СИСТЕМА И СПОСОБ УМЕНЬШЕНИЯ ШУМА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ, ПЕРЕДАВАЕМОГО В СКВАЖИНУ Российский патент 2020 года по МПК E21B47/12 E21B17/00 

Перекрестная ссылка на родственные заявки

Настоящая заявка испрашивает приоритет по предварительной заявке на патент США №62/249636, поданной 2 ноября 2015 г., под названием «System and Method for Reducing Rig Noise Transmitted Downhole», полное раскрытие которой включено в настоящее описание посредством ссылки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0001] Прибор для скважинных измерений в процессе бурения (measurement-while-drilling, "MWD"), передающий данные измерений вверх по стволу скважины с использованием электромагнитной ("ЭМ") телеметрии, содержит электроизоляционный слой (например, керамический, тугопластичный, резиновый), расположенный между верхним участком прибора и нижним участком прибора. Для передачи указанных данных из ствола скважины на поверхность используют способ кодирования. Например, выбирают заранее установленную несущую частоту и накладывают кодирование фазовой манипуляцией (PSK) или четырехпозиционной фазовой манипуляцией (QPSK) для определения битового шаблона. Этот кодированный сигнал применяют в качестве дифференциала напряжения между верхним и нижним участками прибора. Вследствие дифференциала напряжения обеспечивается генерация тока, проходящего через подземную формацию. Более конкретно, ток проходит от нижнего участка прибора, наружу в подземную формацию, и поворачивает назад по направлению к верхнему участку прибора в почти полуэллиптической форме.

[0002] Два датчика (например, металлические стержни) вводят в подземную формацию на поверхности. При достижении стержней частью тока обеспечивается образование дифференциала напряжения между стержнями вследствие определенного электрического сопротивления наземной формации. Затем компьютерная система на поверхности декодирует дифференциал напряжения для восстановления данных измерений, которые были переданы от скважинного прибора в стволе скважины.

[0003] Оборудование (например, электрические двигатели, генераторы, управляющее оборудование и т.д.), расположенное на поверхности, может быть электрически соединено с бурильной колонной и/или обсадной колонной в стволе скважины. Например, оборудование может быть электрически соединено с бурильной колонной и/или обсадной колонной через металлические структурные компоненты, составляющие часть буровой установки. В результате, ток от оборудования может быть передан в ствол скважины через бурильную колонну и/или обсадную колонну. Этот ток может быть введен в подземную формацию и может влиять на телеметрические измерения (например, препятствовать им), полученные стержнями.

Раскрытие сущности изобретения

[0004] В этом раскрытии сущности изобретения приведены понятия, которые дополнительно описаны ниже в подробном описании. Это раскрытие сущности изобретения не предназначено для идентификации ключевых или существенных признаков заявленного объекта изобретения, а также не предназначено для использования с целью ограничения объема заявленного объекта изобретения.

[0005] Предохранительный переводник содержит полый трубчатый корпус, содержащий верхний участок и нижний участок. Верхний участок соединен с ведущей трубой или верхним приводом, а нижний участок соединен с бурильной колонной. Изоляционный слой расположен между верхним участком и нижним участком.

[0006] Обсадная колонна содержит полый трубчатый корпус, соединенный со стенкой ствола скважины посредством слоя цемента. Корпус содержит верхний участок и нижний участок. Изоляционный слой расположен между верхним участком и нижним участком.

[0007] Сегмент бурильной колонны содержит полый трубчатый корпус, содержащий верхний участок и нижний участок. Верхний участок соединен с предохранительным переводником, ведущей трубой или верхним приводом. Изоляционный слой расположен между верхним участком и нижним участком.

[0008] Также раскрыт способ для восстановления данных от скважинного прибора в первом стволе скважины. Способ включает измерение электромагнитного поля с использованием первого и второго датчиков. По меньшей мере часть электромагнитного поля передается скважинным прибором, расположенным в первом стволе скважины. Каждый из первого и второго датчиков расположен так, чтобы контактировать с обсадной колонной во втором стволе скважины. Обсадная колонна содержит изоляционный слой, расположенный над первым и вторым датчиками. Затем электромагнитное поле, измеренное между первым и вторым датчиками, декодируют для восстановления свойства, измеренного скважинным прибором.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0009] Сопроводительные чертежи, включенные в настоящий документ и составляющие его часть, иллюстрируют варианты реализации настоящего изобретения и в сочетании с описанием служат для объяснения принципов настоящего изобретения. На чертежах:

[0010] На фиг. 1 показан вид в поперечном разрезе системы буровой площадки, содержащей электроизоляционный слой, расположенный в предохранительном переводнике, в соответствии с вариантом реализации.

[0011] На фиг. 2 показан вид в поперечном разрезе в увеличенном масштабе предохранительного переводника, содержащего электроизоляционный слой, в соответствии с вариантом реализации.

[0012] На фиг. 3 показан вид в поперечном разрезе системы буровой площадки, содержащей электроизоляционный слой, расположенный в обсадной колонне в стволе скважины, в соответствии с вариантом реализации.

[0013] На фиг. 4 показан вид в поперечном разрезе в увеличенном масштабе участка обсадной колонны, содержащего электроизоляционный слой, в соответствии с вариантом реализации.

[0014] На фиг. 5 показан вид в поперечном разрезе системы буровой площадки, содержащей электроизоляционный слой, расположенный в бурильной колонне в стволе скважины, в соответствии с вариантом реализации.

[0015] На фиг. 6 показан вид в поперечном разрезе в увеличенном масштабе участка бурильной колонны, содержащей электроизоляционный слой, в соответствии с вариантом реализации.

[0016] На фиг. 7 показан вид в поперечном разрезе системы буровой площадки, содержащей второй ствол скважины, содержащий обсадную колонну, в которой расположен электроизоляционный слой, в соответствии с вариантом реализации.

[0017] На фиг. 8 показана блок-схема способа восстановления данных от скважинного прибора в стволе скважины в соответствии с вариантом реализации.

[0018] На фиг. 9 показан схематический вид компьютерной системы для реализации по меньшей мере части способа в соответствии с вариантом реализации.

Осуществление изобретения

[0019] Далее будет приведено подробное раскрытие вариантов реализации, примеры которых проиллюстрированы на сопроводительных чертежах и фигурах. Для обеспечения полного понимания настоящего изобретения в нижеследующем подробном описании изложены многочисленные конкретные детали. Однако для специалиста в данной области техники будет очевидно, что изобретение может применяться на практике и без указанных конкретных деталей. В других примерах подробное описание известных способов, процедур, компонентов, схем и сетей не приводится, чтобы не затруднять понимание аспектов вариантов реализации.

[0020] Терминология, используемая в описании изобретения в данном документе, предназначена для описания конкретных вариантов реализации и не ограничивает настоящее изобретение. В описании изобретения и прилагаемой формуле изобретения формы единственного числа включают также формы множественного числа, если из контекста явно не следует иное. Также следует понимать, что используемое в настоящем документе сочетание «и/или» означает и охватывает любые возможные комбинации одного или более из соответствующих упомянутых элементов. Также следует понимать, что термины "включает в себя", "включающий в себя", "содержит" и/или "содержащий", при их применении в данном описании, указывают на наличие определенных признаков, целых чисел, операций, элементов и/или компонентов, но не исключают наличие либо добавление одного или более других признаков, целых чисел, операций, элементов, компонентов и/или их групп. Кроме того, используемый в настоящем документе термин ʺеслиʺ может означать "когда" или "после", или "в ответ на определение", или "в ответ на обнаружение" в зависимости от контекста.

[0021] Далее будут описаны технологические операции, способы, технологии и производственные процессы в соответствии с некоторыми вариантами реализации. Некоторые операции в технологических операциях, способах, технологиях и производственных процессах, описанных в настоящем документе, могут быть совмещены и/или порядок некоторых операций может быть изменен.

[0022] На фиг. 1 показан вид в поперечном разрезе системы 100 буровой площадки в соответствии с вариантом реализации. Система 100 участка скважины может содержать платформу и вышку 104 в сборе, расположенную над стволом 130 скважины, образованным в подземной формации 132. Платформа и вышка 104 в сборе могут содержать стол 106 ротора, ведущую трубу или верхний привод 108, крюк 110 и вертлюг 112 для обсадной колонны. Бурильная колонна 134 может быть выполнена с возможностью поддержки крюком 110 и проходить вниз в ствол 130 скважины. Бурильная колонна 134 может содержать корпус, который представляет собой полый металлический трубчатый элемент. Стол 106 ротора может генерировать вращательное движение, передаваемое через ведущую трубу или верхний привод 108 на бурильную колонну 134, обеспечивая вращение бурильной колонны 134 внутри ствола 130 скважины. Вертлюг 112 может обеспечивать возможность вращения бурильной колонны 134 относительно крюка 110.

[0023] Буровой раствор или промывочная жидкость 114 может храниться в емкости 116 на буровом участке. Насос 118 может доставлять буровой раствор 114 к внутренней части бурильной колонны 134 через отверстие в вертлюге 112, обеспечивая протекание бурового раствора 114 по направлению вниз через бурильную колонну 134, как обозначено стрелкой 120 направления. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 134 через отверстия в буровом долоте 146, и затем циркулирует по направлению вверх через кольцевую область между наружной стороной бурильной колонны 134 и стенкой ствола 130 скважины, как обозначено стрелками 122 направления. Посредством этого известного способа обеспечивается смазка бурового долота 146 буровым раствором и перенесение им выбуренной породы вверх на поверхность 102 при ее возвращении в емкость 116 для повторной циркуляции.

[0024] Скважинный прибор 140 может быть соединен с нижним концом бурильной колонны 134. Скважинный прибор 140 может представлять собой компоновку низа бурильной колонны ("КНБК") или содержать ее. Скважинный прибор 140 может содержать буровое долото 146, роторную управляемую систему ("РУС") 148 и двигатель 150. Скважинный прибор 140 также может содержать прибор 152 для каротажа во время бурения ("LWD") и прибор 154 для скважинных измерений в процессе бурения ("MWD"). Прибор 152 для каротажа в процессе бурения может быть выполнен с возможностью измерения одного или более свойств формации и/или физических свойств во время бурения ствола 130 скважины или в любое время после этого. Прибор 154 для скважинных измерений в процессе бурения может быть выполнен с возможностью измерения одного или более физических свойств во время бурения ствола 130 скважины или в любое время после этого. Свойства формации могут включать сопротивление, плотность, пористость, скорость по акустическому каротажу, гамма-каротаж и т.п. Физические свойства могут включать давление, температуру, объем ствола скважины по каверномеру, траекторию ствола скважины, нагрузку на долото, момент вращения долота, вибрацию, импульс, неравномерное вращение и т.п. Измерения от прибора 152 для каротажа в процессе бурения могут быть отправлены к прибору 154 для скважинных измерений в процессе бурения. Затем прибор 154 для скважинных измерений в процессе бурения может группировать совокупности данных от прибора 152 для каротажа в процессе бурения и прибора 154 для скважинных измерений в процессе бурения, и подготавливать данные для передачи на поверхность 102 после надлежащего кодирования.

[0025] Скважинный прибор 140 может также содержать электроизоляционный слой 156, расположенный между верхним участком скважинного прибора 140 и нижним участком скважинного прибора 140. Изоляционный слой 156 может быть расположен внутри прибора 152 для каротажа в процессе бурения, внутри прибора 154 для скважинных измерений в процессе бурения (как показано) или в любом другом месте в скважинном приборе 140. Скважинный прибор 140 выполнен с возможностью передачи данных (например, свойств формации, физических свойств и т.д.) изнутри ствола 130 скважины вверх к компьютерной системе 900 на поверхности 102 с использованием электромагнитной телеметрии. Для передачи потока цифровых данных изнутри ствола 130 скважины на поверхность 102 может быть использован способ кодирования. Более конкретно, выбирают заранее установленную несущую частоту и накладывают кодирование фазовой манипуляцией или четырехпозиционной фазовой манипуляцией или любое другое модуляционное кодирование для определения битового шаблона. Этот кодированный сигнал применяют в качестве дифференциала напряжения между верхним и нижним участками скважинного прибора 140 по изоляционному слою 156. Вследствие дифференциала напряжения между верхним и нижним участками скважинного прибора 140, обеспечивается генерация сигнала 158 электромагнитной телеметрии, например тока), проходящего от нижнего участка скважинного прибора 140 наружу в подземную формацию 132. По меньшей мере часть сигнала 158 электромагнитной телеметрии может достигать поверхности 102.

[0026] Один или более датчиков (показано два: 160, 162) могут быть выполнены с возможностью обнаружения сигналов телеметрии от скважинного прибора 140. Датчики 160, 162 могут представлять собой электроды, магнитометры, емкостные датчики, датчики тока, датчики Холла, электроды с зазором, тороидальные датчики и т.д. Датчики 160, 162 могут быть расположены в одном стволе 130 скважины или в нескольких стволах скважины, и/или могут быть выполнены с возможностью обнаружения сигналов из одного или нескольких стволов скважины. Датчики 160, 162 выполнены с возможностью функционирования на суше и в морской среде. Датчики 160, 162 выполнены с возможностью одностороннего или двустороннего обмена данными. В датчиках 160, 162 может использоваться автоматизация, передача в нисходящем направлении, подавление шума и т.д., и они выполнены с возможностью работы с программным обеспечением для сбора данных и/или операторами-людьми.

[0027] В примере датчики 160, 162 могут представлять собой металлические стержни, расположенные на поверхности 102, выполненные с возможностью обнаружения части сигнала 158 электромагнитной телеметрии, проходящего через подземную формацию 132, и/или дифференциала напряжения между датчиками 160, 162. В другом варианте реализации один или более датчиков 160, 162 могут быть расположены внутри ствола 130 буровой скважины (например, в контакте с обсадной колонной). В еще одном варианте реализации один или более датчиков 160, 162 могут быть расположены внутри разных стволов скважины (как показано на фиг. 7) и выполнены с возможностью обнаружения сигнала 158 электромагнитной телеметрии, проходящего через обсадную колонну в другом стволе скважины на двух разных значениях глубины разности потенциалов. Ток и/или дифференциал напряжения может быть измерен на датчиках 160, 162 посредством аналого-цифрового преобразователя ("ADC"), соединенного с датчиками 160, 162. Выходной сигнал аналого-цифрового преобразователя может быть передан компьютерной системе 1700 (см. фиг. 17) на поверхности 102. Путем обработки выходного сигнала аналого-цифрового преобразователя компьютерная система 1700 затем может декодировать дифференциал напряжения для восстановления данных, переданных прибором 154 для скважинных измерений в процессе бурения (например, свойства формации, физические свойства и т.д.).

[0028] Оборудование 170, генерирующее шум, может также быть расположено на поверхности 102. Оборудование 170, генерирующее шум, может представлять собой или содержать любое оборудование, соединенное с землей через заземляющие стержни или металлические конструкции, электрически соединенные с землей. Иллюстративное оборудование 170, генерирующее шум, может представлять собой или включать двигатели, генераторы, управляющее оборудование, насосы, выпрямители, контроллеры широтно-импульсной модуляции ("PWM"), контроллеры частотно-регулируемого электропривода ("VFD") или их сочетание. В некоторых вариантах реализации ток от оборудования 170, генерирующего шум, может быть введен в ствол 130 скважины. Например, оборудование 170, генерирующее шум, может быть расположено на одном или более металлических структурных элементах 105, составляющих часть или по меньшей мере частично поддерживающих платформу и вышку 104 в сборе, стол 106 ротора, ведущую трубу или верхний привод 108, крюк 110, вертлюг 112 или другое оборудование буровой установки, или может контактировать с указанным одним или более металлическими структурными элементами. Ток от оборудования 170, генерирующего шум, может проходить через структурные элементы 105 и в бурильную колонну 134. В другом варианте реализации ток оборудования 170, генерирующего шум, может проходить через структурные элементы 105 и в обсадную колонну 136 в стволе 130 скважины. Оттуда ток от оборудования 170, генерирующего шум, может быть введен в подземную формацию 132 на одной или более точках контакта между бурильной колонной 134 и/или обсадной колонной 136 и подземной формацией 132. По меньшей мере часть этого тока от оборудования 170, генерирующего шум, может проходить через подземную формацию 132 к поверхности 102 и считываться датчиками 160, 162. Ток от оборудования 170, генерирующего шум, может создавать помехи для тока, передаваемого от скважинного прибора 140 (например, несущего закодированные свойства формации, физические свойства и т.д.). В результате у компьютерной системы 900 могут возникать затруднения в определении, какие части воспринимаемого тока несут закодированные данные, а какие части являются просто шумом.

[0029] Для уменьшения количества тока от оборудования 170, генерирующего шум, которое вводят в ствол 130 скважины и которое генерирует шум, может быть использован еще один электроизоляционный слой 182. В варианте реализации, показанном на фиг. 1, изоляционный слой 182 может быть расположен в предохранительном переводнике 180, соединенном с ведущей трубой или верхним приводом 108 и бурильной колонной 134, и расположенном между ними. В результате в некоторых вариантах реализации изоляционный слой 182 может быть расположен над поверхностью 102 и/или подземной формацией 132. Может быть исключена возможность прохождения тока от оборудования 170, генерирующего шум, через изоляционный слой 182 в предохранительный переводник 180. В результате может быть исключена возможность прохождения тока от оборудования 170, генерирующего шум, через предохранительный переводник 180 и в бурильную колонну 134 и/или обсадную колонну 136, таким образом уменьшая помехи, обнаруживаемые датчиками 160, 162.

[0030] Предохранительный переводник 180 может содержать корпус, представляющий собой полый металлический трубчатый элемент (например, утяжеленная бурильная труба). Корпус может содержать первый (например, верхний) участок и второй (например, нижний) участок. Верхний участок предохранительного переводника 180 может быть соединен с ведущей трубой или верхним приводом 108 через резьбовое соединение, а нижний участок предохранительного переводника 180 может быть соединен с бурильной колонной 134 через резьбовое соединение. При добавлении дополнительных трубчатых элементов к бурильной колонне 134 для увеличения длины бурильной колонны 134, нижний участок предохранительного переводника 180 может быть отсоединен (например, отвинчен) от бурильной колонны 134, при этом верхний участок предохранительного переводника 180 может оставаться соединенным с ведущей трубой или верхним приводом 108. Таким образом, может быть исключено частое использование соединения между верхним участком предохранительного переводника 180 и ведущей трубой или верхним приводом 108, и в результате этого это соединение подвергается меньшему эксплуатационному износу. Однако соединение между нижним участком предохранительного переводника 180 и бурильной колонной 134 может подвергаться большему эксплуатационному износу вследствие многократного использования. При чрезмерном износе соединения между нижним участком предохранительного переводника 180 и бурильной колонной 134 предохранительный переводник 180 может быть снят и заменен на новый предохранительный переводник 180.

[0031] На фиг. 2 показан вид в поперечном разрезе в увеличенном масштабе электроизоляционного слоя 182 в предохранительном переводнике 180 в соответствии с вариантом реализации. Изоляционный слой 182 может быть расположен между верхним участком предохранительного переводника 180-1 и нижним участком предохранительного переводника 180-2. В одном варианте реализации верхний участок предохранительного переводника 180-1 может взаимодействовать с нижним участком предохранительного переводника 180-2 через резьбовое соединение, а изоляционный слой 182 может представлять собой покрытие или вставку на поверхностях (например, осевых) резьбового соединения, наружной поверхности (например, радиальной) предохранительного переводника 180 рядом с резьбовым соединением, внутренней поверхности (например, радиальной) предохранительного переводника 180 рядом с резьбовым соединением или их сочетании.

[0032] Изоляционный слой 182 может иметь толщину в пределах от доли миллиметра до нескольких сантиметров. Например, толщина может составлять от приблизительно 0,1 мм до приблизительно 5 см или от приблизительно 1 мм до приблизительно 2 см. Изоляционный слой 182 может иметь сопротивление, превышающее или равное приблизительно 500 Ом ("Ω"), меньшее или равное приблизительно 200 Ом, или меньшее или равное приблизительно 100 Ом. Изоляционный слой 182 может быть изготовлен из любого проводящего материала с достаточной механической прочностью для выдерживания крутящего момента на забое скважины, такого как полиэфирэфиркетон (PEEK^®), керамика или их сочетание.

[0033] На фиг. 3 показан вид в поперечном разрезе системы 100 буровой площадки, содержащей электроизоляционный слой 182, расположенный в обсадной колонне 136, в соответствии с вариантом реализации. Обсадная колонна 136 может содержать один или более слоев (показано три: 136-1, 136-2, 136-3). Каждый из слоев 136-1, 136-2, 136-3 может содержать корпус, который представляет собой полый металлический трубчатый элемент. Первый слой 136-1 может проходить по направлению вниз от поверхности 102. Первый слой 136-1 может быть соединен со стенкой ствола 130 скважины посредством слоя цемента. Первый слой 136-1 может быть именован "направляющей обсадной колонной". Второй слой 136-2 может проходить по направлению вниз от участка 102 поверхности на большую глубину, чем первый слой 136-1, и быть расположен радиально по направлению внутрь от первого слоя 136-1. Второй слой 136-2 может быть именован "кондукторной обсадной колонной". Третий слой 136-3 может проходить по направлению вниз от поверхности 102 на большую длину, чем второй слой 136-2, и быть расположен радиально по направлению внутрь от второго слоя 136-2 (и радиально по направлению наружу от бурильной колонны 134). Третий слой 136-3 может быть именован "промежуточной обсадной колонной". Хотя показаны три слоя 136-1, 136-2, 136-3, следует понимать, что в других вариантах реализации может быть использовано большее или меньшее количество слоев. Вместо расположения изоляционного слоя 182 внутри предохранительного переводника 180 или в дополнение к этому, в некоторых вариантах реализации изоляционный слой 182 может быть расположен внутри одного или более из слоев обсадной колонны 136-1, 136-2, 136-3.

[0034] На фиг. 4 показан вид в поперечном разрезе в увеличенном масштабе участка обсадной колонны 136, содержащего электроизоляционный слой 182, в соответствии с вариантом реализации. Как показано, изоляционный слой 182 может быть расположен внутри кондукторной обсадной колонны 136-2. Например, первый (например, верхний) участок 137 кондукторной обсадной колонны 136-2 может взаимодействовать со вторым (например, нижним) участком 138 кондукторной обсадной колонны 136-2 через резьбовое соединение, а изоляционный слой 182 может представлять собой покрытие или вставку на осевых поверхностях резьбового соединения, наружной радиальной поверхности кондукторной обсадной колонны 136-2 рядом с резьбовым соединением, внутренней радиальной поверхности кондукторной обсадной колонны 136-2 рядом с резьбовым соединением или их сочетании. Может быть исключена возможность прохождения тока от оборудования 170, генерирующего шум, через изоляционный слой 182 в кондукторную обсадную колонну 136-2. В результате может быть исключена возможность прохождения тока от оборудования 170, генерирующего шум, через кондукторную обсадную колонну 136-2, таким образом уменьшая помехи, обнаруживаемые датчиками 160, 162.

[0035] В других вариантах реализации изоляционный слой 182 может быть расположен внутри направляющей обсадной колонны 136-1 или промежуточной обсадной колонны 136-3. В других вариантах реализации может быть использовано несколько изоляционных слоев 182. Например, первый изоляционный слой 182 может быть расположен внутри направляющей обсадной колонны 136-1, второй изоляционный слой 182 может быть расположен внутри кондукторной обсадной колонны 136-2, а третий изоляционный слой 182 может быть расположен внутри промежуточной обсадной колонны 136-3. Изоляционный слой 182 может быть расположен под поверхностью 102 (т.е. в стволе 130 скважины), так как обсадная колонна 136 расположена в стволе 130 скважины. Расстояние между поверхностью 102 и изоляционным слоем 182 может составлять от приблизительно 0,1 м до приблизительно 50 м, или от приблизительно 1 м до приблизительно 20 м.

[0036] На фиг. 5 показан вид в поперечном разрезе системы 100 буровой площадки, содержащей электроизоляционный слой 182, расположенный в бурильной колонне 134, в соответствии с вариантом реализации. Вместо расположения изоляционного слоя 182 внутри предохранительного переводника 180 или обсадной колонны 136, или в дополнение к этому, в некоторых вариантах реализации изоляционный слой 182 может быть расположен внутри одного или более из сегментов бурильной колонны 134.

[0037] В одном варианте реализации изоляционный слой 182 может быть расположен над поверхностью 102. В других вариантах реализации изоляционный слой 182 может быть расположен под поверхностью 102. При нахождении участка/сегмента бурильной колонны 134, содержащего изоляционный слой 182, под поверхностью 102 (т.е. в стволе 130 скважины), расстояние между поверхностью 102 и изоляционным слоем 182 может составлять от приблизительно 0,1 м до приблизительно 50 м, или от приблизительно 1 м до приблизительно 20 м. Следует понимать, что эти расстояния приведены в качестве примера, и в настоящем документе предусмотрены большие расстояния.

[0038] На фиг. 6 показан вид в поперечном разрезе в увеличенном масштабе участка бурильной колонны 134, содержащей электроизоляционный слой 182, в соответствии с вариантом реализации. Как показано, первый (например, верхний) участок/сегмент бурильной колонны 134-1 может взаимодействовать со вторым (например, нижним) участком/сегментом бурильной колонны 134-2 через резьбовое соединение, а изоляционный слой 182 может представлять собой покрытие или вставку на осевых поверхностях резьбового соединения, наружной радиальной поверхности бурильной колонны 134 рядом с резьбовым соединением, внутренней радиальной поверхности бурильной колонны 134 рядом с резьбовым соединением или их сочетании. Может быть исключена возможность прохождения тока от оборудования 170, генерирующего шум, через изоляционный слой 182 в бурильную колонну 134. В результате может быть исключена возможность прохождения тока от оборудования 170, генерирующего шум, через бурильную колонну 134, таким образом уменьшая помехи, обнаруживаемые датчиками 160, 162.

[0039] На фиг. 7 показан вид в поперечном разрезе системы 100 буровой площадки, содержащей второй ствол 730 скважины, содержащий обсадную колонну 736, в которой расположен электроизоляционный слой 782, в соответствии с вариантом реализации. Как показано, сигнал 158 электромагнитной телеметрии, генерируемый скважинным прибором 140, проходит через подземную формацию 132. По меньшей мере часть сигнала 158 электромагнитной телеметрии может достигать второго ствола 730 скважины, который может быть смещен в боковом направлении от первого ствола 130 скважины. Например, расстояние между первым и вторым стволами 130, 730 скважины может составлять от приблизительно 10 м до приблизительно 50 м, от приблизительно 50 м до приблизительно 100 м, от приблизительно 100 м до приблизительно 500 м или более.

[0040] Сигнал 158 электромагнитной телеметрии, проходящий через обсадную колонну 736 во втором стволе 730 скважины, которая обеспечивает путь наименьшего сопротивления, может найти обратный путь к скважинному прибору 140 (например, над изоляционным слоем 156) через подземную формацию 132 или проводник, соединяющий обсадную колонну 736 с вышкой 104 в сборе. Сигнал 158 электромагнитной телеметрии, проходящий через обсадную колонну 736 во втором стволе 730 скважины, образует напряжение, которое может быть обнаружено посредством дифференциального измерения между двумя точками по длине обсадной колонны 736. В одном варианте реализации первый датчик (например, "глубокий электрод") 760 может быть расположен рядом с нижней частью вертикального интервала второго ствола 730 скважины, а второй датчик 762 может быть расположен во втором стволе 730 скважины над первым датчиком 760 (т.е. ближе к поверхности 102). Расстояние между первым и вторым датчиками 760, 762 может составлять от приблизительно 50 м до приблизительно 100 м, от приблизительно 100 м до приблизительно 500 м, от приблизительно 500 м до приблизительно 1000 м или более. Например, расстояние может быть больше или равно приблизительно 100 м.

[0041] Датчики 760, 762 могут представлять собой электроды, магнитометры, емкостные датчики, датчики тока, датчики Холла, электроды с зазором, тороидальные датчики и т.д. Датчики 760, 762 могут быть расположены в первом стволе 130 скважины и/или могут быть выполнены с возможностью обнаружения сигналов из него. Датчики 760, 762 выполнены с возможностью функционирования на суше и в морской среде. Датчики 760, 762 выполнены с возможностью одностороннего или двустороннего обмена данными. В датчиках 760, 762 может использоваться автоматизация, передача в нисходящем направлении, подавление шума и т.д., и они выполнены с возможностью работы с программным обеспечением для сбора данных и/или операторами-людьми.

[0042] Датчики 760, 762 могут быть соединены с компьютерной системой, такой как компьютерная система 900, описанная далее со ссылкой на фиг. 9, на поверхности через экранированные кабели 764, 766. На поверхности 102 ток и/или дифференциал напряжения, измеренный датчиками 760, 762, может быть усилен дифференциальным усилителем с высоким коэффициентом подавления синфазного сигнала, устраняющим синфазные помехи. Затем компьютерная система 900 может декодировать дифференциал напряжения для восстановления данных (например, свойств формации, физических свойств и т.д.).

[0043] В одном варианте реализации по меньшей мере некоторая часть шумового тока, генерируемого оборудованием 170, генерирующим шум, может проходить вниз по обсадной колонне 736 во втором стволе 730 скважины по направлению к датчикам 760, 762. Шумовой ток может быть уменьшен путем размещения электроизоляционного слоя 782 в обсадной колонне 736 на заранее заданном расстоянии под поверхностью 102, но над первым и вторым датчиками 760, 762. Заранее заданное расстояние может составлять от приблизительно 10 м до приблизительно 50 м, от приблизительно 20 м до приблизительно 100 м, от приблизительно 50 до приблизительно 200 м или больше. Электроизоляционный слой 782 может уменьшать или предотвращать прохождение шумового тока вниз по обсадной колонне 736 для достижения датчиков 760, 762. Электроизоляционный слой 782 в обсадной колонне 736 может быть подобным электроизоляционному слою 182, описанному ранее со ссылкой на фиг. 3 и 4.

[0044] На фиг. 8 показана блок-схема способа 800 восстановления данных от скважинного прибора 140 в первом стволе 130 скважины в соответствии с вариантом реализации. Способ 800 может включать измерение свойства в первом стволе 130 скважины с использованием скважинного прибора 140, как на этапе 802. Способ 800 может также включать кодирование свойства с использованием скважинного прибора 140, как на этапе 804. Способ 800 может также включать передачу сигнала 158 электромагнитной телеметрии от скважинного прибора 140 в окружающую подземную формацию 132, как на этапе 806. Сигнал 158 электромагнитной телеметрии (например, ток) может содержать свойство, закодированное в нем.

[0045] Способ 800 может также включать измерение сигнала 158 электромагнитной телеметрии с использованием первого и второго датчиков 760, 762, как на этапе 808. По меньшей мере один из первого и второго датчиков 760, 762 может быть расположен во втором стволе 730 скважины. Например, оба датчика 760, 762 могут быть расположены во втором стволе 730 скважины и смещены в осевом направлении друг от друга. Первый и второй датчики 760, 762 могут контактировать с обсадной колонной 736 во втором стволе 730 скважины или контактировать с промежуточным проводящим элементом, контактирующим с обсадной колонной 736, для обеспечения возможности измерения первым и вторым датчиками 760, 762 дифференциального напряжения между датчиками 760, 762.

[0046] Способ 800 может также включать определение дифференциального напряжения между первым и вторым датчиками 760, 762, как на этапе 810. Более конкретно, дифференциальное напряжение является произведением тока, проходящего в обсадной колонне 736, на сопротивление обсадной колонны 736 (т.е. закон Ома). Дифференциальное напряжение может быть вычислено с использованием:

ΔV=ΔI * R (1)

ΔI=I₂ - I₁ (2)

где ΔV выражает дифференциал напряжения, ΔI выражает дифференциал тока между первым и вторым датчиками 760, 762, I₁ относится к току, измеренному первым датчиком 760, I₂ относится к току, измеренному вторым датчиком 762, а R относится к сопротивлению обсадной колонны 736 между первым и вторым датчиками 760, 762. При нахождении обоих первого и второго датчиков 760, 762 в контакте с обсадной колонной 736 во втором стволе 730 скважины, сопротивление может зависеть от длины обсадной колонны 736 между первым и вторым датчиками 760, 762 и проводимости материала обсадной колонны. По меньшей мере в одном варианте реализации сопротивление между первым и вторым датчиками 760, 762 может составлять от приблизительно 1 Ом до приблизительно 100 Ом, от приблизительно 5 Ом до приблизительно 75 Ом, или от приблизительно 10 Ом до приблизительно 40 Ом. Например, сопротивление может быть меньше или равно приблизительно 25 Ом.

[0047] Способ 800 может также включать декодирование дифференциала напряжения для восстановления свойства, как на этапе 812. Для декодирования дифференциального напряжения может быть использована компьютерная система 900. Декодирование дифференциала напряжения может включать функционирование алгоритма подавления шума. Способ 800 может также включать передачу сигнала скважинному прибору 140 в ответ на декодирование свойства для обеспечения осуществления бурильного действия скважинным прибором 140, как на этапе 814. Бурильное действие может включать изменение траектории скважинного прибора 140 (например, направление скважинного прибора 140 в слой продуктивной зоны). В другом варианте реализации бурильное действие может включать изменение нагрузки на долото ("WOB") скважинного прибора 140 на одном или более участках в подземной формации 132. В другом варианте реализации бурильное действие может включать изменение расхода нагнетания текучей среды в первый ствол 130 скважины. В другом варианте реализации бурильное действие может включать изменение типа (например, состава) текучей среды, нагнетаемой в первый ствол 130 скважины. В другом варианте реализации бурильное действие может включать измерение одного или более дополнительных свойств в подземной формации 132 с использованием скважинного прибора 140.

[0048] В некоторых вариантах реализации может быть обеспечена возможность получения слабого сигнала электромагнитной телеметрии в восходящем направлении от скважинного прибора 140 при одновременной отправке более сильного сигнала электромагнитной телеметрии в нисходящем направлении к скважинному прибору 140 с поверхности 102 (например, команды). Это вызывает затруднения в традиционной электромагнитной телеметрии, так как сигнал электромагнитной телеметрии в нисходящем направлении может быть непосредственно соединен с сигналом электромагнитной телеметрии в восходящем направлении вследствие использования наземных стержней для передачи и приема. Однако описанные ранее система и способ уменьшают перекрестное соединение слабого сигнала электромагнитной телеметрии в восходящем направлении от сильного сигнала электромагнитной телеметрии в нисходящем направлении.

[0049] В некоторых вариантах реализации способы, описанные в настоящем документе, могут быть реализованы компьютерной системой. На фиг. 9 показан пример такой вычислительной системы 900 в соответствии с некоторыми вариантами реализации. Вычислительная система 900 может содержать компьютер или компьютерную систему 901A, которая может представлять собой отдельную компьютерную систему 901A или структуру распределенных компьютерных систем. Компьютерная система 901A содержит один или более модулей 902 анализа, выполненных с возможностью выполнения различных задач в соответствии с некоторыми вариантами осуществления, такими как один или более способов, описанных в настоящем документе. Для выполнения указанных различных задач модуль 902 анализа осуществляет операции независимо или в координации с одним или более процессорами 904, который (которые) соединен с одним или более носителями 906 данных. Процессор (процессоры) 904 также соединен с сетевым интерфейсом 907, обеспечивающим возможность обмена данными по сети 909 передачи данных компьютерной системой 901A с одной или более дополнительными компьютерными системами и/или вычислительными системами, такими как системы 901B, 901C и/или 901D (следует отметить, что компьютерные системы 901B, 901C и/или 901D могут иметь архитектуру, аналогичную архитектуре компьютерной системы 901A, или могут иметь другую архитектуру, и могут располагаться в различных физических местоположениях, например, компьютерные системы 901A и 901B могут располагаться на производственной площадке и осуществлять обмен данными с одной или более компьютерными системами, такими как 901C и/или 901D, которые располагаются в одном или более центрах обработки данных и/или находятся в различных странах на разных континентах).

[0050] Процессор может включать в себя микропроцессор, микроконтроллер, процессорный модуль или подсистему, программируемую интегральную схему, программируемую логическую матрицу или другое устройство управления или вычислительное устройство.

[0051] Носители 906 данных могут быть реализованы в виде одного или более считываемых компьютером или машиночитаемых носителей данных. Следует отметить, что, хотя в приведенном в качестве примера варианте реализации по фиг. 9 носители 906 данных изображены как находящиеся внутри компьютерной системы 901A, в некоторых вариантах реализации носители 906 данных могут быть распределены внутри и/или по нескольким внутренним и/или внешним корпусам вычислительной системы 901A и/или дополнительных вычислительных систем. Носители 906 данных могут включать один или более различных видов памяти, в том числе полупроводниковые запоминающие устройства, такие как динамические или статические оперативные запоминающие устройства (DRAM или SRAM), стираемые программируемые постоянные запоминающие устройства (EPROM), электрически-стираемые программируемые постоянные запоминающие устройства (EEPROM) и флэш-память, магнитные диски, например, жесткие, гибкие и съемные диски, другие магнитные носители данных, в том числе носители на магнитной ленте, оптические носители данных, такие как компакт-диски (CD) или цифровые видеодиски (DVD), диски BLUERAY^® или оптические носители данных других типов, или запоминающие устройства других типов. Следует отметить, что описанные ранее команды могут быть предоставлены на одном читаемом компьютером или машиночитаемом носителе данных, или они могут быть предоставлены на нескольких читаемых компьютером или машиночитаемых носителях данных, распределенных в большой системе, вероятно содержащей несколько узлов. Такой читаемый компьютером или машиночитаемый носитель или носители данных считается (считаются) частью изделия (или готового изделия). Изделие или готовое изделие может представлять собой любой готовый отдельный компонент или несколько компонентов. Носитель или носители данных могут быть размещены в компьютере, выполняющем машиночитаемые команды, или могут находиться на удаленном объекте, из которого машиночитаемые команды могут быть загружены по сети для выполнения.

[0052] В некоторых вариантах реализации вычислительная система 900 содержит один телеметрический модуль 908 или большее их количество. Телеметрический модуль (модули) 908 может быть использован для осуществления по меньшей мере части одного или более вариантов реализации способов, раскрытых в настоящем документе (например, способ 800).

[0053] Следует понимать, что вычислительная система 900 является одним примером вычислительной системы и что вычислительная система 900 может содержать больше или меньше компонентов, чем показано, может объединять дополнительные компоненты, не показанные в приведенном в качестве примера варианте осуществления по фиг. 9, и/или вычислительная система 900 может иметь другую конфигурацию или структуру компонентов, показанных на фиг. 9. Различные компоненты, изображенные на фиг. 9, могут быть реализованы в форме аппаратного обеспечения, программного обеспечения или сочетания аппаратного и программного обеспечения, содержащего одну или более интегральных схем для обработки сигналов и/или специализированных интегральных схем.

[0054] Также, способы, описанные в настоящем документе, могут быть реализованы посредством функционирования одного или более функциональных модулей устройства обработки информации, таких как универсальные процессоры или специализированные микросхемы, например, специализированные интегральные схемы (ASIC), программируемые логические интегральные схемы (FPGA), программируемые логические устройства (PLD) или другие подходящие устройства. Эти модули, сочетания указанных модулей и/или их сочетания с универсальными аппаратными средствами находятся в пределах защищаемого объема изобретения.

Предшествующее описание было приведено со ссылкой на конкретные варианты реализации с целью пояснения. Однако предшествующее иллюстративное описание не является исчерпывающим и не ограничивает изобретение конкретными раскрытыми формами. На основании изложенных выше принципов возможны многочисленные модификации и изменения. Кроме того, порядок, в котором элементы способов описаны и проиллюстрированы в настоящем документе, может быть изменен и/или два или более элементов могут выполняться одновременно. Варианты реализации были выбраны и описаны с целью наиболее эффективного пояснения принципов изобретения и его практических применений, чтобы позволить специалистам в данной области техники наиболее эффективно использовать изобретение и различные варианты реализации с различными модификациями, в соответствии с конкретным предполагаемым применением.

Изобретение относится к средствам передачи сигналов по электромагнитному каналу связи. Техническим результатом является обеспечение надежной передачи сигналов за счет улучшения качества сигнала посредством снижения шума. В частности, предложен предохранительный переводник, содержащий: полый трубчатый корпус, содержащий верхний участок и нижний участок, причем верхний участок выполнен с возможностью оставаться в соединении с ведущей трубой или верхним приводом, когда дополнительные трубчатые элементы добавляются к бурильной колонне, а нижний участок выполнен с возможностью повторного соединения и рассоединения с бурильной колонной, когда дополнительные трубчатые элементы добавляются к бурильной колонне; и изоляционный слой, расположенный между верхним участком и нижним участком, причем изоляционный слой соединен с верхним участком первым резьбовым соединением и с нижним участком вторым резьбовым соединением. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 9 ил.

1. Предохранительный переводник, содержащий:

полый трубчатый корпус, содержащий верхний участок и нижний участок, причем верхний участок выполнен с возможностью оставаться в соединении с ведущей трубой или верхним приводом, когда дополнительные трубчатые элементы добавляются к бурильной колонне, а нижний участок выполнен с возможностью повторного соединения и рассоединения с бурильной колонной, когда дополнительные трубчатые элементы добавляются к бурильной колонне; и

изоляционный слой, расположенный между верхним участком и нижним участком, причем изоляционный слой соединен с верхним участком первым резьбовым соединением и с нижним участком вторым резьбовым соединением.

2. Предохранительный переводник по п. 2, в котором изоляционный слой имеет сопротивление между 200 Ом и 500 Ом.

3. Предохранительный переводник по п. 3, в котором толщина изоляционного слоя составляет от приблизительно 0,1 мм до приблизительно 5 см.

4. Предохранительный переводник по п. 1, в котором по меньшей мере часть изоляционного слоя расположена на осевой поверхности верхнего участка, которая по меньшей мере частично определяет резьбовое соединение.

5. Предохранительный переводник по п. 1, в котором по меньшей мере часть изоляционного слоя расположена на внутренней радиальной поверхности верхнего участка рядом с резьбовым соединением.

6. Предохранительный переводник по п. 1, в котором по меньшей мере часть изоляционного слоя расположена на наружной радиальной поверхности верхнего участка рядом с резьбовым соединением.

7. Предохранительный переводник по п. 1, в котором предохранительный переводник расположен над подземной формацией когда предохранительный переводник соединен с ведущей трубой или верхним приводом.

8. Предохранительный переводник по п. 7, в котором изоляционный слой по существу предотвращает передачу тока от оборудования, генерирующего шум, на поверхности в ствол скважины.

9. Сегмент бурильной колонны, содержащий:

полый трубчатый корпус, содержащий верхний участок и нижний участок, причем верхний участок выполнен с возможностью оставаться в соединении с ведущей трубой или верхним приводом; и

изоляционный слой, включающий внутреннюю радиальную поверхность изоляционного слоя и наружную радиальную поверхность изоляционного слоя, причем изоляционный слой расположен между верхним участком и нижним участком, при этом изоляционный слой включает в себя:

первое резьбовое соединение на внутренней радиальной поверхности изоляционного слоя, причем первое резьбовое соединение выполнено с возможностью соединения с верхним участком на верхней части наружной радиальной поверхности; и

второе резьбовое соединение на наружной радиальной поверхности изоляционного слоя, причем второе резьбовое соединение выполнено с возможностью соединения с нижним участком на нижней части внутренней радиальной поверхности.

10. Сегмент бурильной колонны по п. 9, в котором нижний участок выполнен с возможностью соединения с другим сегментом бурильной колонны.

11. Сегмент бурильной колонны по п. 10, в котором изоляционный слой расположен внутри ствола скважины.

12. Сегмент бурильной колонны по п. 9, в котором по меньшей мере часть изоляционного слоя расположена на:

осевой поверхности верхнего участка, которая по меньшей мере частично определяет первое резьбовое соединение,

внутренней радиальной поверхности верхнего участка рядом с первым резьбовым соединением,

наружной радиальной поверхности верхнего участка рядом с первым резьбовым соединением.

13. Сегмент буровой колонны по п. 9, в котором полый трубчатый корпус расположен в первой скважине и сконфигурирован для передачи электромагнитного сигнала во вторую скважину, содержащую первый датчик и второй датчик, причем первый датчик и второй датчик расположены в контакте с обсадной колонной во второй скважине и сконфигурированы для приема электромагнитного сигнала, исходящего от первой скважины.