СИСТЕМЫ И СПОСОБ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СВЯЗИ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ Российский патент 2011 года по МПК E21B17/02 E21B47/12 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к системам телеметрии для использования в операциях в стволе скважины. Более конкретно, настоящее изобретение относится к системам телеметрии в стволе скважины для передачи сигналов между блоком наземного процессора и скважинным инструментом, размещенным в стволе скважины, проходящем через подземный пласт.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Стволы скважин бурятся для определения местонахождения углеводородов и их добычи. Скважинный бурильный инструмент с буровым долотом на конце направляется в подземный пласт с помощью бурильной колонны для образования ствола скважины. Бурильная колонна и скважинный инструмент обычно выполняются из набора бурильных труб, соединенных друг с другом посредством резьбы для образования длинной трубы с буровым долотом на конце. Когда буровое долото направляется вперед, буровой раствор прокачивается из емкости бурового раствора на поверхности через бурильную колонну и наружу из долота для охлаждения бурильного инструмента и удаления выбуренной породы. Текучая среда выходит из бурового долота и протекает обратно вверх к поверхности для рециркуляции через инструмент. Буровой раствор также используется для образования фильтрованной корки для покрытия стенок ствола скважины.

Во время бурения является необходимым создание связи между поверхностью и скважинным инструментом. Устройства телеметрии в стволе скважины обычно используются для обеспечения возможности прохождения питания, командам и/или связным сигналам между наземной установкой и скважинным инструментом. Эти сигналы используются для управления и/или подачи энергии для операций скважинного инструмента и передачи внутрискважинной информации на поверхность.

Для обеспечения необходимой связи могут быть использованы разнообразные системы телеметрии в стволе скважины.

Примеры таких систем могут включать в себя систему телеметрии в стволе скважины по кабельным бурильным трубам, описанную в патенте США №6641434, электромагнитную систему телеметрии в стволе скважины, описанную в патенте США №5624051, акустическую систему телеметрии в стволе скважины, описанную в международной публикации №WO 2004085796, полное содержание которых включено в данное описание путем ссылки. Другие устройства передачи данных или связи, такие как приемопередатчики, соединенные с датчиками, также могут использоваться, чтобы передавать электропитание и/или данные.

В системе телеметрии по кабельным бурильным трубам бурильные трубы, образующие бурильную колонну, оснащаются электронной аппаратурой, способной передавать сигнал между наземной установкой и скважинным инструментом. Как раскрыто, например, в патенте США №6641434, такие системы телеметрии по кабельным бурильным трубам могут создаваться с помощью кабелей и индуктивных соединительных муфт, образующих линию связи, проходящей через бурильную колонну. Кабельная бурильная колонна функционально соединена со скважинным инструментом и наземной установкой для осуществления связи между ними. Система кабельных бурильных труб выполняется с возможностью передавать данные, принятые от составляющих элементов в скважинном инструменте на наземную установку и команды, подаваемые наземной установкой на скважинный инструмент. Дополнительными документами, относящимися к кабельным бурильным колоннам и/или индуктивным соединительным муфтам, являются следующие: патенты США №4126848, 3957118, 3807502, публикация «Четыре различные системы, используемые для MWD», W.J.McDonald, The Oil and Gas Journal, стр.115-124, 3 апреля 1978 г., патент США №4605268, опубликованная в Российской Федерации патентная заявка 2140527, зарегистрированная 18 декабря 1997 г., опубликованная в Российской Федерации патентная заявка 2040691, зарегистрированная 14 февраля 1992 г., публикация WO 90/14497A2, патенты США №5052941, 4806928, 4901069, 5531592, 5278550, 5971072.

С появлением и ожидаемым увеличением технологии кабельных бурильных колонн должны возникать обстоятельства различного типа, при которых необходимо соединить секцию кабельных бурильных колонн с оборудованием различных типов в устье скважины и инструментом различных типов или другим скважинным оборудованием. В некоторых случаях кабельная бурильная колонна может быть несовместимой с одним или несколькими составляющими элементами в скважинном инструменте и/или в наземных установках.

Поэтому желательно создать стыковочное устройство для создания линии связи между секцией кабельных бурильных труб и скважинным инструментом и/или наземной установкой для осуществления связи между скважинным инструментом и/или наземной установкой. Дополнительно является желательным создать системы телеметрии в стволе скважины, обеспечивающие дополнительную надежность, увеличенную скорость передачи данных, совместимость с разнообразием скважинных систем и увеличенную мощность. Такая система является предпочтительно способной, кроме прочего, улучшать надежность, уменьшать отказы связи, улучшать совместимость, увеличить ширину диапазона, увеличить скорость передачи данных, обеспечить гибкость для разнообразия скважинных конфигураций, адаптировать инструменты телеметрии в стволе скважины к различным конфигурациям скважинной площадки.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Согласно изобретению создана система для обеспечения связи в стволе скважины, содержащая скважинный инструмент, расположенный в стволе скважины, стыковочное устройство, соединенное со скважинным инструментом, и бурильную колонну, соединенную со стыковочным устройством и содержащую множество соединенных между собой кабельных бурильных труб, при этом стыковочное устройство расположено между скважинным инструментом и множеством кабельных бурильных труб и содержит электронное средство, обеспечивающее интерфейс по питанию между одной из множества кабельных бурильных труб и скважинным инструментом.

Скважинный инструмент может быть инструментом для каротажа в процессе бурения, инструментом для измерения в процессе бурения, канатным инструментом.

Скважинный инструмент может быть приспособлен измерять параметры формации, окружающей ствол скважины.

Скважинный инструмент может быть расположен в компоновке низа бурильной колонны.

Скважинный инструмент может быть приспособлен измерять сопротивление, естественное излучение, плотность или поровое давление формации.

Стыковочное устройство может быть объединено со скважинным инструментом.

Стыковочное устройство может быть соединено непосредственно со скважинным инструментом и с одной из множества кабельных бурильных труб.

Система может быть выполнена с возможностью протекания текучей среды через стыковочное устройство.

Электронное средство может обеспечить интерфейс по сигналу между одной из множества кабельных бурильных труб и скважинным инструментом.

Электронное средство может содержать батарею.

Согласно изобретению создана система для обеспечения связи в стволе скважины, содержащая бурильную колонну, включающую по меньшей мере часть соединенных между собой кабельных бурильных труб, компоновку низа бурильной колонны, соединенную с одной из множества кабельных бурильных труб и содержащую скважинный инструмент, и стыковочное устройство, расположенное между компоновкой низа бурильной колонны и одной из множества кабельных бурильных труб и обеспечивающее сообщение между ними и содержащее электронное средство, обеспечивающее интерфейс по питанию между одной из множества кабельных бурильных труб и скважинным инструментом.

Скважинный инструмент может измерять параметры формации вблизи ствола скважины, сопротивление формации, окружающей ствол скважины, естественное излучение формации, окружающей ствол скважины, поровое давление формации, окружающей ствол скважины.

Компоновка низа бурильной колонны может содержать инструмент для измерения в процессе бурения, инструмент для каротажа в процессе бурения, канатный инструмент.

Стыковочное устройство может обеспечить питание на скважинный инструмент.

Согласно изобретению создан способ осуществления связи в стволе скважины, содержащий следующие этапы:

соединение стыковочного устройства непосредственно со скважинным инструментом;

соединение стыковочного устройства непосредственно с одной из множества соединенных между собой кабельных бурильных труб с расположением стыковочного устройства между скважинным инструментом и одной из множества кабельных бурильных труб;

выполнение измерения параметров формации, окружающей ствол скважины, скважинным инструментом;

передача измерения со скважинного инструмента на стыковочное устройство;

передача измерения со стыковочного устройства на кабельные бурильные трубы;

обеспечение посредством электронного средства стыковочного устройства интерфейса по питанию между одной из множества кабельных бурильных труб и скважинным инструментом.

По осуществлении способа можно выполнять измерение по меньшей мере одного параметра формации, окружающей ствол скважины, измерение сопротивления формации, измерение плотности формации.

Скважинный инструмент может быть инструментом для каротажа в процессе бурения, инструментом для измерения в процессе бурения, канатным инструментом.

Способ может дополнительно содержать передачу питания со стыковочного устройства на скважинный инструмент.

Способ может дополнительно содержать обеспечение протекания текучей среды через множество кабельных бурильных труб и стыковочным устройством.

Дополнительные признаки и преимущества изобретения станут более понятными из следующего подробного описания с прилагаемыми чертежами.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Для того чтобы перечисленные выше признаки и преимущества настоящего изобретения могли быть понятными в подробностях, приведено более конкретное описание изобретения, кратко описанного выше, в отношении его вариантов осуществления, которые иллюстрируются на прилагаемых чертежах. Следует отметить, однако, что прилагаемые чертежи иллюстрируют только типичные варианты осуществления изобретения и не могут рассматриваться, как ограничивающие объем изобретения, поскольку изобретение предполагает другие варианты осуществления изобретения равной эффективности.

Фиг.1 схематично изображает вид поперечного разреза скважинной площадки, имеющей скважинный инструмент, развернутый с буровой установки в ствол скважины с помощью бурильной колонны с системой телеметрии по кабельным бурильным трубам.

Фиг.2А - вариант осуществления стыковочного устройства у устья скважины для передачи сигналов между наземной установкой и системой телеметрии по кабельным бурильным трубам.

Фиг.2В - вариант осуществления внутрискважинного стыковочного устройства для прохождения сигналов между наземной установкой и системой телеметрии по кабельным бурильным трубам.

Фиг.3 - вариант осуществления модема для использования во внутрискважинном стыковочном устройстве фиг.2А и 2В.

Фиг.4А, 4В, 4С, 4D схематично изображают варианты стыковочных устройств в сочетании с системами телеметрии по кабельным бурильным трубам и со скважинными инструментами.

Фиг.5А и 5В изображают виды в поперечном разрезе вариантов осуществления стыковочного устройства согласно изобретению.

Фиг.6А и 6В изображают виды в поперечном разрезе модульных стыковочных устройств согласно вариантам осуществления изобретения.

Фиг.6С и 6D изображает виды в поперечном разрезе стыковочных устройств, согласно дополнительным вариантам осуществления изобретения.

Фиг.7А-7С - блок-схемы электронной аппаратуры, используемой в стыковочных устройствах согласно изобретению.

Фиг.8 и 9 - блок-схемы контроллера и модема соответственно, используемых в вариантах осуществления изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Предпочтительные в настоящее время варианты осуществления изобретения показываются на указанных выше фигурах и подробно описываются ниже. При описании предпочтительных вариантов осуществления изобретения одинаковые номера ссылки используются для указания общих или аналогичных элементов. Фигуры не выполнены в масштабе и некоторые признаки и элементы на фигурах могут показываться преувеличенными в масштабе или схематичными в интересах ясности и выразительности.

На фиг.1 показана система 1 скважинной площадки, в которой может успешно применяться настоящее изобретение. В показанной системе ствол 11 скважины создан в подземных пластах с помощью хорошо известного роторного бурения. Специалистам данной области техники при ознакомлении с преимуществами, изложенными в описании, должно быть ясно, что настоящее изобретение находит практическое применение и в буровых технологиях, отличных от обычного роторного бурения (например, наклонно-направленное бурение с использованием забойного двигателя и роторное направленное бурение) и не ограничивается наземными буровыми установками.

Скважинная система 3 содержит бурильную колонну 12, подвешенную в стволе 11 скважины и имеющую буровое долото 15 на ее нижнем конце. Наземная система 2 включает в себя наземную установку 10 вышки и платформы, размещенную над стволом 11 скважины, проходящим через подземный пласт F. Установка 10 включает в себя ротор 16, ведущую бурильную трубу 17, крюк 18 и вертлюг 19. Бурильная колонна 12 вращается ротором 16, приводимым в действие средством, которое 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.

Наземная система дополнительно включает в себя буровой раствор 26, хранящийся в емкости на скважинной площадке. Насос 29 подает буровой раствор 26 в бурильную колонну 12 через отверстие в вертлюге 19, и буровой раствор протекает вниз через бурильную колонну 12 в направлении, указанном стрелкой 9. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 12 через отверстия в буровом долоте 15 и затем циркулирует вверх через кольцевое пространство между наружной поверхностью бурильной колонны и стенкой ствола скважины в направлении, указанном стрелками 32. Буровой раствор смазывает буровое долото 105 и выносит выбуренную породу пласта на поверхность, когда возвращается в резервуар 27 для рециркуляции.

Внизу бурильной колонны 12 вблизи бурового долота 15 находится компоновка 100 низа бурильной колонны (КНБК) (другими словами, на длине нескольких отрезков утяжеленных бурильных труб от бурового долота). Компоновка низа бурильной колонны приспособлена для осуществления измерений, обработки и хранения информации, а также осуществления связи с поверхностью. Таким образом, КНБК включает в себя, кроме прочего, устройство 110 для определения и передачи данных об одном или нескольких свойствах пласта F, окружающего ствол 11 скважины, таких как электрическое сопротивление пласта (или проводимость), естественная радиоактивность, плотность (по гамма-излучению или нейтронная) и поровое давление.

КНБК 100 дополнительно включает в себя утяжеленную бурильную трубу 150 для выполнения различных других измерительных функций. Утяжеленная бурильная труба 150 имеет инструмент измерений во время бурения (ИВБ). Инструмент ИВБ дополнительно включает в себя устройство (не показано) для создания электроэнергии для скважинной системы. Хотя изображается система пульсаций бурового раствора с генератором, приводимым в действие потоком бурового раствора 26, притекающего через бурильную колонну 12 и утяжеленную бурильную трубу 150, могут быть задействованы другие системы энергоснабжения и/или батарей.

На скважинной площадке могут использоваться 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 предусматриваться для измерения таких параметров, как давление в стояке, нагрузка на крюк, момент вращения на поверхности, число оборотов в минуту ротора, и других. Скважинные датчики могут размещаться по бурильному инструменту и/или стволу скважины для предоставления информации об условиях в скважине, таких как давление в стволе скважины, нагрузка на долото, момент вращения на долоте, направление, наклон, число оборотов утяжеленной бурильной трубы в минуту, температура инструмента, температура в кольцевом пространстве и торца инструмента среди прочего. Информация, собираемая датчиками, переправляется на наземную систему, скважинную систему и/или на наземную установку управления.

Как показано на фиг.1, устьевое стыковочное устройство 120 скважины расположено у устьевого конца бурильной колонны 12, внутрискважинное стыковочное устройство 140 расположено у нижнего конца бурильной колонны 12. Система 145 телеметрии по кабельным бурильным трубам проходит через бурильную колонну 12. Линия 130 связи схематически изображена между устьевым стыковочным устройством и наземной установкой 4. Эта конфигурация создает линию связи от наземной установки 4 телеметрии, через линию 130 связи на устьевое стыковочное устройство 120 через систему телеметрии по кабельным бурильным трубам, на внутрискважинное стыковочное устройство 140 и на скважинный инструмент (или КНБК) 100.

Хотя показана только одна наземная установка 4 на одной скважинной площадке 1, могут использоваться несколько наземных установок на одной или нескольких скважинных площадках. Наземные установки могут стыковаться с одним или несколькими стыковочными устройствами с использованием проводного или беспроводного соединения через одну или несколько линий 130 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 IEEE 802.11, Bluetooth, zigbee или любой нестандартной в РФ, 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. Как один пример, антенна беспроводного соединения может быть уложена в наружном покрытии переводника.

Как показано на фиг.1, устьевое стыковочное устройство располагается у устьевого конца системы телеметрии по кабельным бурильным трубам. Это стыковочное устройство функционально соединяет систему телеметрии по кабельным бурильным трубам с наземной установкой. Как показано, создается линия связи между устьевым стыковочным устройством и наземной установкой. Необязательно, в случаях, когда бурильная труба проходит вверх от ротора буровой установки на верхний привод, стыковочное устройство может, например, размещаться между верхним приводом и кабельными бурильными трубами.

Устьевое стыковочное устройство 120 показано более подробно на фиг.2А. Устьевое стыковочное устройство 120 оснащено наземным модемом 200, модемом 202 кабельных бурильных труб, датчиками 204 и блоком 206 питания. Обычно устьевое стыковочное устройство помещено в бурильной трубе и соединено с устьевым концом бурильной колонны.

Для функционального соединения устьевого стыковочного устройства с системой телеметрии по кабельным бурильным трубам предусматривается соединитель 208. Соединитель может быть индуктивной соединительной муфтой, аналогичной тем, что применяются на бурильной трубе в системе телеметрии. Альтернативно, соединитель может быть токопроводящим соединителем или любым другим соединителем, способным осуществлять связь с системой телеметрии.

Также использован наземный соединитель 210 для соединения устьевого стыковочного устройства с наземной установкой. Наземный соединитель может быть проводным, беспроводным или с оптическим соединением, выполненным с возможностью стыковаться с наземной установкой. Соединитель предусматривает осуществление электропроводной, индуктивной, проводной, беспроводной или оптической связи с наземной установкой.

Устьевое стыковочное устройство 120 может оснащаться одним или несколькими датчиками для измерения различных параметров в стволе скважины, таких как температура, давление (в стояке, по телеметрии в буровом растворе и т.п.), поток бурового раствора, шум, вибрацию, механические параметры бурения (то есть крутящий момент, вес на долоте, ускорение, обороты трубы и т.п.) и т.п. Измерения механических параметров бурения выполняются с высокой интенсивностью замеров (обычно 120 Гц). Кроме того, измерение давления может выполняться с более высокой интенсивностью замеров (обычно 480 Гц), чтобы способствовать демодуляции телеметрии. 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 кабельных бурильных труб, измерять шум и/или характеристики системы телеметрии по кабельным бурильным трубам и выполнять другую диагностику на скважинной площадке. Датчики могут встраиваться в устьевое стыковочное устройство 120 или размещаться вдоль его наружного диаметра или внутреннего диаметра. Данные датчиков могут записываться в запоминающем устройстве.

Стыковочное устройство 120 может быть дополнительно оборудовано блоком 206 питания. Блок питания может вырабатывать электроэнергию с использованием электрогенераторов любого вида, такого как турбинный, пьезоэлектрический, с солнечной батареей и т.п., от любого возможного источника энергии, такого как приток бурового раствора, вращение, вибрация, радиочастотные сигналы и т.п. Стыковочное устройство может снабжаться энергией с использованием только батарей или батарей в качестве резервного источника для технического оснащения электрогенератором. Батареи могут быть аккумуляторными. Может быть создан альтернативный внешний источник питания и энергия может сохраняться и использоваться в стыковочном устройстве. В системе кабельных бурильных труб стыковочное устьевое устройство 120 может питаться с использованием кабеля от электрогенератора, размещенного на буровой установке, или рядом с ней.

Наземный модем 200 осуществляет связь с одним или несколькими модемами в наземной установке 4. Наземный модем 202 кабельной бурильной трубы осуществляет связь с одним или несколькими модемами, промежуточными усилителями, или другими стыковочными устройствами в скважинном инструменте через систему телеметрии по кабельным бурильным трубам. Предпочтительно, чтобы модемы обеспечивали дуплексную связь. Любой вид цифровой или аналоговой схемы модуляции может использоваться, такой как двухфазная манипуляция, частотная манипуляция (ЧМ), квадратурная фазовая модуляция (КФМ), квадратурная амплитудная модуляция (КАМ), дискретная мультитоновая модуляция (ДММ) и т.п. Эти схемы могут использоваться в сочетании с технологиями мультиплексирования любого вида, такими как мультиплексирование с разделением времени (МРТ), мультиплексирование с разделением частоты (МРЧ) и т.п. Модем может включать в себя функцию диагностики бурильных труб и диагностики скважинного инструмента.

Наземный модем 200 более подробно показан на фиг.3. Модем может быть аналоговым или цифровым. Модем включает в себя передатчик 300, приемник 302, процессор 304 и блок 306 памяти. Передатчик и приемник могут быть в форме аналогового или цифрового приемопередатчика. Передатчик предусматривается, чтобы передавать данные, принятые приемником от внутрискважинного блока на наземную установку. Передатчик может также использоваться, чтобы передавать команды, принятые от наземной установки приемником на скважинный инструмент. Сигналы диагностики также могут передаваться от переводника стыковочного устройства на скважинный инструмент и/или наземную установку. Для диагностики сигналы от скважинных инструментов/наземных установок могут закольцовываться выход на вход на скважинные инструменты/наземные установки соответственно.

Процессор 304 модема модулирует и демодулирует сигналы, принятые от скважинного инструмента и/или наземной установки для такого преобразования, чтобы они могли приниматься скважинным инструментом и наземной установкой. Может выполняться исправление ошибок, регистрация, сжатие, шифрование и другие манипуляции с данными. Схема модулирования для стыковочного устройства предпочтительно устанавливается при скорости передачи данных в бодах, при которой способна осуществляться связь между наземной установкой и скважинным инструментом. Скорости передачи данных в бодах для соответствующих модемов для скважинного инструмента и наземной установки предусматриваются с сопряженной скоростью передачи данных в бодах. Аналогично сопрягаются скорости передачи данных в бодах для соответствующих модемов для скважинного инструмента и наземной установки.

Для хранения данных для будущего использования предусматривается блок 306 памяти. Например, могут сохраняться данные датчиков или данные диагностики.

Также могут предусматриваться другие устройства, такие как система глобального позиционирования, для выполнения добавочных функций, таких как установка генератора импульсов истинного времени, или синхронизация времени между наземными у устья скважины и скважинными инструментами/наземными установками. Дополнительно могут также требоваться аналоговые входные блоки (усилители, фильтры и т.п.).

На фиг.2В изображено внутрискважинное стыковочное устройство 140. Внутрискважинное стыковочное устройство размещено между системой телеметрии по кабельным бурильным трубам и скважинным инструментом для осуществления связи между ними. В некоторых случаях отдельное внутрискважинное стыковочное устройство может не использоваться, если скважинный инструмент оснащается внутренним стыковочным устройством. Такое внутреннее стыковочное устройство составляется из существующих модемов, процессоров, датчиков и других деталей в обычном скважинном инструменте.

Внутрискважинное стыковочное устройство 140 может быть одинаковым с устьевым стыковочным устройством, с тем отличием, что внутрискважинное стыковочное устройство оснащается скважинным модемом 320 кабельных бурильных труб, скважинным модемом 322, соединителем 324 для кабельных бурильных труб и соединителем 326 для скважинного инструмента. Внутрискважинное стыковочное устройство создает линию связи между устьевым стыковочным устройством и внутрискважинным стыковочным устройством. Скважинный модем создает линию связи между системой телеметрии по кабельным бурильным трубам и одним или нескольким составляющими элементами в скважинном инструменте. Дополнительно может быть использован соединитель 326 для скважинного инструмента на месте наземного соединителя. Соединитель для скважинного инструмента может быть проводным или беспроводным и может предусматривать электропроводное, индуктивное или оптическое соединение между телеметрией по кабельным бурильным трубам и скважинным инструментом.

Осуществление связи между стыковочным устройством или устройствами и скважинным инструментом и/или наземной установкой выполняется согласно протоколу. Протокол устанавливает формат и последовательность для сигналов, которые посылаются и принимаются стыковочным устройством. Протокол может быть, например, заранее установленным набором правил, по которым создается схема осуществления связи между соответствующими модемами. Протокол может избирательно регулироваться, чтобы соответствовать требованиям данной системы телеметрии. Альтернативно, данная система телеметрии может выполняться с возможностью соответствовать протоколу стыковочного устройства. Протокол и скорости передачи данных в бодах для стыковочного устройства у устья скважины могут также настраиваться под скважинное стыковочное устройство.

Фиг.4 схематически показывает различные конфигурации одного или нескольких стыковочных устройств. Стыковочные устройства могут размещаться в различных местах на скважинной площадке. Например, одно из устьевых стыковочных устройств может быть размещено примыкающим к верхнему приводу, а другое размещено дополнительно внутри скважины. В другом примере, одно внутрискважинное стыковочное устройство может быть расположено примыкающим к системе телеметрии по кабельным бурильным трубам, а другое стыковочное устройство расположено дополнительно вглубь скважины вдоль скважинного инструмента.

Фиг.4А показывает систему 445 телеметрии по кабельным бурильным трубам, непосредственно соединенную со скважинным инструментом 410. Устьевое стыковочное устройство 422 скважины размещается над системой телеметрии по кабельным бурильным трубам. Внутрискважинное стыковочное устройство 440 является одним целым со скважинным инструментом 410. В этой ситуации внутрискважинное стыковочное устройство может образоваться из существующих участков скважинного инструмента, таких как процессоры, модемы, и других устройств, которые образуют участки составляющих элементов скважинного инструмента.

Фиг.4В показывает множество систем 445 телеметрии по кабельным бурильным трубам, каждая из которых имеет свое собственное внутрискважинное стыковочное устройство 450. Устьевое стыковочное устройство 422 расположено у устьевого самого верхнего конца системы телеметрии по кабельным бурильным трубам. Внутрискважинное стыковочное устройство 450 может осуществлять связь одновременно или независимо со скважинным инструментом 410.

Фиг.4С показывает множество скважинных инструментов, каждый из которых имеет свое собственное внутрискважинное стыковочное устройство 450. Устьевое стыковочное устройство 422 расположено у устьевого самого верхнего конца системы телеметрии по кабельным бурильным трубам. Фиг.4D показывает систему телеметрии по кабельным бурильным трубам, имеющую множество устьевых стыковочных устройств 422 и множество внутрискважинных стыковочных устройств 450.

Фиг.5А показывает вариант стыковочного устройства 500 для использования между системой кабельных бурильных труб, такой как система кабельных бурильных труб 145 (фиг.1), и скважинным инструментом или компоновкой низа бурильной колонны, такой как КНБК 100. Стыковочное устройство 500 включает в себя корпус 502, соединитель 524 для кабельной бурильной трубы и соединитель 526 для скважинного инструмента и электронную аппаратуру 550. Как показано, электронная аппаратура располагается на внутренней поверхности утяжеленной бурильной трубы для обеспечения прохождения бурового раствора, как указано стрелками. Электронная аппаратура предпочтительно вставляется с возможностью извлечения в утяжеленную бурильную трубу и монтируется на заплечике 527.

Корпус может быть утяжеленной бурильной трубой. Или другой трубой или переводником с возможностью соединения с системой кабельных бурильных труб и/или скважинным инструментом. Предпочтительно, чтобы концы 531 и 533 соединились резьбой с соответствующими бурильными трубами системы кабельных бурильных труб и/или скважинным инструментом. Как показано, концы 531 и 533 являются муфтовыми концами, снабженными стыковочной внутренней резьбой выполненной с возможностью соединяться резьбой с примыкающей бурильной трубой для функционального соединения с ней. Концы могут быть муфтовыми или ниппельными концами, по необходимости стыковаться с примыкающими утяжеленными бурильными трубами. Одно или несколько таких стыковочных устройств 500 могут быть соединены вместе или отделены добавочными утяжеленными бурильными трубами. Положение стыковочного устройства может быть изменено на обратное для стыковки функциональных соединений с соответствующими инструментами.

Соединитель 524 для системы телеметрии по кабельным бурильным трубам и соединитель 526 для скважинного инструмента функционально соединяют стыковочное устройство с системой кабельных бурильных труб и скважинным инструментом, соответственно. Электронная аппаратура содержит модем 520 кабельных бурильных труб и модем 522 скважинного инструмента. Дополнительная электронная аппаратура может также использоваться и быть такой, как электронная аппаратура, показанная на фиг.2А, 2В и 3. Фиг.7А-9 показывают дополнительные конфигурации для электронной аппаратуры, которые будут дополнительно описаны ниже.

Как показано на фиг.5А, дополнительные устройства, такие как порт вывода данных, могут быть также предусмотрены. Порт вывода данных обеспечивает доступ к электронной аппаратуре. Например, когда инструмент поднимается из скважины на поверхность, наземная установка может быть подключена к порту вывода данных, чтобы вывести данные, заложить команды, подключить питание или выполнить другие процедуры.

Фиг.5В показывает стыковочное устройство 500а с конфигурацией частично кольцевого и частично шпиндельного типа. Стыковочное устройство 500а является, по существу, одинаковым с устройством на фиг.5А, за исключением того, что участок электронной аппаратуры располагается в шпиндельной конфигурации. Другими словами, участок электронной аппаратуры 550а расположен вдоль внутренней поверхности корпуса 502, как показано на фиг.5А, а другой участок электронной аппаратуры 550b расположен в шпиндельной конфигурации внутри корпуса. Центраторы 552 располагаются вдоль внутренней поверхности корпуса, чтобы нести электронную аппаратуру 550b и имеют сквозные проходы, чтобы позволить проход бурового раствора, как указано стрелками.

Фиг.6A-D показывают разнообразные конфигурации модульного стыковочного устройства для использования между системой кабельных бурильных труб, такой как система 145 кабельных бурильных труб (фиг.1), и скважинным инструментом или компоновкой низа бурильной колонны, такой как КНБК 100. Как показано на фиг.6А, модульное стыковочное устройство 600 включает в себя корпус 602, соединитель 624 для кабельной бурильной трубы и соединители 626а, 626b для скважинного инструмента и электронную аппаратуру 650а, 650b. Как показано, электронная аппаратура располагается на внутренней поверхности утяжеленной бурильной трубы для обеспечения протекания бурового раствора, как указано стрелками. Электронная аппаратура предпочтительно вставляется с возможностью извлечения в утяжеленную бурильную трубу и монтируется на ее внутренней поверхности.

Корпус может быть одинаковым с корпусом на фиг.5А. Как показано на фиг.6А, верхний конец 631 является муфтовым концом, а нижний конец 633 является ниппельным концом, с резьбовыми замками для функционального соединения с соответствующими своими инструментами.

Корпус может оснащаться одним или несколькими соединениями 660. Соединения 660 обеспечивают модульность стыковочному устройству 600. Участки стыковочного устройства могут избирательно соединяться или разделяться. Соединения могут быть, например, механическими замками, на резьбе, на пайке, на сварке, или другими замками, которые функционально соединяют участки стыковочного устройства. Соединения позволяют разделение стыковочного устройства при необходимости, например, обслуживания или механической обработки. Например, там, где система кабельных бурильных труб разрабатывается первой компанией, первая компания может разработать участок для кабельных бурильных труб соответствующего стыковочного устройства, а там, где скважинный инструмент разрабатывается второй компанией, эта вторая компания может разрабатывать участок для скважинного инструмента стыковочного устройства. Таким образом, стыковочное устройство может раздельно изготавливаться и затем собираться вместе. Электронная аппаратура 650а, 650b предпочтительно размещается в раздельных модулях, чтобы позволить раздельную сборку. Хотя показаны два комплекта электронной аппаратуры, могут предусматриваться дополнительные модули с дополнительной электронной аппаратурой.

Один или несколько соединителей, таких как канал связи 662, могут использоваться, чтобы функционально соединить электронную аппаратуру 650а и 650b. Каналы связи 670а и 670b предусматриваются, чтобы функционально соединить электронную аппаратуру 650а с соединителем 624 для кабельных бурильных труб, а электронную аппаратуру 650b с соединителем для скважинного инструмента 626b соответственно. Соединения, каналы связи, порты вывода данных или другие устройства могут осуществлять связь через проводные, беспроводные и соединители любого типа, которые позволяют функциональные соединения. Там, где такие соединения перекрывают соединение 660, может быть использовано дополнительное звено.

Соединитель 624 для кабельной бурильной трубы и соединитель 626а для скважинного инструмента могут быть одинаковыми с соединителями 524, 526 соответственно. Необязательно может использоваться добавочный или альтернативный соединитель 626b для скважинного инструмента, такой как индуктивный или проводящий соединитель с возможностью функционального соединения со скважинным инструментом. Электронная аппаратура 650а, 650b используется для передачи сигналов между системой кабельных бурильных труб и скважинным инструментом. Электронная аппаратура 650а, 650b изображается имеющей модем 620 кабельных бурильных труб и модем 622 скважинного инструмента, соответственно для осуществления связи между ними. Соединители, такие как 624, 626а и 626b, могут быть расположены в различных местах внутри стыковочного устройства, при условии, что создается функциональное соединение.

Дополнительная электронная аппаратура также может использоваться и быть такой, как электронная аппаратура, показанная на фиг.2А, 2В и 3. Фиг.7А-9 показывают дополнительные конфигурации электронной аппаратуры, которые дополнительно будут описаны ниже. Как показано на фиг.6А, порты 625а, 625b вывода данных также могут быть предусмотрены с расположенными в них электронными схемами вывода данных. Например, такая электронная схема вывода данных может включать в себя датчики и другую электронную аппаратуру, такую какая показана на фиг.7А-9 и которая дополнительно будет описана ниже. Порты 625а, 625b вывода данных могут быть одинаковыми с портом 525 вывода данных фиг.5А, за исключением того, что они могут оснащаться электронной схемой для обеспечения соединений и передачи сигнала.

Как показано на фиг.6А, один или несколько составляющих элементов 672 могут размещаться в стыковочном устройстве, чтобы выполнять разнообразие дополнительных функций. Например, составляющий элемент может использоваться, чтобы выполнять разнообразие скважинных операций, таких как регистрация внутри скважины (например, давления), производство электроэнергии, телеметрия, запоминание или другие операции.

Фиг.6В показывает измененную конфигурацию модульного стыковочного устройства 600а, одинакового с модульным стыковочным устройством 600а фиг.6А, за исключением того, что создается дополнительная электронная аппаратура 650а и 650d. Как показано, электронная аппаратура 650с является дополнительной электронной аппаратурой, размещенной в кольцевом положении вдоль внутренней поверхности корпуса 602, примыкающей к электронной аппаратуре 650а. Электронная аппаратура 650d опирается на центраторы 652 в шпиндельном положении внутри корпуса. В этой конфигурации модульное соединение может быть отдельным вдоль соединения 660 так, что первый участок стыковочного устройства имеет в своем составе электронную аппаратуру 650а и 650с, а второй участок стыковочного устройства имеет в своем составе электронную аппаратуру 650b и 650d. Дополнительные соединения 660 могут создаваться, чтобы позволить дополнительные разделения, например, для резьбового конца 631 с соединительной муфтой 624 и резьбового конца 633 с соединителем 626b для скважинного инструмента.

Фиг.6С показывает альтернативное модульное стыковочное устройство 600b. В этой конфигурации электронная аппаратура 650а размещается вдоль внутренней поверхности, а электронная аппаратура 650е на внутренней поверхности корпуса, примыкающей к электронной аппаратуре 650а. Электронная аппаратура 650а оснащается модемом 620 кабельных бурильных труб, электронная аппаратура 650е оснащается модемом 622 для скважинного инструмента. Предпочтительно, чтобы электронная аппаратура 650е размещалась с возможностью извлечения внутри утяжеленной бурильной трубы. Таким образом, электронная аппаратура 650е может отделяться от стыковочного устройства для отдельного техобслуживания, установки и т.п.

Как показано на фиг.6С, корпус имеет первый муфтовый конец 631 и ниппельный конец 633а. Как описывается выше, концы могут быть муфтовыми и/или ниппельными или другими соединениями, способными к функциональному соединению стыковочного устройства с бурильной колонной и/или скважинным инструментом.

Фиг.6D показывает альтернативное модульное стыковочное устройство 600с. Модульное стыковочное устройство 600с может быть одинаковым с модульным стыковочным устройством 600b Фиг.6С, за исключением того, что электронная аппаратура 650е заменена электронной аппаратурой 650f в шпиндельной конфигурации.

Для установки электронной аппаратуры 650f в корпусе предусматриваются центраторы 652а и 652b. Например, опоры центратора 652а могут размещаться вокруг электронной аппаратуры. Центратор 652b может быть кольцевым или кольцевым с клиньями, используемым для несения электронной аппаратуры.

В то время, как конфигурации, показанные на фиг.5A-6D, показывают конкретное расположение электронной аппаратуры, соединителей и других устройств в корпусе, должно быть ясно, что эти устройства могут варьироваться. Например, соединители и модемы для кабельных бурильных труб могут размещаться в разных местах в корпусе.

Фиг.7А-С являются схемами, показывающими детальное изображение электронной аппаратуры 750, с возможностью применения со стыковочными устройствами, предусмотренными в этом описании. Как показано, электронная аппаратура включает в себя модем 720 кабельных бурильных труб, модем 722 скважинного инструмента и модем 781 питания. Как показано, питание может создаваться внутренним, с использованием блока 781 питания и/или батареи 771 и/или внешнего источника 772 питания. Дополнительная электронная аппаратура также может быть предусмотрена, такая как диагностическая аппаратура 773, контроллер 774, датчики 775, аппаратура 776 глобальной системы позиционирования/генератора импульсов истинного времени и порт 725 вывода данных (ROP).

Контроллер может использоваться для обработки сигналов, анализа данных, управления электропитанием и выполнения других внутрискважинных операций. Аппаратура диагностики может использоваться для мониторинга электронной аппаратуры, скважинных инструментов, системы кабельных бурильных труб и других связанных систем. Датчики могут быть одинаковыми с датчиками 204 (фиг.2В). Аппаратура глобальной системы позиционирования/генератора импульсов истинного времени может использоваться, чтобы давать временную метку для данных, получаемых от датчика и синхронизации по времени. Порт вывода данных может быть одинаковым с портом 625 вывода данных, описанным в этом документе.

Фиг.7В показывает альтернативную конфигурацию электронной аппаратуры 750а. В этой конфигурации электронная аппаратура 750 (фиг.7А) разделена на участок 782 кабельных бурильных труб и участок 780 скважинного инструмента с соединителем 762 между ними. Как показано, электронная аппаратура 780 одинакова с электронной аппаратурой 750 (фиг.7А), за исключением того, что модем 720 кабельных бурильных труб перемещен на участок 782 кабельных бурильных труб, а стыковочное устройство 778 подачи сигналов/питания создается, чтобы осуществлять функциональную связь с участком 782 кабельных бурильных труб.

Участок 782 кабельных бурильных труб оснащается модемом 720 кабельных бурильных труб и стыковочным устройством 778b подачи сигналов/питания, которое осуществляет связь со стыковочным устройством 778а подачи сигналов/питания участка 780 скважинного инструмента. Соединитель 762 функционально предусматривается, чтобы функционально осуществлять связь верхнего и нижнего участков. В некоторых случаях это может быть монтажное соединение или другой тип соединителя, способного передавать сигналы между участками 780, 782. Соединитель может быть индуктивным, электропроводящим, оптическим и проводным или беспроводным.

Фиг.7С показывает другую конфигурацию электронной аппаратуры 750b. Эта конфигурация одинакова с электронной аппаратурой 750а (фиг.7В), за исключением того, что участок 782а кабельных бурильных труб оснащен дополнительной электронной аппаратурой. Участок 782 кабельных бурильных труб содержит модем 720 кабельных бурильных труб и стыковочное устройство 778b сигналов/питания (как у предыдущего участка 782 кабельных бурильных труб фиг.7В), плюс блок питания 781, батарею 771, аппаратуру 776 глобальной системы позиционирования/генератора импульсов истинного времени, порт 725 вывода данных, датчики 775, контроллер 774, аппаратуру 773 диагностики и аппаратуру 772 внешнего электропитания. Эта конфигурация показывает, что разнообразная электронная аппаратура может использоваться на одном или больше участках электронной аппаратуры. Хотя показаны два участка, множество участков, имеющих в своем составе разнообразные участки электронной аппаратуры, могут предусматриваться. Могут быть необходимы соединители, чтобы соединять соответствующую электронную аппаратуру.

Фиг.8 и 9 показывают альтернативную конфигурацию наземного модема 200 (фиг.3), разделенного на отдельные участки. Фиг.8 является детальным изображением контроллера 774. Контроллер может оснащаться процессором 892, памятью 894, специализированной интегральной схемой/устройством с возможностью программирования в условиях эксплуатации 893 и другими электронными схемами.

Фиг.9 является детальным изображением модема 772 скважинного инструмента. Одинаковая с ним конфигурация может использоваться для модема 720 кабельных бурильных труб. Модем может включать в себя, например, передатчик и приемник (или приемопередатчик) 995. Когда используется аналоговая аппаратура, модем может также оснащаться фильтром 996, усилителем 997, регулятором 998 усиления, модулятором 999, демодулятором 989 и преобразователем 988 данных.

Стыковочные устройства, как показано на фиг.5A-6D, могут размещаться относительно системы кабельных бурильных труб и скважинного инструмента, как показано на фиг.4A-4D. Например, стыковочные устройства, показанные на фиг.5A-6D, могут выполняться, как наземные стыковочные устройства, такие, как стыковочные устройства 422 показанные на фиг.4A-4D, встроенное стыковочное устройство 440 (фиг.4А) и/или стыковочные устройства 450 скважинного инструмента (фиг.4B-4D). Стыковочные устройства, которые описаны в данном документе, могут также оснащаться одним или больше промежуточными усилителями, чтобы усиливать и/или восстанавливать первоначальную форму сигнала. Промежуточные усилители и другие устройства, такие как модем, показанный на фиг.9, могут использоваться, чтобы улучшить сигнал, когда он переносится в стволе скважины.

Эти конфигурации предоставляют возможность, среди прочего, гибкости в адаптации к разнообразию скважинного инструмента и системам телеметрии по кабельным бурильным трубам. Дополнительно к показанным на фигурах разнообразные сочетания встроенных и раздельных стыковочных устройств могут использоваться.

Должно быть понятно из вышеприведенного описания, что разнообразные модификации и изменения могут выполняться в предпочтительных и альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения без отхода от его реальной сущности. Например, линии связи, описанные в этом документе, могут быть проводными или беспроводными. Устройства, включенные в состав в этом документе, могут приводиться в действие вручную или автоматически, чтобы выполнить необходимую операцию. Приведение в действие может выполняться по необходимости и/или на основании выдаваемых данных, зарегистрированных параметров условий и/или анализа результатов внутрискважинных операций.

Это описание имеет только иллюстративную направленность и его не следует интерпретировать в смысле ограничения. Объем этого изобретения должен задаваться только формулировками ниже следующей формулы изобретения. Термин «который содержит» в формуле изобретения направлен на то, чтобы означать «включает в себя, по меньшей мере», так что перечисленный список элементов в пункте формулы изобретения является открытым. «A», «an» и другие обозначения единственного числа направлены на то, чтобы при этом включались в себя множественные формы, если это специально не исключается.

Изобретение относится к системам телеметрии для использования в операциях в стволе скважины. Техническим результатом является повышение надежности, увеличение скорости передачи данных, совместимость с разнообразием скважинных систем и увеличение мощности. Система содержит скважинный инструмент, расположенный в стволе скважины, стыковочное устройство, соединенное со скважинным инструментом, и бурильную колонну, соединенную со стыковочным устройством и содержащую множество соединенных между собой кабельных бурильных труб. При этом стыковочное устройство расположено между скважинным инструментом и множеством кабельных бурильных труб и содержит электронное средство, обеспечивающее интерфейс по питанию между одной из множества кабельных бурильных труб и скважинным инструментом. 3 н. и 27 з.п. ф-лы, 9 ил.

1. Система для обеспечения связи в стволе скважины, содержащая скважинный инструмент, расположенный в стволе скважины, стыковочное устройство, соединенное со скважинным инструментом, и бурильную колонну, соединенную со стыковочным устройством и содержащую множество соединенных между собой кабельных бурильных труб, при этом стыковочное устройство расположено между скважинным инструментом и множеством кабельных бурильных труб и содержит электронное средство, обеспечивающее интерфейс по питанию между одной из множества кабельных бурильных труб и скважинным инструментом.

2. Система по п.1, в которой скважинный инструмент является инструментом для каротажа в процессе бурения.

3. Система по п.1, в которой скважинный инструмент является инструментом для измерения в процессе бурения.

4. Система по п.1, в которой скважинный инструмент является канатным инструментом.

5. Система по п.1, в которой скважинный инструмент приспособлен измерять параметры формации, окружающей ствол скважины.

6. Система по п.1, в которой скважинный инструмент расположен в компоновке низа бурильной колонны.

7. Система по п.1, в которой скважинный инструмент приспособлен измерять сопротивление, естественное излучение, плотность или поровое давление формации.

8. Система по п.1, в которой стыковочное устройство объединено со скважинным инструментом.

9. Система по п.1, в которой стыковочное устройство соединено непосредственно со скважинным инструментом и с одной из множества кабельных бурильных труб.

10. Система по п.1, выполненная с возможностью протекания текучей среды через стыковочное устройство.

11. Система по п.1, в которой электронное средство способно обеспечить интерфейс по сигналу между одной из множества кабельных бурильных труб и скважинным инструментом.

12. Система по п.1, в которой электронное средство содержит батарею.

13. Система для обеспечения связи в стволе скважины, содержащая бурильную колонну, включающую, по меньшей мере, часть соединенных между собой кабельных бурильных труб, компоновку низа бурильной колонны, соединенную с одной из множества кабельных бурильных труб и содержащую скважинный инструмент, и стыковочное устройство, расположенное между компоновкой низа бурильной колонны и одной из множества кабельных бурильных труб и обеспечивающее сообщение между ними и содержащее электронное средство, обеспечивающее интерфейс по питанию между одной из множества кабельных бурильных труб и скважинным инструментом.

14. Система по п.13, в которой скважинный инструмент способен измерять параметры формации вблизи ствола скважины.

15. Система по п.13, в которой скважинный инструмент способен измерять сопротивление формации, окружающей ствол скважины.

16. Система по п.13, в которой скважинный инструмент способен измерять естественное излучение формации, окружающей ствол скважины.

17. Система по п.13, в которой скважинный инструмент способен измерять поровое давление формации, окружающей ствол скважины.

18. Система по п.13, в которой компоновка низа бурильной колонны содержит инструмент для измерения в процессе бурения.

19. Система по п.13, в которой компоновка низа бурильной колонны содержит инструмент для каротажа в процессе бурения.

20. Система по п.13, в которой компоновка низа бурильной колонны содержит канатный инструмент.

21. Система по п.13, в которой стыковочное устройство способно обеспечить питание на скважинный инструмент.

22. Способ осуществления связи в стволе скважины, содержащий следующие этапы:
соединение стыковочного устройства непосредственно со скважинным инструментом;
соединение стыковочного устройства непосредственно с одной из множества соединенных между собой кабельных бурильных труб с расположением стыковочного устройства между скважинным инструментом и одной из множества кабельных бурильных труб;
выполнение измерения параметров формации, окружающей ствол скважины, скважинным инструментом;
передача измерения со скважинного инструмента на стыковочное устройство;
передача измерения со стыковочного устройства на кабельные бурильные трубы;
обеспечение посредством электронного средства стыковочного устройства интерфейса по питанию между одной из множества кабельных бурильных труб и скважинным инструментом.

23. Способ по п.22, в котором выполняется измерение, по меньшей мере, одного параметра формации, окружающей ствол скважины.

24. Способ по п.23, в котором выполняется измерение сопротивления формации.

25. Способ по п.23, в котором выполняется измерение плотности формации.

26. Способ по п.22, в котором скважинный инструмент является инструментом для каротажа в процессе бурения.

27. Способ по п.22, в котором скважинный инструмент является инструментом для измерения в процессе бурения.

28. Способ по п.22, в котором скважинный инструмент является канатным инструментом.

29. Способ по п.22, дополнительно содержащий передачу питания со стыковочного устройства на скважинный инструмент.

30. Способ по п.22, дополнительно содержащий обеспечение протекания текучей среды через множество кабельных бурильных труб и стыковочным устройством.