяется с упомянутым, по меньшей мере, одним измерительным устройством и которая соединяется с упомянутой системой процессора у верха скважины;
и
передатчик для передачи данных от упомянутого измерительного устройства на упомянутую систему процессора у верха скважины через упомянутую систему телеметрии по бурильной колонне,
один скважинный датчик на участке бурильной трубы с проводом бурильной колонны, причем упомянутый датчик осуществляет связь с процессором у верха скважины через бурильные трубы с проводом.

41. Устройство по п.40, в котором упомянутый измеренный параметр у компоновки низа бурильной колонны является измеренной характеристикой формаций, которые окружают компоновку низа бурильной колонны и в котором упомянутое, по меньшей мере, одно измерительное устройство в компоновке низа бурильной колонны содержит устройство каротажа во время бурения в компоновке низа бурильной колонны.

42. Устройство по п.41, в котором упомянутое устройством каротажа во время бурения содержит устройство, которое выбирается из группы, состоящей из устройства измерения удельного сопротивления, устройства измерения направленного сопротивления, акустического измерительного устройства, ядерного измерительного устройства, измерительного устройства ядерного магнитного резонанса, устройства измерения давления, сейсмического измерительного устройства, отображающего устройства и устройства отбора проб пласта.

43. Устройство по п.40, в котором измеренный параметр у компоновки низа бурильной колонны является измеренной характеристикой бурения и в котором упомянутое, по меньшей мере, одно измерительное устройство в компоновке низа бурильной колонны содержит устройство измерений во время бурения в компоновке низа бурильной колонны.

44. Устройство по п.43, в котором упомянутое устройство измерения во время бурения содержит устройство, которое выбирается из группы, состоящей из устройства измерения веса на долоте, устройства измерения крутящего момента, устройства измерения вибрации, устройства измерения ударной нагрузки, устройства измерения прерывистого перемещения, устройства измерения направления и устройства измерения угла наклона.

45. Устройство по п.40, в котором упомянутое, по меньшей мере, одно измерительное устройство в компоновке низа бурильной колонны содержит множество измерительных устройств в компоновке низа бурильной колонны, причем упомянутое множество измерительных устройств функционально способно производить измерения, причем данные измерений соответствуют множеству измеренных параметров у компоновки низа бурильной колонны.

46. Способ для получения информации, по меньшей мере, по одному параметру, который регистрируется у компоновки низа бурильной колонны, и для управления двигателем подсистемы наведения бурения, применяемым при бурении в толще пород ствола скважины, с использованием:
буровой установки, бурильной колонны, самый верхний конец которой имеет возможность механического соединения с буровой установкой и имеет подвесное исполнение с буровой установкой, и компоновки низа бурильной колонны, примыкающей к нижнему концу бурильной колонны, причем компоновка низа бурильной колонны включает в себя буровое долото у своего нижнего конца; способ включает в себя следующие этапы: обеспечивают компоновку низа бурильной колонны, по меньшей мере, одним инструментом каротажа по сопротивлению, зависящим от направления, причем инструмент каротажа, зависящий от направления, выдает данные измерений, соответствующие сопротивлению пласта, зависящие от направления, измеренные у компоновки низа бурильной колонны;
обеспечивают систему процессора у верха скважины на поверхности земли;
обеспечивают систему двусторонней телеметрии по бурильной колонне, которая соединяется с упомянутым, по меньшей мере, одним инструментом каротажа по сопротивлению, зависящим от направления, и с упомянутой системой процессора у верха скважины;
передают данные измерений от упомянутого инструмента каротажа по сопротивлению, зависящего от направления, на упомянутую систему процессора у верха скважины через упомянутую систему двусторонней телеметрии по бурильной колонне; и
передают сигналы управления от упомянутой системы процессора через упомянутую систему двусторонней телеметрии по бурильной колонне на подсистему наведения бурения упомянутой компоновки низа бурильной колонны,
обеспечивают, по меньшей мере, один скважинный датчик на участке бурильной трубы с проводом бурильной колонны, причем упомянутый датчик осуществляет связь с процессором у верха скважины через бурильные трубы с проводом.

47. Способ по п.46, в котором упомянутый этап обеспечения системы двусторонней телеметрии по бурильной колонне содержит обеспечение бурильных труб с проводом, по меньшей мере, на участке бурильной колонны.

48. Способ по п.46, в котором упомянутый этап обеспечения системы двусторонней телеметрии по бурильной колонне содержит обеспечение, по меньшей мере, секции колонны в виде соединенных бурильных труб, причем каждая бурильная труба содержит ниппельный конец, имеющий индуктивную соединительную муфту с проводящим кольцом, муфтовый конец, имеющий индуктивную соединительную муфту с проводящим кольцом, и, по меньшей мере, один проводник, который соединяет между собой упомянутые индуктивные соединительные муфты ниппеля и муфты, где смежные бурильные трубы индуктивно соединяются у своих концов, соединенных ниппель к муфте.

49. Способ по п.48, в котором упомянутый этап передачи упомянутых данных через упомянутую, по меньшей мере, одну секцию колонны содержит передачу упомянутых данных на носителе, который имеет частоту меньше чем около 500 кГц.

50. Способ по п.48, в котором упомянутый этап передачи упомянутых данных через упомянутую, по меньшей мере, одну секцию колонны содержит передачу упомянутых данных со скоростью, по меньшей мере, 100 бит в секунду.

51. Способ по п.47, в котором упомянутый этап передачи упомянутых сигналов управления на компоновку низа бурильной колонны содержит передачу упомянутых сигналов управления на компоновку низа бурильной колонны через упомянутую систему телеметрии по бурильной колонне, по существу, в режиме реального времени.