УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Во время буровых работ по добыче углеводородов были предприняты попытки использовать различные способы связи и передачи данных в режиме реального времени из зоны долота на поверхность во время бурения. Использование измерения во время бурения (ИВБ) и каротажа во время бурения (КВБ), с передачей данных в режиме реального времени, дает существенные преимущества во время буровых работ. Например, мониторинг условий в скважине (например, температуры, давления, удельного сопротивления, плотности и электромагнитных полей) позволяет немедленно реагировать на возможные проблемы в управлении скважиной и улучшает проектирование свойств бурового раствора.
Гидроимпульсная и электромагнитная телеметрии наиболее часто используются для передачи скважинных данных на поверхность с обычной скоростью передачи данных 3-10 бит/с. Акустическая телеметрия может обеспечить лучшие возможности передачи данных со скоростью 40-80 бит/с, где бурильная труба выполняет функцию линии передачи.
В то время, как акустическая телеметрия может обеспечить преимущества высокой скорости передачи данных, которые невозможны в гидроимпульсных и электромагнитных телеметриях, существующая акустическая телеметрия обладает недостатком, заключающимся в отражении сигнала или потере передачи на каждой границе с несогласованным акустическом импедансом, поскольку существующие конструкции бурильных труб приводят к образованию полос подавления и пропускания частот. В частности, при передаче акустических сигналов в пределах одной из полос пропускания частот, высокая погрешность данных и низкое отношение сигнал/шум может приводить к потере акустических сигналов или к ограниченному диапазону передачи. Полосы подавления и пропускания частот могут дрейфовать за счет тепловых изменений длины трубы и изменения акустического импеданса окружающей среды, такого как изменение плотности бурового раствора. Это может ограничить доступные акустические каналы передачи и снизить надежность передачи сигналов.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
Фиг. 1 представляет собой схему, иллюстрирующую акустическую передачу и отражение по бурильной трубе в скважинной среде.
Фиг. 2 представляет собой график, иллюстрирующий зависимость амплитуды акустических передач от частоты, с полосами пропускания и полосами подавления.
Фиг. 3 представляет собой схему, иллюстрирующую пример секций бурильных труб и конструкции соединительной секции бурильных труб с согласованным акустическим импедансом.
Фиг. 4 представляет собой график, иллюстрирующий пример зависимости длины акустической волны от частоты, согласно примеру по фиг. 3.
Фиг. 5 представляет собой график, иллюстрирующий пример акустических волн в противофазе, которые уменьшают или устраняют отраженные акустические волны.
Фиг. 6 представляет собой график, иллюстрирующий зависимость акустической частоты от волнового вектора типичной акустической запрещенной зоны периодической бурильной колонны.
Фиг. 7 представляет собой график, иллюстрирующий зависимость акустической частоты от волнового вектора варианта акустической запрещенной зоны непериодической бурильной колонны.
Фиг. 8 представляет собой схему, иллюстрирующую пример системы буровой установки согласно различным вариантам.
Фиг. 9 представляет собой блок-схему, иллюстрирующую пример способа передачи акустического сигнала.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Для решения некоторых из описанных выше проблем, а также других, описаны устройство, системы и способы для бурильной трубы с согласованием акустических импедансов. Описанные варианты могут уменьшать или устранять вызванное акустическим импедансом отражение на соединительных секциях труб, а также снижать или устранять полосы подавления акустических частот. Акустические сигналы бурильной трубы могут передаваться из скважинной среды на различную глубину (например, на поверхность геологического пласта) через среду передачи (например, бурильную колонну), имеющую только одну полосу пропускания без обычных полос подавления. Таким образом, скважинные акустические сигналы могут обеспечивать более надежную передачу акустических данных в широком диапазоне частот, без недостатка в виде изменений полос подавления или пропускания.
Фиг. 1 представляет собой схему, иллюстрирующую акустическую передачу и отражение по бурильной трубе в скважинной среде. Распространяющаяся акустическая волна может создаваться электромагнитным устройством с модулированной частотой. Акустической волной могут быть продольная волна сжатия, сдвиговая волна и даже поверхностные волны Стоунли. Проиллюстрирован ствол скважины 100, содержащий обсадную трубу или хвостовик 101, который выравнивает ствол скважины. В ствол скважины введена бурильная колонна 103. Бурильная колонна 103 содержит множество секций 110-112 бурильной трубы, которые соединяются посредством конструкций соединительных секций бурильных труб 120, 121.
Акустическая телеметрия использует акустические волны для передачи данных измерений (например, температуры, давления, электромагнитного поля, удельного сопротивления) из приборов для КВБ/ИВБ (не проиллюстрированы) через бурильную колонну 103. Прямой акустический сигнал 130-132 может передаваться из скважинной среды таким образом, что он распространяется через бурильную колонну 103. Если конструкции соединительных секций бурильных труб 120, 121 имеют разности импедансов, часть переданной акустической волны 132 может быть успешно передана через бурильную колонну 103, но будет потеряна или ослаблена, по сравнению с первоначальной передачей, из-за отражений акустических волн 140, 141.
Отражения акустических волн 140, 141 являются следствием того, что конструкции соединительных секций бурильных труб 120, 121 имеют импеданс соединительной секции (Z2), отличный от импеданса трубной секции (Z1). И Z1, и Z2 могут определяться произведением фазовой скорости (υ) и массовой плотности (ρ) трубных секций 110-112 или конструкций соединительных секций бурильных труб 120, 121. Это можно выразить как Z=υ⋅ρ.
Если бурильная колонна 103 имеет периодическую Z1-Z2-модулированную колонну, отраженные акустические волны 140, 141 могут быть синфазными и конструктивными. Структура акустической полосы зависит от общей длины бурильной трубы и соединительной секции, что может привести к появлению множества полос пропускания, разделенных диапазонами частот, называемыми полосами подавления. Фиг. 2 представляет собой график, иллюстрирующий зависимость амплитуды акустических передач от частоты (ω) с полосами пропускания 201-207 и полосами подавления 210-215, возникающими в результате отражения акустических волн. Акустический сигнал будет сильно ослабляться в точках полосы подавления 210, 211, 212, 213, 214, 215, в то время, как акустические сигналы могут передаваться через 201, 202, 203, 204 и т. д., а именно, акустическую полосу пропускания.
Передача акустического сигнала из скважинной среды имеет конкретную полосу пропускания частот для канала передачи. Если конкретная полоса пропускания дрейфует вследствие механической или тепловой деформации, может произойти потеря сигнала. Передача акустического сигнала может ослабляться ниже допустимого порогового значения, если полоса пропускания смещена за пределы допустимого диапазона, Δω, конкретной полосы пропускания частот. Например, скважинный геологический температурный градиент составляет около 25°С/км, поэтому тепловое расширение бурильных труб будет увеличивать их длину на различной глубине скважины и заставлять полосу подавления и полосу пропускания дрейфовать в низкочастотную область. Такой дрейф может быть значительным, если температура в скважине превышает 120°С или глубина скважины составляет более 4000 метров.
Уменьшение или устранение вызванного акустическим импедансом отражения на каждом соединении бурильной трубы и/или устранение полос подавления частот может быть выполнено несколькими способами. Эти способы могут использоваться отдельно или вместе в любой комбинации. Например, способ уменьшения или устранения вызванных акустическим импедансом отражений на каждом узле трубного соединения использует конструкции соединительных секций бурильных труб с согласованным акустическим импедансом 120, 121 в выбранной полосе частот. Способ уменьшения или устранения полос подавления акустических частот может использовать непериодические трубные секции бурильной колонны 110-112 или противофазную конструкцию. Способ дополнительного уменьшения или устранения границ акустического импеданса вдоль бурильной колонны 103 может включать согласование свойств материала трубных секций 110-112 и конструкции соединительных секций 120, 121. Такие способы более подробно описываются ниже.
Фиг. 3 представляет собой схему, иллюстрирующую пример секций бурильных труб и конструкции соединительной секции бурильных труб с согласованным акустическим импедансом. В описании ниже, импеданс каждой из секций бурильных труб 310, 311 обозначен Z1. Импеданс конструкции соединительной секции бурильных труб 320 обозначен Z2. Наружный диаметр более узких участков секций бурильных труб 310, 311, а также конструкции соединительной секции бурильных труб 320 обозначен φ. Толщина стенок трубных секций 310, 311 и конструкция соединительной секции бурильных труб 320 обозначена h. Длина соединительного участка обозначена D. Длина волны акустических сигналов, которые должны передаваться по бурильной колонне, обозначена λ.
Бурильную колонну можно составить из множества конструкций соединительных секций бурильных труб с согласованным акустическим импедансом 320, в выбранной полосе частот, соединяющих секции бурильных труб 310, 311, как проиллюстрировано на фиг. 3. При распространении в противофазе, связанная с акустическим импедансом конструкции соединительной секции и материала трубы амплитуда отражения (Z2-Z1)/(Z1+Z2) близка к связанной с разностью диаметров (φ2-φ1)/(φ1+φ2) амплитуде отражения.
Способ уменьшения или устранения вызванных акустическим импедансом отражений на каждом узле трубного соединения использует конструкцию соединительной секции бурильных труб с согласованным акустическим импедансом 320, имеющую акустический импеданс, который согласован с соседними, присоединенными секциями бурильных труб 310, 311. Конструкция 320 соединяется с первой и второй секциями бурильных труб 310, 311 посредством резьбовых соединений 330, 331. Резьбовые соединения могут быть внутренним резьбовым соединением 330 на одной стороне конструкции 320 и наружным резьбовым соединением 331 на другой стороне конструкции 320. В другом варианте обе стороны 330, 331 могут быть выполнены с наружной или внутренней резьбой.
Отражения акустической волны от конструкции соединительной секции труб могут возникать вследствие множества механизмов. Например, одним из механизмов может быть разность акустических импедансов между секциями бурильных труб 310, 311 и конструкцией соединительной секции бурильных труб 320 (то есть, Z1≠Z2). Другим механизмом может быть разность диаметров между секциями бурильных труб 310, 311 и конструкцией соединительной секции бурильных труб 320 (то есть, φ1≠φ2). В обоих случаях парциальная акустическая волна отражается с коэффициентом отражения R(z), вычисляемым по формуле:
R(z)=(Z2-Z1)/(Z1+Z2)e-i(kω+ϕz), [1]
R(φ)=(φ2-φ1)/(φ1+φ2) e-i(kω-ϕφ), [2]
где обе отраженные акустические волны могут иметь разные фазы при распространении вниз. Амплитуда отраженного сигнала усиливается в синфазном состоянии, но сильно подавляется противофазным состоянием. В самом простом случае, изменение фазы происходит при определенном соотношении акустического импеданса, когда Z1>Z2 и ø1>ø2. Чтобы уменьшить коэффициенты отражения, приведенные в уравнениях (1-2), акустические импедансы и разность диаметров должны быть:
Z1-Z2 ≈0, [3]
Δh=φ1-φ2≈0, [4]
Фиг. 3 иллюстрирует конструкцию соединительной секции бурильных труб, которая примерно удовлетворяет эти условия. Для сохранения механической конструкции в виде гладкого узла, толщина стенок h конструкции соединительной секции бурильных труб имеет ограниченное отклонение Δh от наружного диаметра трубной секции φ, где средняя часть конструкции 320 плавно сужается. Способ избежать возможного отражения состоит в том, чтобы сделать отклонение Δh толщины стенок, относительно секций бурильных труб, намного меньше длины акустической волны, а именно Δh<<λ. Длина соединительного участка также делается намного меньше длины акустической волны, а именно, D<<λ.
Для обычной углеродистой стали или нержавеющей стали фазовая скорость составляет около 6000 м/с, а соответствующая длина акустической волны зависит от частоты возбуждения. Фиг. 4 представляет собой график, иллюстрирующий зависимость длины акустической волны (в метрах) от частоты (в Герцах) согласно примеру по фиг. 3. Как видно из фигуры, для частоты менее 6 кГц длина акустической волны составляет более 1 метра (м). Выбранные соотношения для Δh<<λ и D<<λ могут составлять Δh/λ< 0,1 % и D/λ менее 1 % соответственно. Для того, чтобы конструкция соединительной секции бурильных труб 320 была эффективной конструкцией без акустического импеданса, верхний предел длины высокочастотной акустической волны может составлять примерно 0,2 м при 30 кГц.
Способ уменьшения или устранения полосы подавления акустических частот может быть выполнен с использованием противофазной конструкции бурильной колонны или непериодических трубных секций бурильной колонны в бурильной колонне. Оба варианта описаны ниже.
Нестабильность передачи, вызванная дрейфом полосы пропускания и полосы подавления, может быть уменьшена или устранена за счет подавления отраженных акустических волн двумя отраженными волнами (то есть, R(z), R(φ)), имеющими противофазное состояние и такую же амплитуду. Это можно выразить как:
R(Z) = -R(φ), и φz-φφ=(2n-1)⋅π, n=0,1, 2, 3,6]
Фиг. 5 представляет собой график, иллюстрирующий акустические волны в противофазе, которые уменьшают или устраняют отраженные акустические волны. Акустические волны 500, 501, отраженные от конструкции соединительной секции труб, имеют различные фазы. Например, верхняя волна имеет фазу < 0, а нижняя волна имеет фазу > 0. Противофазное состояние может выражаться как:
[7]
Когда связанные с акустическим импедансом и диаметром амплитуды отраженных волн почти равны, но имеют разность фаз (2n-1)π, волны, отраженные от конструкции соединительной секции бурильных труб, подвергаются ослабляющей интерференции, выраженной как:
ω1=ω2, A1
A2, ΔΨ12 
[8]
Такая противофазная конструкция соединительной секции может уменьшать или устранять отраженные акустические волны. Таким образом, благодаря своим свойствам, противофазная конструкция соединительной секции труб может устранять распространение акустической волны вниз и повышать до максимума передачу акустического сигнала.
При отсутствии отраженных акустических волн от каждой конструкции соединительной секции труб вследствие согласования акустических импедансов бурильная колонна не может образовывать полосы подавления и полосы пропускания. И хотя этого может быть достаточно для передачи с малыми потерями акустических волн из забоя скважины на поверхность, конструкции с согласованием акустических импедансов и противофазные конструкции могут выполнять свою функцию только в определенном диапазоне забойных температур. Изменяющаяся вдоль ствола скважины температура может не удовлетворять такие условия согласования импедансов по причине различного теплового расширения материалов секций бурильных труб и конструкции соединительной секции бурильных труб. Каждый раз, когда такое идеальное согласование пропадает, слабо отражающиеся акустические волны от различных соединительных секций труб все еще могут образовывать частоты полос пропускания и полос подавления. Построение бурильной колонны в непериодической последовательности, как описано ниже, может уменьшить или устранить множество полос пропускания и полос подавления.
Типичные бурильные колонны состоят из множества секций бурильных труб (А), имеющих длину LA, и конструкций соединительных секций бурильных труб (В), имеющих длину LB. Типичная бурильная колонна, имеющая периодическую конструкцию и, таким образом, содержащая полосы подавления акустических частот, может быть представлена как –ABABABAB…AB-. Фиг. 6 иллюстрирует акустическую запрещенную зону периодической бурильной колонны.
Фиг. 6 представляет собой график, иллюстрирующий зависимость акустической частоты (ω) от волнового вектора (k) типичной акустической запрещенной зоны периодической бурильной колонны. Если общая длина трубной секции (А) и конструкции соединительной секции (В) составляет L=LA(труба)+LB(соединительная секция), акустический волновой вектор выражается как π/L. Как проиллюстрировано, периодически модулированные кривые акустической дисперсии имеют частотно-зависимые полосы пропускания 601, 602 и полосы подавления 605. Понятно, что никакие акустические волны не могут передавать в полосе подавления, поэтому акустический канал передачи должен выбираться в определенном диапазоне частот и учитывать явление теплового дрейфа полосы передачи. Такое явление дрейфа может быть трудно определимо на различных глубинах скважины из-за механических и тепловых деформаций, которые могут иметь место.
В варианте с непериодической бурильной колонной могут использоваться трубные секции/конструкции соединительных секций по меньшей мере с тремя различными длинами. Например, труба A может иметь длину LA, труба B может иметь длину LB, а труба C может иметь длину LC, где LA≠LB≠LC. В качестве примера, такие длины бурильных труб могут включать длины в 30 фут (9,1 м), 60 фут (18,3 м) и 90 фут (27,4 м) из коммерческих доступных вариантов. Конструкция соединительной секции бурильных труб может иметь длину одной из этих труб (например, A, B, C) или некоторую другую длину. Такой непериодический вариант может быть составлен в бурильную колонну как –ABCCBBAA…CBA-, в которой последовательность расположения бурильных труб представляет собой случайный порядок без средней длины модуляции. Показанный порядок трубных секций и конструкций соединительных секций бурильных труб приведен только для иллюстрации, так как можно использовать любой случайный порядок. И хотя описаны три различные длины труб, может использоваться любое количество длин труб (например, LA, LB, LC, LD), которое может обозначаться как Lk.
При использовании случайной последовательности для построения бурильной колонны отсутствует периодическая модуляция, которая может использоваться для прогнозирования конкретной длины трубы в конкретном месте. Как проиллюстрировано на фиг. 7, преимущество такой непериодически модулированной последовательности наращивания труб состоит в том, что бурильная колонна действует как акустический волновод с широкой полосой пропускания, где ее акустическая частота непрерывна от длинноволновой части при k≈0 до k=π/a, где a – среднее значение постоянной кристаллической решетки материала трубы. Таким образом, такая бурильная колонна становится широкополосным акустическим каналом и обеспечивает передачу сигнала из скважины на поверхность, без недостатка в виде возможной потери сигнала из-за температурного дрейфа полосы подавления.
Способ дальнейшего уменьшения или устранения границ акустического импеданса вдоль бурильной колонны путем согласования свойств материала и акустических свойств трубных секций и конструкции соединительной секции может обеспечить среду передачи, имеющую только одну полосу пропускания без промежуточных полос подавления. Этот способ может быть выполнен различными способами. В одном варианте материал, используемый для секций бурильных труб, может быть точно таким же, как материал, используемый для конструкции соединительной секции бурильных труб.
В другом варианте плотность и фазовая скорость материала конструкции соединительной секции бурильных труб могут быть уменьшены, чтобы эффективно компенсировать разность диаметров (φ2-φ1>0) между двумя трубными секциями. В этом варианте произведение фазовой скорости (υ1) и плотности (ρ1) материала секции бурильной трубы примерно равно произведению фазовой скорости (υ2) и плотности (ρ2) материала конструкции соединительной секции бурильных труб и выражается как:
υ1⋅ρ1≈υ2⋅ρ2[5]
Фиг. 8 представляет собой схему, иллюстрирующую пример системы буровой установки согласно различным вариантам. Таким образом, система 864 может содержать части скважинного инструмента 824, как часть скважинных буровых работ.
Система 864 может образовывать часть буровой установки 802, расположенный на поверхности 804 скважины 806. Буровая установка 802 может обеспечивать поддержку бурильной колонны 808. Бурильная колонна 808 может проходить через роторный стол 810 для бурения ствола скважины 812 через подземные геологические пласты 814. Бурильная колонна 808 может содержать множество секций бурильных труб 818, соединенных конструкциями соединительных секций бурильных труб 819, как было описано ранее. Компоновка низа бурильной колонны 820 может располагаться в нижней части бурильной колонны 808.
Компоновка низа бурильной колонны 820 может содержать утяжеленные бурильные трубы 822, скважинный инструмент 824 и буровое долото 826. Буровое долото 826 может создавать ствол скважины 812, проникая через поверхность 804 и подземные пласты 814. Скважинный инструмент 824 может содержать любой из ряда инструментов различных типов, включая инструменты для измерения в процессе бурения (ИВБ), инструменты для каротажа в процессе бурения (КВБ) и другие.
Во время буровых работ бурильная колонна 808 может вращаться роторным столом 810. Дополнительно, или в качестве альтернативного варианта, компоновка низа бурильной колонны 820 также может вращаться двигателем (например, забойным двигателем), который располагается в стволе скважины. Утяжеленные бурильные трубы 822 могут использоваться для увеличения веса бурового долота 826. Утяжеленные бурильные трубы 822 также могут повышать жесткость компоновки низа бурильной колонны 820, позволяя компоновке низа бурильной колонны 820 передавать дополнительный вес на буровое долото 826 и, в свою очередь, помогать буровому долоту 826 проникать через поверхность 804 и подземные пласты 814.
Во время буровых работ буровой насос 832 может закачивать промывочную жидкость (иногда известную специалисту в данной области техники как «буровой раствор») из бака для бурового раствора 834 через шланг 836 в бурильную трубу 818 и вниз к буровому долоту 826. Промывочная жидкость может вытекать из бурового долота 826 и возвращаться на поверхность 804 через кольцевое пространство 840 между бурильной трубой 818 и боковыми стенками ствола скважины 812. После этого промывочная жидкость может возвращаться в бак для бурового раствора 834, где такая жидкость фильтруется. В некоторых вариантах, промывочная жидкость может использоваться для охлаждения бурового долота 826, а также для смазывания бурового долота 826 во время буровых работ. Кроме того, промывочная жидкость может использоваться для удаления из подземного пласта 814 бурового шлама, создаваемого при работе бурового долота 826.
В некоторых примерах система 864 может содержать дисплей 896, вычислительную логику, возможно, в качестве части установки для каротажа с поверхности 892, или компьютерную рабочую станцию 854, чтобы принимать сигналы от преобразователей, приемников и других приборов для определения свойств пласта 814, а также чтобы преобразовывать акустические данные, которые были получены посредством акустической телеметрии через бурильную колонну 808, как описывалось ранее. Данные могут передаваться от скважинного инструмента 824 способом акустической телеметрии во время операций КВБ/ИВБ.
Описанные в данном документе процессор/контроллеры/память можно охарактеризовать как «модули». Такие модули могут содержать аппаратные схемы и/или процессорные схемы и/или схемы памяти, программные модули и объекты и/или встроенное программное обеспечение, а также их комбинации, в зависимости от конкретных реализаций различных вариантов.
Фиг. 9 представляет собой блок-схему, иллюстрирующую вариант способа передачи акустического сигнала. Способ использует бурильную колонну в качестве акустической линии передачи с малыми потерями для телеметрии акустических сигналов.
В блоке 900 акустический сигнал передается по бурильной колонне от скважинной среды (например, скважинного инструмента) на другой уровень (например, на поверхность). Эта передача осуществляется по бурильной колонне, которая была составлена для уменьшения или устранения отражений акустического импеданса и полос подавления акустических частот. Можно использовать один или более из указанных выше способов составления бурильной колонны. В блоке 901 акустический сигнал принимается на другом уровне и демодулируется.
Варианты бурильной колонны с согласованием акустических импедансов и непериодической бурильной колонны могут улучшить акустические телеметрические передачи из ствола скважины. Один или более вариантов могут использоваться в таких применениях как улучшение сейсмики в процессе бурения, передача данных на короткие расстояния и КВБ/ИВБ.
Вариант 1 представляет собой бурильную колонну, содержащую: множество секций бурильных труб; и по меньшей мере одну конструкцию соединительной секции бурильных труб, выполненную с возможностью соединения соседних секций бурильных труб множества секций бурильных труб, причем секции бурильных труб и конструкция соединительной секции бурильных труб согласованы по акустическому импедансу в выбранной полосе частот.
В варианте 2 объект изобретения по варианту 1 может дополнительно содержать множество секций бурильных труб, каждая из которых содержит одну из длин LA или LB, а конструкция соединительной секции бурильных труб содержит длину LC, причем LA ≠ LB ≠ LC.
В варианте 3 объект изобретения по вариантам 1-2 может дополнительно содержать бурильную колонну, дополнительно содержащую множество конструкций соединительных секций бурильных труб, каждая из которых выполнена с возможностью соединять соседние секции бурильных труб таким образом, что бурильная колонна содержит непериодическую последовательность длин секций бурильных труб и длин конструкции соединительных секций бурильных труб.
В варианте 4 объект изобретения по вариантам 1-3 может дополнительно содержать конструкцию соединительной секции бурильных труб, содержащую наружные резьбовые соединения и/или внутренние резьбовые соединения для соединения с соседними секциями бурильных труб.
В варианте 5 объект изобретения по вариантам 1-4 может дополнительно содержать секции бурильных труб, имеющие наружный диаметр, обозначенный φ1, толщину стенок, обозначенную h, длину соединительного участка, обозначенную D, и импеданс, обозначенный Z1, при этом, дополнительно, конструкция соединительной секции бурильных труб имеет наружный диаметр, обозначенный φ2, отклонение толщины стенок относительно секций бурильных труб, обозначенное Δh, и импеданс, обозначенный Z2, причем Z1-Z2 ≈0, Δh=φ1-φ2≈0.
В варианте 6 объект изобретения по вариантам 1-5 может дополнительно содержать сигнал, передаваемый на бурильную колонну с использованием акустического способа, имеющий длину волны λ, причем Δh<<λ и D<<λ.
В варианте 7 объект изобретения по вариантам 1-6 может дополнительно содержать множество секций бурильных труб и конструкцию соединительной секции бурильных труб, содержащие материалы, имеющие, по существу, аналогичные акустические свойства.
В варианте 8 объект изобретения по вариантам 1-7 может дополнительно содержать множество секций бурильных труб и конструкцию соединительной секции бурильных труб, содержащие одни и те же материалы.
В варианте 9 объект изобретения по вариантам 1-8 может дополнительно содержать конструкцию соединительной секции бурильных труб, выполненную с возможностью подавления отраженной акустической волны с помощью противофазной конструкции между трубами/соединительными секциями с несогласованными акустическими импедансами и несогласованными диаметрами.
В варианте 10 объект изобретения по вариантам 1-9 может дополнительно содержать множество секций бурильных труб, имеющих фазовую скорость υ1 и плотность ρ1, конструкцию соединительной секции бурильных труб, имеющую фазовую скорость υ2 и плотность ρ2, и Z1(υ1⋅ρ1)≈Z2(υ2⋅ρ2).
Вариант 11 представляет собой способ построения бурильной колонны, включающий: соединение между собой соседних секций бурильных труб посредством конструкции соединительной секции бурильных труб, причем конструкция соединительной секции бурильных труб и секции бурильных труб согласованы по акустическому импедансу в выбранной полосе частот.
В варианте 12 объект изобретения по варианту 11 может дополнительно включать соединение соседних секций бурильных труб различной длины посредством конструкции соединительной секции бурильных труб в непериодическую конструкцию, в которой секции бурильных труб и соединительные секции бурильных труб содержат длины по меньшей мере LA, LB или LC, причем LA ≠ LB ≠ LC.
В варианте 13 объект изобретения по вариантам 11-12 может дополнительно включать соединение соседних секций бурильных труб различной длины посредством конструкции соединительной секции бурильных труб в конструкцию со случайной последовательностью, в которой секции бурильных труб содержат различные длины нескольких труб, имеющих различную длину, причем LA ≠ LB ≠ LC≠ LD ≠ Lk.
В варианте 14 объект изобретения по вариантам 11-13 может дополнительно включать соединение между собой соседних секций бурильных труб посредством конструкции соединительной секции бурильных труб, включающее соединение секций бурильных труб и конструкций соединительных секций бурильных труб, имеющих, по существу, аналогичные свойства материалов.
В варианте 15 объект изобретения по вариантам 11-14 может дополнительно включать соединение между собой соседних секций бурильных труб посредством конструкции соединительной секции бурильных труб, включающее соединение секций бурильных труб и конструкций соединительных секций бурильных труб, содержащих один и тот же материал.
Вариант 16 представляет собой способ акустической связи по бурильной колонне, при этом способ включает: передачу сигнала из скважинной среды по бурильной колонне с использованием способа акустической телеметрии, при этом бурильная колонна содержит множество секций бурильных труб и по меньшей мере одну конструкцию соединительной секции бурильных труб, выполненную с возможностью соединения соседних секций бурильных труб множества секций бурильных труб, причем секции бурильных труб и конструкция соединительной секции бурильных труб согласованы по акустическому импедансу в выбранной полосе частот.
В варианте 17 объект изобретения по варианту 16 может дополнительно включать: прием сигнала на поверхности геологического пласта; и демодуляцию сигнала.
Вариант 18 представляет собой буровую систему, содержащую: буровую установку, расположенную на поверхности геологического пласта; и бурильную колонну, поддерживаемую буровой установкой и выполненную с возможностью бурения через геологический пласт, при этом бурильная колонна содержит множество секций бурильных труб, соседние секции бурильных труб, соединенные посредством конструкции соединительной секции бурильных труб, причем секции бурильных труб и конструкции соединительных секций бурильных труб согласованы по акустическому импедансу в выбранной полосе частот.
В варианте 19 объект изобретения по варианту 18 может дополнительно содержать множество секций бурильных труб, содержащих множество различных длин, и бурильную колонну, дополнительно содержащую непериодическую последовательность длин секций бурильных труб и длин конструкций соединительных секций бурильных труб.
В варианте 20 объект изобретения по вариантам 18-19 может дополнительно содержать множество секций бурильных труб и конструкцию соединительной секции бурильных труб, содержащие одни и те же материалы.
В варианте 21 объект изобретения по вариантам 18-20 может дополнительно содержать бурильную колонну, дополнительно содержащую скважинный инструмент, выполненный с возможностью передачи данных акустической телеметрии по бурильной колонне во время операций КВБ/ИВБ.
Из представленного выше подробного описания очевидно, что для упрощения описания различные признаки изобретения совместно представлены в одном примере. Такой способ раскрытия не подразумевает, что указанные в формуле изобретения варианты требуют большее количество признаков, чем явным образом указано в каждом пункте формулы изобретения. Напротив, как указано в представленной далее формуле изобретения, объект изобретения характеризуется меньшим числом признаков, чем содержится в отдельном описанном примере. Таким образом, приложенная формула изобретения включена в настоящее подробное описание, причем каждый пункт формулы изобретения является независимым и представляет отдельный вариант изобретения.
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| АКУСТИЧЕСКИЙ ИЗОЛЯТОР ДЛЯ ВНУТРИСКВАЖИННЫХ ПРИМЕНЕНИЙ | 2005 |
|
RU2362189C2 |
| АКУСТИЧЕСКАЯ ТЕЛЕМЕТРИЯ | 2007 |
|
RU2431040C2 |
| СИСТЕМА ДВУСТОРОННЕЙ ТЕЛЕМЕТРИИ ПО БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЕ ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЙ И УПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЕМ | 2006 |
|
RU2413841C2 |
| СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАСЧЕТА МГНОВЕННОЙ СКОРОСТИ ВРАЩЕНИЯ КОМПОНОВКИ НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ | 2012 |
|
RU2518699C1 |
| СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ РАСЧЕТА МГНОВЕННОЙ СКОРОСТИ ВРАЩЕНИЯ КОМПОНОВКИ НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ | 2009 |
|
RU2478782C2 |
| СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ УМЕНЬШЕНИЯ КОЛЕБАНИЙ ПРИЛИПАНИЯ-ПРОСКАЛЬЗЫВАНИЯ В БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЕ | 2008 |
|
RU2478781C2 |
| СПОСОБ И СИСТЕМА ДЛЯ ПЕРЕДАЧИ ДАННЫХ О СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ | 2009 |
|
RU2485311C2 |
| НАЗЕМНОЕ УСТРОЙСТВО И СПОСОБ СВЯЗИ ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В ТЕЛЕМЕТРИИ ПО БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЕ | 2006 |
|
RU2401931C2 |
| СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ СЖАТИЯ СЕЙСМИЧЕСКОГО СИГНАЛА В СКВАЖИНЕ | 2012 |
|
RU2570699C2 |
| КАБЕЛЬНЫЙ КОММУНИКАЦИОННЫЙ КАНАЛ И СИСТЕМА ТЕЛЕМЕТРИИ ДЛЯ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ И СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИН (ВАРИАНТЫ) | 2004 |
|
RU2384702C2 |
Изобретение относится к средствам передачи сигналов из скважины на поверхность, и может быть использовано при передаче сигналов по акустическому каналу связи. Техническим результатом является снижение потери акустического сигнала в скважине. В частности, предложена бурильная колонна, содержащая: множество секций бурильных труб; и множество конструкций соединительных секций бурильных труб, каждая из которых выполнена с возможностью соединения соседних секций бурильных труб из указанного множества секций бурильных труб. При этом секции бурильных труб и конструкции соединительных секций бурильных труб согласованы по акустическому импедансу в выбранной полосе частот и расположены в непериодической последовательности длин в бурильной колонне. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 9 ил.
1. Бурильная колонна, содержащая:
множество секций бурильных труб; и
множество конструкций соединительных секций бурильных труб, каждая из которых выполнена с возможностью соединения соседних секций бурильных труб из указанного множества секций бурильных труб,
причем секции бурильных труб и конструкции соединительных секций бурильных труб согласованы по акустическому импедансу в выбранной полосе частот и расположены в непериодической последовательности длин в бурильной колонне.
2. Бурильная колонна по п. 1, отличающаяся тем, что каждая из множества секций бурильных труб имеет длину секции, выбранную из группы, включающей в себя длину LA и длину LB, при этом по меньшей мере одна конструкция из указанного множества конструкций соединительных секций бурильных труб имеет длину LC, причем LA≠LB≠LC.
3. Бурильная колонна по п. 1, в которой секции бурильных труб содержат несколько труб, характеризующихся разной длиной.
4. Бурильная колонна по п. 1, отличающаяся тем, что каждая конструкция из указанных конструкций соединительных секций бурильных труб содержит наружные резьбовые соединения и/или внутренние резьбовые соединения для присоединения к соседним секциям бурильных труб.
5. Бурильная колонна по п. 1, отличающаяся тем, что секции бурильных труб имеют наружный диаметр, обозначенный φ1, толщину стенок, обозначенную h, длину соединительного участка, обозначенную D, и импеданс, обозначенный Z1, причем по меньшей мере одна конструкция из указанных конструкций соединительных секций бурильных труб имеет наружный диаметр, обозначенный φ2, отклонение толщины стенки, относительно секций бурильных труб, обозначенное Δh, и импеданс, обозначенный Z2, при этом Z1-Z2≈0, Δh=φ1-φ2≈0.
6. Бурильная колонна по п. 5, отличающаяся тем, что сигнал, переданный на бурильную колонну с использованием акустического способа, имеет длину волны λ, причем Δh<<λ и D<<λ.
7. Бурильная колонна по п. 1, отличающаяся тем, что множество секций бурильных труб и конструкции соединительных секций бурильных труб содержат материалы, имеющие, по существу, аналогичные акустические свойства.
8. Бурильная колонна по п. 1, отличающаяся тем, что множество секций бурильных труб и конструкции соединительных секций бурильных труб содержат один и тот же материал.
9. Бурильная колонна по п. 1, отличающаяся тем, что конструкции соединительных секций бурильных труб выполнены с возможностью подавления отраженной акустической волны с помощью противофазной конструкции между трубами/соединительными секциями с несогласованными акустическими импедансами и несогласованными диаметрами.
10. Бурильная колонна по п. 1, отличающаяся тем, что множество секций бурильных труб имеет фазовую скорость υ1, плотность ρ1 и импеданс, обозначенный Z1, при этом конструкции соединительных секций бурильных труб имеют фазовую скорость υ2, плотность ρ2 и импеданс, обозначенный Z2, причем Z1(υ1⋅ρ1)≈Z2(υ2⋅ρ2).
11. Способ построения бурильной колонны, включающий этапы, на которых:
располагают множество секций бурильных труб и множество конструкций соединительных секций бурильных труб в непериодической последовательности длин в бурильной колонне;
и соединяют между собой секции бурильных труб посредством одной или более указанных конструкций соединительных секций бурильных труб, причем конструкции соединительных секций бурильных труб и секции бурильных труб согласованы по акустическому импедансу в выбранной полосе частот.
12. Способ по п. 11, в котором секции бурильных труб и конструкции соединительных секций бурильных труб имеют длины по меньшей мере LA, LB или LC, причем LA≠LB≠LC.
13. Способ по п. 11, в котором секции бурильных труб содержат несколько труб, имеющих различную длину.
14. Способ по п. 11, отличающийся тем, что соединение между собой соседних секций бурильных труб посредством одной или более конструкций соединительных секций бурильных труб включает этап, на котором соединяют секции бурильных труб и конструкции соединительных секций бурильных труб, имеющие, по существу, аналогичные свойства материалов.
15. Способ по п. 11, отличающийся тем, что соединение между собой соседних секций бурильных труб посредством одной или более конструкций соединительных секций бурильных труб включает этап, на котором соединяют секции бурильных труб и конструкции соединительных секций бурильных труб, содержащие один и тот же материал.
16. Способ акустической связи по бурильной колонне, включающий этапы, на которых:
располагают множество секций бурильных труб и множество конструкций соединительных секций бурильных труб в непериодической последовательности длин в бурильной колонне;
передают сигнал из скважинной среды по бурильной колонне с использованием способа акустической телеметрии,
при этом каждая конструкция из указанных конструкций соединительных секций бурильных труб выполнена с возможностью соединения между собой секций бурильных труб, причем секции бурильных труб и конструкции соединительных секций бурильных труб согласованы по акустическому импедансу в выбранной полосе частот.
17. Способ по п. 16, дополнительно включающий этапы, на которых:
принимают сигнал на поверхности геологического пласта; и
демодулируют сигнал.
18. Буровая система, содержащая:
буровую установку, расположенную на поверхности геологического пласта; и
бурильную колонну, поддерживаемую буровой установкой и выполненную с возможностью бурения через геологический пласт, при этом бурильная колонна содержит непериодическую последовательность длин множества секций бурильных труб и множества конструкций соединительных секций бурильных труб,
при этом секции бурильных труб соединены посредством одной или более конструкций из указанных конструкций соединительных секций бурильных труб, причем секции бурильных труб и конструкции соединительных секций бурильных труб согласованы по акустическому импедансу в выбранной полосе частот.
19. Буровая система по п. 18, в которой секции бурильных труб и конструкции соединительных секций бурильных труб имеют, по существу, аналогичные свойства материалов.
20. Буровая система по п. 18, отличающаяся тем, что секции бурильных труб и конструкции соединительных секций бурильных труб содержат один и тот же материал.
21. Буровая система по п. 18, отличающаяся тем, что бурильная колонна дополнительно содержит скважинный инструмент, выполненный с возможностью передачи данных акустической телеметрии по бурильной колонне во время операций измерения во время бурения (ИВБ) и/или каротажа во время бурения (КВБ).
| US 6108268 A, 22.08.2000 | |||
| US 5477505 A, 19.12.1995 | |||
| US 6791470 B1, 14.09.2004 | |||
| Способ передачи информации побуРильНОй КОлОННЕ B СКВАжиНЕ | 1977 |
|
SU812914A1 |
| US 4001773 A1, 04.01.1977. | |||
