Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него

Авторы патента:


Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него
Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него
Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него
Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него
Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него
Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него
Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него
Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него
Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него
Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него
Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него
Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него

 

E21B44 - Системы автоматического управления или регулирования процессом бурения, т.е. самоуправляемые системы, осуществляющие или изменяющие процесс бурения без участия оператора, например буровые системы, управляемые ЭВМ (неавтоматическое регулирование процесса бурения см. по виду процесса; автоматическая подача труб со стеллажа и соединение бурильных труб E21B 19/20; регулирование давления или потока бурового раствора E21B 21/08); системы, специально предназначенные для регулирования различных параметров или условий бурового процесса (средства передачи сигналов измерения из буровой скважины на поверхность E21B 47/12)

Владельцы патента RU 2439319:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Изобретение относится к телеметрическим системам, а именно к системам для прохождения сигналов между наземным блоком и буровым инструментом. Техническим результатом является повышение эффективности передачи сигналов. Забойный узел буровой скважины, включающий в себя беспроводную электромагнитную телеметрическую систему, которая обеспечивает трансляцию сигналов через забойный узел. Телеметрическая система включает изолированный зазор в первом скважинном инструменте в забойном узле буровой скважины, по меньшей мере, один датчик магнитного поля во втором скважинном инструменте в забойном узле буровой скважины, схему, подсоединяемую через изолированный зазор, которая модулирует напряжение на изолированном зазоре, и магнитный материал. При этом при модуляции напряжения создается осевой ток вдоль забойного узла буровой скважины, который приводит к наведению магнитного поля у второго скважинного инструмента. Магнитный материал установлен на наружной поверхности второго скважинного инструмента и обеспечивает внутри скважинного инструмента не равное нулю наведенное магнитное поле. Способ трансляции сигнала через забойный узел заключается в том, что устанавливают магнитный материал на внешней поверхности забойного узла. Формируют напряжение на изолированном зазоре в первом местоположении в забойном узле буровой скважины. Модулируют напряжение, сформированное на изолированном зазоре. При этом напряжение создает осевой ток вдоль забойного узла буровой скважины, который наводит во втором местоположении внутри забойного узла не равное нулю магнитное поле. Измеряют не равное нулю наведенное магнитное поле во втором местоположении внутри забойного узла буровой скважины. 3 н. и 26 з.п. ф-лы, 11 ил.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ К СОЗДАНИЮ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Изобретение, в общем, относится к способам и системам для прохождения сигналов между наземным блоком и буровым инструментом, расположенным в буровой скважине, проникающей через подземную формацию.

Нижнюю часть буровой колонны для бурения скважины в подземной формации обычно называют забойным узлом скважины. В общем, забойный узел скважины включает в себя скважинный инструмент, который осуществляет различные операции в буровой скважине. Часто необходимо направить команды к одному или более из таких скважинных инструментов для управления операцией, выполняемой указанным скважинным инструментом. Например, забойный узел скважины может включать в себя управляемую роторную систему, которая обеспечивает возможность направленного бурения скважины в формации. Для задания направления и наклона участка скважины, подвергаемой бурению, роторной управляемой системе подают команду местоположения на поверхности.

В случае другого примера забойный узел скважины может включать в себя различный инструмент для оценки формации, например, инструмент для проведения каротажа при бурении (LWD) или инструмент для проведения измерений при бурении (MWD), предназначенные для измерения параметров формации. Некоторые инструменты для оценки формации, такие как инструмент для определения давления формации при бурении, описанный в заявке на патент США № 20050109538, также могут быть использованы для измерения давления посредством применения зонда, который проходит до контакта с формацией. Для выполнения этой операции давление в зонде мгновенно доводят до значения, которое ниже давления формации, для втягивания в зонд текучей среды формации. Как только зонд стабилизируется под давлением формации, его извлекают. Такие инструменты для оценки формации обычно требуют подачи команд к скважинному инструменту от местоположения на поверхности. Обычно команды подают к инструменту буровой скважины посредством использования телеметрической системы, например, системы пульсации бурового раствора, которая манипулирует потоком бурового раствора через буровую колонну для создания пульсаций давления. Это обычно требует выполнения ручного регулирования скорости подачи бурового раствора насосами, находящимися на поверхности, что представляет собой процесс, который может занимать несколько минут, и препятствует процессу бурения.

MWD инструменты обычно оснащают телеметрическим компонентом, предназначенным для сообщения с поверхностным блоком. Телеметрический компонент может представлять собой устройство для создания пульсаций бурового раствора, электромагнитное, акустическое или иное телеметрическое устройство. В случаях, предполагающих наличие MWD инструментов, имеющих электромагнитную телеметрию, в инструментах с электромагнитной телеметрией используют относительно низкочастотные электромагнитные волны для обеспечения сообщения от места в буровой скважине к месту на поверхности. Типичный электромагнитный телеметрический инструмент для измерений при бурении включает в себя удлинитель бура, имеющий изолированный зазор и схему, которая создает модулированное напряжение на изолированном зазоре (см., например, патент США № 4348672). Если электромагнитный телеметрический инструмент для измерений при бурении включен в забойный узел буровой скважины, то напряжение на изолированном зазоре обычно приводит к значительному потоку электрического тока, текущего вдоль буровой колонны вблизи от такого инструмента. Некоторая часть тока обычно также протекает через пласт и создает слабое электрическое поле, которое можно обнаружить на поверхности посредством двух или более электродов, вводимых в грунт.

Электромагнитные телеметрические инструменты для измерений при бурении могут быть скомпонованы таким образом, чтобы принимать сигналы с поверхности посредством электрических токов, создаваемых у поверхности. Такие принимаемые сигналы могут сообщаться с другими скважинными инструментами, находящимися в забойном узле буровой скважины, если электромагнитные телеметрические инструменты для измерений при бурении могут сообщаться с этими скважинными инструментами. Одна из возможностей состоит в формировании внутренних или наружных проводных линий для передачи сигналов между электромагнитным телеметрическим инструментом для измерений при бурении и другими скважинными инструментами. Однако иногда невозможно или непрактично тянуть провода между скважинными инструментами и забойным узлом скважины. Например, в забойном узле скважины, включающем в себя роторную управляемую систему, двигатель для подачи бурового раствора может быть расположен между электромагнитным телеметрическим инструментом для измерений при бурении и роторной управляемой системой. Пропускание провода через двигатель для подачи бурового раствора и подсоединение провода к инструментам ниже этого двигателя было бы весьма затруднительным, поскольку вал двигателя вращается с высокой скоростью и прикреплен к удлинителям и/или к буровой коронке. Потребовался бы вращающийся соединитель, чтобы обеспечить подсоединение провода, однако такой соединитель вряд ли будет надежным. Другие способы обеспечения сообщения через двигатель для подачи бурового раствора создают сложности (см., например, патент США № 5160925) и могут оказаться неприемлемыми для стандартных, доступных для приобретения двигателей.

Имеются и другие примеры, в случае которых затруднительно или невозможно сформировать внутренние или наружные проводные линии между электромагнитным телеметрическим инструментом для измерений при бурении и другими скважинными инструментами, находящимися в забойном узле буровой скважины. Например, типичная роторная управляемая система с силовым приводом имеет блок управления, который удерживают геостационарно, при этом удлинитель, содержащий блок управления, вращается вокруг этого блока. В этом случае выполнение электрического соединения от электромагнитного телеметрического инструмента для измерений при бурении к удлинителю и блоку управления было бы весьма затруднительным. Для соединения вращающегося удлинителя и геостационарного блока управления потребовалось бы поворотное соединение, которое вряд ли было бы надежным в условиях буровой скважины. В тех случаях, когда между электромагнитным телеметрическим инструментом и скважинным инструментом расположено чисто механическое оборудование, например, раздвижные расширители и ясы, это механическое оборудование, вероятно, также должно было бы быть оснащено проводами.

Еще в одном примере забойный узел буровой скважины может включать в себя инструмент для сейсмокаротажа при бурении, имеющий ряд геофонов и гидрофонов для обнаружения сейсмических волн. Такие сейсмические датчики (геофоны и гидрофоны) обычно должны быть помещены на расстоянии от 60 до 70 футов вдоль буровой колонны и могут получать данные только тогда, когда буровая колонна неподвижна, и когда выключены насосы для подачи бурового раствора, как описано, например, в патенте США № 6308137. Электромагнитный телеметрический инструмент для измерений при бурении в этом случае может быть использован, если он может иметь сообщение с инструментом для проведения каротажа при бурении. Например, электромагнитный телеметрический инструмент для измерений при бурении может обнаружить желаемые условия для сейсмокаротажного измерения при бурении, то есть неподвижную буровую колонну и отсутствие циркуляции бурового раствора, и может сообщать об этом сейсмическим датчикам в инструменте для каротажа при бурении, так чтобы сейсмические датчики могли осуществлять измерение. Однако было бы непрактично вести длинные провода, необходимые для создания линий передачи, обеспечивающих передачу сигналов между электромагнитным телеметрическим инструментом для измерений при бурении и каждым из сейсмических датчиков в инструменте для каротажа при бурении.

Из вышеуказанного следует, что во многих случаях желательно иметь беспроводную телеметрическую систему для передачи сигналов между электромагнитным телеметрическим инструментом для измерений при бурении и другими инструментами в забойном узле буровой скважины или для технической поддержки других коммуникационных систем, например, проводных систем. Беспроводные телеметрические системы используют в забойном узле буровой скважины. В одном из примеров создают электромагнитную индукцию, используя обмотки, навитые вокруг удлинителей, что описано в патенте США № 6057784. В другом примере формируют трансформаторное соединение, используя тороиды, установленные снаружи на удлинителях, как описано в патентах США № 5359324 и 5467832. Эти беспроводные телеметрические системы работают удовлетворительно, однако добавление какого-либо типа к электромагнитному телеметрическому инструменту для измерений при бурении и к другим инструментам, например, к роторной управляемой системе, в забойном узле буровой скважины привело бы к значительному повышению стоимости забойного узла скважины, к увеличению длины этого узла, а также к добавочным компонентам забойного узла, которые могут быть легко повреждены. Беспроводная телеметрическая система, которая обеспечивает сообщение между электромагнитным телеметрическим инструментом для измерений при бурении и скважинными инструментами, и не имеет указанных недостатков, может быть весьма полезной.

Краткое изложение существа изобретения

Согласно одному аспекту изобретение относится к беспроводной электромагнитной телеметрической системе для трансляции сигналов через забойный узел, расположенный в скважине, пробуренной сквозь подземную формацию. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система содержит изолированный зазор в первом местоположении забойного узла скважины, по меньшей мере, один датчик магнитного поля во втором местоположении забойного узла скважины, который измеряет магнитное поле, и схему, которая модулирует напряжение на изолированном зазоре, при этом напряжение создает осевой ток вдоль забойного узла скважины, который приводит к получению магнитного поля.

Согласно другому аспекту изобретение относится к забойному узлу скважины, включающему в себя беспроводную электромагнитную телеметрическую систему, которая способна транслировать сигналы через забойный узел. Забойный узел скважины включает в себя изолированный зазор, расположенный в первом скважинном инструменте, находящемся в забойном узле скважины, и, по меньшей мере, один датчик магнитного поля, расположенный во втором скважинном инструменте, находящемся в забойном узле скважины. Датчик магнитного поля скомпонован таким образом, чтобы измерять магнитное поле у второго скважинного инструмента. Забойный узел скважины, кроме того, включает в себя схему, подсоединенную через изолированный зазор, которая модулирует напряжение на изолированном зазоре, при этом модуляция напряжения создает осевой ток вдоль забойного узла скважины, что приводит к получению магнитного поля.

Согласно еще одному аспекту изобретение относится к способу трансляции сигнала через забойный узел, расположенный в буровой скважине, пробуренной через подземную формацию. Способ содержит создание напряжения на изолированном зазоре в первом местоположении забойного узла скважины и модулирование напряжения, создаваемого на зазоре, при этом напряжение создает осевой ток и магнитное поле вдоль забойного узла скважины. Способ дополнительно включает в себя измерение магнитного поля во втором местоположении забойного узла скважины, используя один или более датчики магнитного поля.

Другие признаки и преимущества изобретения будут очевидны из последующего описания и прилагаемых пунктов формулы изобретения.

Краткое описание фигур чертежей

На фиг.1А представлена схема скважинного инструмента буровой скважины, расположенного в буровой скважине из буровой установки посредством буровой колонны.

На фиг.1В представлена схема части скважинного инструмента согласно фиг.1, где более детально показан забойный узел скважины.

На фиг.2А представлена схема части скважинного инструмента согласно фиг.1В, где показан забойный узел буровой скважины с изображением осевого потока электрического тока, который через него проходит.

На фиг.2В представлена схема части скважинного инструмента согласно фиг.1В, где показан проходящий через него радиальный поток электрического тока.

На фиг.3А представлена схема части скважинного инструмента согласно фиг.1В, иллюстрирующая прием сигнала электромагнитным телеметрическим инструментом для измерений при бурении, находящимся в забойном узле скважины.

На фиг.3В представлена схема части скважинного инструмента согласно фиг.1В, иллюстрирующая трансляцию сигнала от электромагнитного телеметрического инструмента для измерений при бурении к другим скважинным инструментам в забойном узле скважины.

На фиг.4 представлено радиальное поперечное сечение скважинного инструмента согласно фиг.1В, взятое по линии 4-4, с изображением датчиков магнитного поля, расположенных в удлинителе скважинного инструмента.

На фиг.5А представлен вид в разрезе роторной управляемой системы согласно известному уровню техники.

На фиг.5В представлено продольное сечение части скважинного инструмента согласно фиг.1А, иллюстрирующее роторную управляемую систему, обеспеченную датчиком магнитного поля и магнитной вставкой.

На фиг.5С представлено горизонтальное сечение части скважинного инструмента согласно фиг.5В, взятое по линии 5С-5С, на котором представлена магнитная вставка.

На фиг.5D представлен вариант поперечного сечения, показанного на фиг.5С.

Подробное описание изобретения

Далее изобретение будет подробно описано со ссылками на несколько предпочтительных вариантов его осуществления, которые представлены на прилагаемых чертежах. В последующем описании указан ряд конкретных деталей, чтобы дать полное представление об изобретении. Однако квалифицированным специалистам в этой области будет понятно, что изобретение на практике может быть осуществлено без некоторых или всех из этих конкретных деталей. В других случаях хорошо известные отличительные признаки и/или этапы способов подробно не описаны, чтобы не усложнять понимание изобретения. Признаки и преимущества изобретения можно будет лучше понять из последующего рассмотрения и обсуждения чертежей.

На фиг.1А представлен забойный узел 100, подвешенный в буровой скважине 102 в подземной формации 104 с буровой установки 106, которая находится на поверхности 108. Забойный узел 100 подвешен в буровой скважине 102 посредством буровых труб 110. Как вариант, забойный узел 100 может быть подвешен в буровой скважине 102 посредством спиральных труб и тому подобного. Для выполнения буровых операций средство подвешивания забойного узла 100 в буровой скважине 102 должно обеспечить канал для бурового раствора. В одном из примеров буровые трубы 110 обеспечивают возможность поступательного перемещения забойного узла 100 в скважине 102 и его вращения в ней. В другом примере буровые трубы 110 и забойный узел 100 формируют буровую колонну 115, которая может быть использована для проходки буровой скважины 102.

Забойный узел 100 буровой скважины включает в себя буровую коронку 118 и множество удлинителей 120, соединенных друг с другом и с буровой коронкой 118. Каждый из удлинителей 120 может содержать один или более инструментов (или часть инструмента), предназначенных для выполнения одной или более операций в буровой скважине. Квалифицированным специалистам в этой области будет понятно, что компоновка забойного узла буровой скважины может быть в значительной степени изменена, что зависит от операций, которые должны быть выполнены в буровой скважине. В содержании этого описания на первый план должны быть выдвинуты важные компоненты, которые могут обеспечить беспроводное сообщение между скважинными инструментами в забойном узле.

Забойный узел 100 буровой скважины включает в себя электромагнитный телеметрический инструмент 122, в котором используют электромагнитные волны для приема сигналов от наземной системы 124, и для передачи сигналов к этой наземной системе. Электромагнитные волны обычно имеют низкую частоту. Между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и удлинителем 120 может быть обеспечена зависимость типа «один-один», но ее может и не быть. То есть электромагнитный телеметрический инструмент 122 может находиться внутри одного удлинителя 120, либо компоненты электромагнитного телеметрического инструмента 122 могут быть распространены по большому количеству удлинителей 120. Для упрощения электромагнитный телеметрический инструмент 122 показан находящимся внутри одного удлинителя. Электромагнитный телеметрический инструмент 122 может представлять собой самостоятельный инструмент, либо он может быть компонентом инструмента для измерений при бурении, например, так, как описано в патентах США № 4876511 и 4968940.

Забойный узел 100 буровой скважины также включает в себя один или более скважинных инструментов, например, инструменты 126, 128 и 130, скомпонованные таким образом, чтобы осуществлять одну или более операции в буровой скважине. Такие инструменты включают в себя, но не ограничиваясь этим, инструменты для проведения каротажа при бурении (LWD), инструменты для измерений при бурении (MWD) и инструменты для направленного бурения, например, роторные управляемые системы. Инструменты 126, 128 и 130 находятся внутри удлинителей 120 и могут быть расположены выше или ниже электромагнитного телеметрического инструмента 122. Предпочтительно, чтобы было обеспечено сообщение между одним или более инструментами, особенно в тех случаях, когда невозможно или непрактично формировать неподвижные проводные линии для передачи сигналов между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и скважинными инструментами 126, 128 и 130. Электромагнитный телеметрический инструмент 122 беспроводным способом транслирует сигналы, принимаемые от наземной системы 124, к любому из инструментов 126, 128 и 130. Электромагнитный телеметрический инструмент 122 может принимать сигналы от наземной системы 124, посредством буровых труб 110, как указано линией 125а для передачи сигналов, либо посредством формации 104, как указано линией 125b для передачи сигналов. Электромагнитный телеметрический инструмент 122 также может принимать сигналы от любого одного из инструментов 126, 128 и 130, и может передавать такие сигналы к наземной системе 124 или к другому из инструментов 126, 128 и 130.

На фиг.1В представлен увеличенный вид забойного узла 100 буровой скважины. На этом увеличенном виде электромагнитный телеметрический инструмент 122 включает в себя изолированный зазор 132. Изолированный зазор 132 может просто представлять собой изолирующее покрытие у соединения между двумя секциями удлинителя. Однако изобретение не ограничено способом, посредством которого выполнен зазор 132. Примеры изолированных зазоров для электромагнитной телеметрии описаны, например, в заявке на патент США № 2005/0167098. Электромагнитный телеметрический инструмент 122 обеспечивает сообщение со скважинным инструментом, например, с инструментом 128, посредством модуляции напряжения на изолированном зазоре 132 согласно сигналу, который должен быть передан к скважинному инструменту. Напряжение на изолированном зазоре 132 приводит к большому осевому току, например, доходящему до десяти и более ампер, который течет вдоль буровой колонны 115. Осевой ток создает азимутальное магнитное поле, причем главным образом с наружной стороны удлинителей 120. Магнитное поле измеряют непосредственно с помощью одного или более датчиков 134 магнитного поля у приемного скважинного инструмента, например, у инструмента 128. Приемный скважинный инструмент расшифровывает переданный сигнал от измеренного магнитного поля.

На фиг.2А представлен изолированный зазор 132 в буровой скважине 102, заполненной буровым раствором на углеводородной основе, имеющим небольшую электропроводность, либо вообще не обладающим электропроводностью. Прямые стрелки 200 характеризуют осевой поток электрического тока вдоль буровой колонны 115. Круглые стрелки 202 характеризуют магнитное поле, создаваемое осевым электрическим током в буровой колонне 115. Буровой раствор на углеводородной основе обеспечивает электроизоляцию буровой колонны 115 от формации 104, за исключением тех мест, где имеется сильный физический контакт между буровой колонной 115 и формацией 104. Почти весь ток ниже электромагнитного телеметрического инструмента 122 входит в формацию 104 через буровую коронку 118. При этом ток между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и буровой коронкой 118 сохраняет приблизительно постоянную амплитуду. Над электромагнитным телеметрическим инструментом 122 ток возвращается к буровой колонне 115 через ряд мест, где буровая колонна 115 входит в контакт с формацией 104. Такие места контакта могут включать в себя лопатки стабилизатора (не показаны), либо просто большое количество буровых труб, находящихся у формации 104.

На фиг.2В представлен изоляционный зазор 132 в буровой скважине 102 с заполнением буровым раствором на водной основе или другим флюидом, обладающим электропроводностью. Осевые стрелки 204 характеризуют осевой ток, текущий вдоль буровой колонны 115. Круглые стрелки 206 характеризуют магнитное поле, создаваемое осевым током в буровой колонне 115. Поскольку буровой раствор на водной основе обладает электропроводностью, он обеспечивает возможность радиального течения тока к формации 104 по длине буровой колонны 115, как показано радиальными стрелками 208. Ток также может течь от формации 104 к буровой колонне 115, как показано радиальными стрелками 210. Ниже электромагнитного телеметрического инструмента 122 ток на буровой колонне 115 уменьшается приблизительно линейно и у поверхности буровой коронки 118 имеет небольшое значение. Выше электромагнитного телеметрического инструмента 122 ток на буровой колонне 115 вначале уменьшается приблизительно линейно, но в итоге его уменьшение происходит экспоненциально при расстоянии (d), измеренном в осевом направлении от электромагнитного телеметрического инструмента 122, согласно е-d/δ, где δ глубина проникновения поля. Глубина проникновения поля представляет собой расстояние, которое электромагнитная волна проходит в электропроводной среде, так что она уменьшается на величину 1/е=0,368. Глубину проникновения поля в метрах определяют следующим образом:

(1)

где f частота, μ0=10-7 Гн/м и σ электропроводность формации. Электропроводность формации обычно попадает в пределы диапазона от 0,001 См/м до 5 См/м. При рабочей частоте порядка 10 Гц для этого диапазона электрического удельного сопротивления формации глубина проникновения поля находится в диапазоне соответственно от 5 км до 72 м.

Как в случае бурового раствора на основе углеводородов (фиг.2А), так и в случае бурового раствора на основе воды (фиг.2В) сильный осевой ток течет вдоль буровой колонны 115 между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и буровой коронкой 118. Осевой ток также течет на значительном расстоянии над электромагнитным телеметрическим инструментом 122 в секции 116 открытого участка буровой скважины 102. Однако физический контакт буровой колонны 115 с обсадным участком (112 на фиг.1А) может привести к короткому замыканию и, следовательно, ограничивает поток осевого электрического тока на буровой колонне 115 выше секции 116 открытого участка скважины. Напряжение вдоль буровой колонны 115 фактически будет постоянным с каждой стороны изолированного зазора 132, поскольку удлинители 120 и буровые трубы 110 имеют весьма высокую электропроводность, обычно составляющую более 106 См/м. Поэтому в некоторых случаях может оказаться затруднительным создание беспроводной телеметрической системы на основе измерений напряжений в разных местах на буровой колонне 115. В устойчивой беспроводной телеметрической системе обычно используют осевой ток на буровой колонне 115, а не напряжение вдоль буровой колонны 115, чтобы подать сигналы от электромагнитного телеметрического инструмента 122 к скважинным инструментам.

Осевой ток [I(z)] вдоль буровой колонны 115 создает азимутальное магнитное поле (В) главным образом с наружной стороны удлинителей 120, определяемое следующим образом:

(2)

где r радиус, измеренный от продольной оси буровой колонны 115. Это магнитное поле может быть непосредственно измерено одним или более датчиками 134 магнитного поля, расположенными на одном или более удлинителях 120. Может быть использован любой датчик, который может надежно измерять магнитное поле в условиях, при которых находится буровая скважина. Одним из примеров приемлемых датчиков магнитного поля являются индукционные магнитометры.

Если возвратиться к фиг.1А, то показанный на ней электромагнитный телеметрический инструмент 122 модулирует осевой ток на буровой колонне 115 для подачи команд и/или данных к другим скважинным инструментам, таким как инструменты 126, 128 и 130. Частота и/или протокол модуляции могут быть разными для сообщений между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и другими скважинными инструментами, и сообщениями между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и наземной системой 124. Так, сообщения между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и наземной системой 124 могут проходить на первой частоте, например, составляющей 1 Гц (чтобы обеспечить достаточное отношение сигнал-шум для сообщения на поверхность), в то время как сообщения между электромагнитным телеметрическим инструментом 122 и скважинными инструментами могут проходить на второй частоте, например, составляющей 10 Гц. Сообщения между электромагнитным телеметрическим скважинным инструментом 122 и различными скважинными инструментами также могут проходить с разными частотами. Азимутальное магнитное поле, связанное с осевым током, может быть измерено посредством использования датчиков 134 магнитного поля, расположенных на наружной или на внутренней стороне удлинителя 120 в месте приема.

На фиг.3А показан прием сигналов на электромагнитном телеметрическом инструменте 122. Сигналы могут быть поданы от наземной системы 124, находящейся на поверхности, через каждую из линий (125а, 125b, показанных на фиг.1А) передачи сигналов. В иллюстративных целях можно допустить, что подача сигналов включает в себя пропускание тока, представленного стрелками 300, к удлинителю 120, включающему в себя изолированный зазор 132. Ток на удлинителе 120 создает небольшое напряжение на изолированном зазоре 132. Электромагнитный телеметрический инструмент 122 включает в себя схему, обозначенную позицией 302, которая подсоединена через изолированный зазор 132 и может быть приведена в действие для изменения импеданса через изолированный зазор 132. Электромагнитный телеметрический инструмент 122 включает в себя схему 303 для обработки принятых сигналов. Следует заметить, что для облегчения понимания изобретения схема 303 показана вне электромагнитного удлинителя 120. Обычно схема 303 должна быть смонтирована внутри электромагнитного удлинителя 120. В представленном примере схема 303 включает в себя малошумный усилитель 304 с большим усилением, аналого-цифровой преобразователь 306 (АЦП), процессор 308 и блок 310 памяти. Квалифицированным специалистам в этой области будет понятно, что схема 303 может быть заменена другими эквивалентными приемными схемами.

Наземная система (124 на фиг.1А) предпочтительно создает ток в соответствии с сигналом, который должен быть передан к скважинному инструменту. Ток пропускают к электромагнитному удлинителю 120, включающему в себя изолированный зазор 132, например, через буровые трубы 110 или формацию (104 на фиг.1А). Ток на электромагнитном удлинителе 120 создает небольшое напряжение на изолированном зазоре 132. Схему 302 переключают в открытое состояние, так чтобы импеданс по изолированному зазору 132 был чрезвычайно высоким. Напряжение на изолированном зазоре 132 подают к входам усилителя 304 с низким уровнем собственных шумов с высоким усилением. Выходной сигнал указанного усилителя 304 подают к аналого-цифровому преобразователю 306. Выходной сигнал аналого-цифрового преобразователя 306 анализируют посредством процессора 308, который декодирует принятый сигнал и загружает полученный результат в блок 310 памяти. Теперь сигнал, загруженный в блок 310 памяти, может быть транслирован к скважинному инструменту.

На фиг.3В представлена трансляция сигнала от электромагнитного телеметрического инструмента 122 к скважинному инструменту, например, к инструменту 128. После того как сигнал принят у изолированного зазора 132 и загружен в блок памяти (310 на фиг.3А), входы к усилителю (304 на фиг.3А) переключают в открытое положение, так что последующее приложение энергии к изолированному зазору 132 не нарушит чувствительную приемную схему. Процессор 308 кодирует принятый сигнал и подает закодированный сигнал к цифроаналоговому преобразователю 312. Аналоговый сигнал от цифроаналогового преобразователя 312 приводит в действие усилитель мощности 314 для создания напряжения на изолированном зазоре 132. Напряжение приводит к большому осевому току вдоль электромагнитного удлинителя 120. Напряжение будет выбрано аналого-цифровым преобразователем 316 и подобным же образом будет осуществлен текущий контроль тока. Чтобы оптимизировать использование мощности, процессор 308 может регулировать сигнал, подаваемый к усилителю 314 мощности, на основе импеданса нагрузки изолированного зазора 300. Ток создает магнитное поле вдоль буровой колонны 115, которое обнаруживают посредством датчика (датчиков) 134 магнитного поля в принимающем инструменте.

Датчики магнитного поля могут быть установлены на наружной или на внутренней стороне удлинителя. На фиг.4 представлено поперечное сечение удлинителя 400, имеющего стенку 402. Удлинитель 400 включает в себя кольцо 406 для прохождения бурового раствора и напорную полость для электронного оборудования 404. На наружной стороне стенки 402 образованы один или более углубленные карманы 410 для размещения одного или более датчиков 412 магнитного поля. Датчики 412 магнитного поля сообщены с электронным оборудованием 404 внутри удлинителя 400. Между датчиками 412 магнитного поля и карманами 410 установлены уплотнения 413, выдерживающие давление. Уплотнения 413 могут быть обеспечены, например, посредством О-образных колец. Датчики 412 магнитного поля обеспечивают возможность измерения азимутального магнитного поля, указанного круглой стрелкой 414, у поверхности удлинителя 400, где оно самое сильное. Датчики 412 магнитного поля могут, например, представлять собой одноосные магнитометры, такие как индукционные магнитометры с осью чувствительности, ориентированной в азимутальном направлении для максимизирования силы сигнала. Другие примеры датчиков, которые могут быть использованы, включают в себя, не ограничиваясь этим, датчики, действующие на основе эффекта Холла, и магниторезистивные датчики.

Один датчик 412 магнитного поля обнаруживает азимутальное магнитное поле и магнитное поле земли. Если удлинитель 400 вращается, то магнитное поле земли будет создавать дополнительный сигнал с частотой вращения удлинителя 400. Поэтому, если используют один датчик 412 магнитного поля для обнаружения сигнала от электромагнитного телеметрического инструмента, этот дополнительный компонент сигнала должен быть удален из выходного сигнала датчика 412 магнитного поля, используя процесс преобразования сигнала. Например, вращение удлинителя 400 может быть измерено независимо и сигнал, касающийся частоты вращения, может быть вычтен в процессоре сигналов буровой скважины. Частота вращения удлинителя 400 может быть получена от акселерометров, установленных внутри удлинителя 400.

Однако удаление дополнительного сигнала из магнитного поля земли может оказаться более легким, если использовать два датчика 412 магнитного поля, установленных с противоположных сторон удлинителя 400. Если предположить, что оси чувствительности датчиков 412 магнитного поля выстроены в одном направлении, то сумма двух сигналов от датчиков 412 магнитного поля измеряла бы магнитное поле земли, либо какое-то другое постоянное внешнее магнитное поле, в то время как разность измеряла бы только азимутальное магнитное поле. Следовательно, измерение разности может быть использовано для получения сигналов от электромагнитного телеметрического инструмента, не содержащих загрязнения магнитного поля земли.

В некоторых случаях может вызвать затруднение установка датчиков магнитного поля на наружной поверхности удлинителя или соединение датчиков магнитного поля, установленных на наружной поверхности удлинителя, с электронным оборудованием, расположенным внутри удлинителя. В таких случаях может оказаться предпочтительным расположение датчиков магнитного поля внутри удлинителя.

На фиг.5А представлено поперечное сечение роторной управляемой системы 500 с силовым приводом. Примеры других роторных управляемых систем приведены в патентах США № 5265682 и № 5520255. Роторная управляемая система согласно фиг.5А содержит геостационарный блок 502 управления, который управляет геостационарным блоком 503 управления направлением или смещением. Геостационарный блок 502 управления направлением или смещением устанавливают на оси удлинителя 504 и на каждом конце крепят к подшипникам 505. Это обеспечивает возможность вращения удлинителя 504 вокруг блока 502 управления, когда этот блок 502 управления остается геостационарным. Вследствие такой механической компоновки весьма затруднительно вести провода от блока 502 управления к удлинителю 504. Поэтому, если датчик магнитного поля расположен на наружной стороне удлинителя 504, может возникнуть необходимость в выполнении сложной и, вероятно, ненадежной модификации для соединения датчика с электронным оборудованием внутри блока 502 управления. В таком случае может оказаться предпочтительной установка датчика магнитного поля внутри геостационарного 502 блока управления, чтобы использовать этот датчик для приема сигналов от электромагнитного телеметрического инструмента.

Предположим, что удлинитель 504 имеет внутренний радиус «а» и наружный радиус «b». При r≥b осевой ток I(z) вдоль удлинителя 504 создает азимутальное магнитное поле «В», определяемое посредством приведенного выше уравнения (2). Это азимутальное магнитное поле указано круговой линией 506. При низких частотах осевой ток будет равномерно распределен по поперечному сечению стенки удлинителя 504 (то есть для a≤r≤b). Глубину δс, на которую ток проникает в электропроводный удлинитель 504, определяют следующим образом:

,

где μ' относительная проницаемость удлинителя, а σс электропроводность удлинителя. Для немагнитной стали σс≈1,4·106 См/м и μ'=1. При f=10 Гц глубина проникновения составляет 13 см, что больше толщины типичной стенки удлинителя. Для магнитной стали с μ'=100 глубина проникновения составляет около 4 см. Следовательно, осевой ток полностью проникает через стенку 504 удлинителя.

Однако это не означает, что магнитное поле (В), связанное с осевым током, проникает во внутреннюю часть удлинителя. При r<a магнитное поле для азимутально симметричного удлинителя равно нулю. Это следует из уравнения Максвелла. Вычисляют интегралы , при этом левосторонний интеграл вычисляют по окружности ( радиусом r<a и правосторонний интеграл вычисляют по площади поперечного сечения ( этой окружности. Поток электрического тока внутри удлинителя равен нулю, поскольку осевой ток течет только по стенке удлинителя. Поэтому следует, что внутри удлинителя В=0. Если удлинитель слегка асимметричен, например, посредством механического выполнения прорези с одной стороны, некоторое магнитное поле может проникнуть в блок управления, но оно обычно невелико. Кроме того, удаление весьма большого количества материала с удлинителя и уменьшение при этом толщины его стенки может оказать неблагоприятное влияние на прочность удлинителя, что обычно нежелательно.

Как показано на фиг.5В и 5С, магнитное поле может быть индуцировано внутри удлинителя 504 посредством добавления магнитной вставки 508, обладающей высокой магнитной проницаемостью , с наружной стороны удлинителя 504. Приемлемый магнитный материал может, например, представлять собой мю-металл, которому может быть придана С-образная форма для сопряжения с кривизной удлинителя 504, и который устанавливают в неглубокую канавку 509 на наружной стороне удлинителя 504. Типичные размеры вставки 508, обладающей высокой магнитной проницаемостью, могут составлять по длине порядка 1-6 дюймов и по толщине 0,05-0,5 дюйма, при этом ее дуга может составлять 30-180°. Вследствие высокой проницаемости магнитная вставка 508 концентрирует линии магнитного поля и нарушает азимутальную симметрию удлинителя 504, но без неблагоприятного влияния на прочность удлинителя 504. Получающееся магнитное поле может быть показано как наложение указанного (позиция 506 на фиг.5С) исходного или первичного азимутального магнитного поля и указанного (позиция 511 на фиг.5С) вторичного магнитного дипольного поля.

Согласно фиг.5С вторичное магнитное поле создает не равное нулю магнитное поле внутри удлинителя 504. Поскольку частота телеметрического сигнала относительно низка, составляя, например, 1-20 Гц, глубина проникновения в материал удлинителя 504 обычно больше, чем толщина стенки удлинителя 504. Поэтому вторичное магнитное поле проникает в геостационарный блок 502 управления, где расположен датчик 510 магнитного поля. Предпочтительно, чтобы удлинитель 504 был немагнитным для увеличения асимметрии магнитной проницаемости и увеличения глубины проникновения. Датчик 510 магнитного поля, расположенный в геостационарном блоке 502 управления, может обнаруживать вторичное магнитное поле. Предпочтительно, чтобы датчик магнитного поля был расположен под магнитным материалом 508 на удлинителе 504. Если удлинитель 504 вращается, а блок 502 управления остается геостационарным, сигнал датчика 510 магнитного поля может быть модулирован посредством скорости вращения удлинителя 504. Скорость вращения может быть определена при проведении других измерений и может быть избирательно подавлена или удалена посредством преобразования сигнала, как было описано выше.

На фиг.5D представлен вариант способа, показанного на фиг.5В и 5С. Вариант состоит в установке магнитной вставки 512, имеющей относительно высокую магнитную проницаемость, в отверстие 514 в стенке удлинителя 504. Магнитная вставка 512 проходит по толщине стенки удлинителя 504 и создает вторичное магнитное поле, обозначенное позицией 516, внутри геостационарного блока 502 управления. Магнитная вставка 512 может быть изготовлена полностью из магнитного материала или может вмещать в себя магнитный материал. Чтобы сохранить разность давлений между внутренней и наружной сторонами удлинителя 514, магнитная вставка 512 должна создавать препятствие давлению. Это можно выполнить, например, посредством использования О-образных уплотнений и ввинчивания магнитной вставки 512 по резьбе в стенку удлинителя 504.

Изобретение обычно позволяет получить следующие преимущества. Нет необходимости в значительных изменениях технического обеспечения электромагнитного телеметрического инструмента и скважинных инструментов для возможности беспроводного сообщения между электромагнитным телеметрическим инструментом и скважинными инструментами. В отношении скважинного инструмента изменения могут состоять в простом добавлении магнитного материала к внешней части удлинителя и в добавлении датчика магнитного поля внутри удлинителя, либо в добавлении небольшого датчика магнитного поля, устанавливаемого в стенку удлинителя. Электромагнитная телеметрическая система может зависеть от измерения магнитного поля, создаваемого модуляцией осевого электрического тока вдоль буровой колонны. Существующие электромагнитные телеметрические системы буровых скважин могут быть основаны на обнаружении электродвижущей силы, создаваемой в катушке или трансформаторе, как описано, например, в патенте США № 4899112. Электродвижущая сила пропорциональна скорости изменения магнитного поля и, следовательно, пропорциональна частоте. Поэтому такие системы могут быть гораздо менее эффективными при весьма низких частотах (1-20 Гц), создаваемых типичными электромагнитными телеметрическими инструментами. Чтобы быть эффективными, они обычно должны работать с частотами от 1 кГц до 100 кГц. Электромагнитная телеметрическая система, описанная выше, может представлять собой дублирующее средство для проводной коммуникационной системы, либо может быть использована в качестве основной коммуникационной системы.

Хотя изобретение описано здесь применительно к ограниченному количеству вариантов его осуществления, квалифицированным специалистам в этой области, ознакомившимся с приведенными здесь полезными результатами, будет понятно, что могут быть разработаны и другие варианты конструкции, которые не выходят за пределы раскрытого здесь объема изобретения. Соответственно, объем изобретения должен быть ограничен только приложенными пунктами формулы изобретения.

1. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система для транслирования сигналов через забойный узел, расположенный в буровой скважине, пробуренной через подземную формацию, содержащая:
изолированный зазор в первом местоположении забойного узла буровой скважины;
по меньшей мере, один датчик магнитного поля во втором местоположении забойного узла буровой скважины;
схему, которая модулирует напряжение на изолированном зазоре, при этом указанное напряжение создает осевой ток вдоль забойного узла, что приводит к наведенному магнитному полю; и
магнитный материал, который устанавливают на наружную поверхность скважинного инструмента в забойном узле, который обеспечивает внутри скважинного инструмента не равное нулю наведенное магнитное поле.

2. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.1, дополнительно содержащая линию передачи сигнала от местоположения на поверхности к изолированному зазору, который принимает сигнал.

3. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.2, в которой схема модулирует напряжение в соответствии с указанным сигналом.

4. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.1, в которой выходной сигнал датчика магнитного поля включает в себя информацию, касающуюся работы скважинного инструмента в забойном узле буровой скважины.

5. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.4, в которой скважинный инструмент выбирают из группы, состоящей из инструментов для проведения измерений при бурении, инструментов для проведения каротажа при бурении и инструментов для направленного бурения.

6. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.1, в которой датчик магнитного поля выбирают из группы, состоящей из индукционного магнитометра, датчика, действующего на эффекте Холла, и магниторезистивного датчика.

7. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.4, в которой скважинный инструмент устанавливают во втором местоположении в забойном узле буровой скважины.

8. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.1, в которой датчик магнитного поля устанавливают внутри скважинного инструмента и снизу от магнитного материала.

9. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.4, дополнительно содержащая магнитный материал, устанавливаемый в отверстие в стенке скважинного инструмента.

10. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система по п.4, в которой, по меньшей мере, два датчика магнитного поля устанавливают на противоположных сторонах скважинного инструмента для измерения магнитного поля.

11. Забойный узел буровой скважины, включающий в себя беспроводную электромагнитную телеметрическую систему, которая обеспечивает трансляцию сигналов через забойный узел и содержит:
изолированный зазор, расположенный в первом скважинном инструменте в забойном узле буровой скважины;
по меньшей мере, один датчик магнитного поля, устанавливаемый во втором скважинном инструменте в забойном узле буровой скважины, при этом датчик магнитного поля сконфигурирован так, чтобы измерять наведенное магнитное поле у второго скважинного инструмента;
схему, подсоединяемую через изолированный зазор, которая модулирует напряжение на изолированном зазоре,
при этом при модуляции напряжения создается осевой ток вдоль забойного узла буровой скважины, который приводит к наведению магнитного поля у второго скважинного инструмента; и
магнитный материал, устанавливаемый на наружную поверхность второго скважинного инструмента, который обеспечивает внутри скважинного инструмента не равное нулю наведенное магнитное поле.

12. Забойный узел буровой скважины по п.11, дополнительно содержащий линию передачи сигнала от местоположения на поверхности к изолированному зазору, который принимает сигнал.

13. Забойный узел буровой скважины по п.12, в котором схема модулирует напряжение согласно сигналу.

14. Забойный узел буровой скважины по п.11, в котором выходной сигнал датчика магнитного поля включает в себя информацию, касающуюся работы второго скважинного инструмента в забойном узле буровой скважины.

15. Забойный узел буровой скважины по п.14, в котором первый скважинный инструмент выбирают из группы, состоящей из инструментов для проведения измерений при бурении и инструментов для проведения каротажа при бурении.

16. Забойный узел буровой скважины по п.14, в котором второй скважинный инструмент выбирают из группы, состоящей из инструментов для проведения измерений при бурении, инструментов для проведения каротажа при бурении и инструментов для направленного бурения.

17. Забойный узел буровой скважины по п.11, в котором датчик магнитного поля выбирают из группы, состоящей из индукционного магнитометра, датчика, действующего на основе эффекта Холла, и магниторезистивного датчика.

18. Забойный узел буровой скважины по п.11, в котором датчик магнитного поля устанавливают внутри второго скважинного инструмента и снизу от магнитного материала.

19. Забойный узел буровой скважины по п.18, в котором скважинный инструмент представляет собой роторную управляемую систему, а датчик магнитного поля устанавливают в геостационарном компоненте роторной управляемой системы.

20. Забойный узел буровой скважины по п.14, дополнительно содержащий магнитный материал, устанавливаемый в отверстие в стенке второго скважинного инструмента.

21. Забойный узел буровой скважины по п.20, в котором датчик магнитного поля устанавливают внутри второго скважинного инструмента и снизу от магнитного материала.

22. Забойный узел буровой скважины по п.21, в котором второй скважинный инструмент представляет собой роторную управляемую систему, а датчик магнитного поля устанавливают в геостационарном компоненте роторной управляемой системы.

23. Забойный узел буровой скважины по п.11, в котором, по меньшей мере, два датчика магнитного поля устанавливают на противоположных сторонах второго скважинного инструмента для измерения магнитного поля.

24. Способ трансляции сигнала через забойный узел, расположенный в буровой скважине, пробуренной через подземную формацию, содержащий:
обеспечение магнитного материала, расположенного на внешней поверхности забойного узла;
формирование напряжения на изолированном зазоре в первом местоположении в забойном узле буровой скважины;
модуляцию напряжения, сформированного на изолированном зазоре, таким образом, что напряжение создает осевой ток вдоль забойного узла буровой скважины, который наводит во втором местоположении внутри забойного узла не равное нулю магнитное поле; и
измерение не равного нулю наведенного магнитного поля во втором местоположении внутри забойного узла буровой скважины.

25. Способ по п.24, дополнительно содержащий прием сигнала у изолированного зазора.

26. Способ по п.25, при котором модуляция напряжения содержит модуляцию напряжения согласно сигналу.

27. Способ по п.24, дополнительно содержащий управление работой скважинного инструмента, используя выходной сигнал одного или более датчиков магнитного поля.

28. Способ по п.24, дополнительно содержащий удаление из выходного сигнала от одного или более датчиков магнитного поля составляющей магнитного поля Земли.

29. Способ по п.28, при котором удаление составляющей содержит независимое измерение вращения удлинителя в забойном узле буровой скважины и вычитание вращения удлинителя из выходного сигнала от одного или более датчиков магнитного поля.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к средствам пространственного контроля положения ствола скважины и может быть применено в технологии крепления электронных компонентов измерительных приборов в корпусе измерительного прибора забойной телеметрической системы (ЗТС).

Изобретение относится к системам телеметрии для использования в операциях в стволе скважины. .
Изобретение относится к области передачи скважинной информации по беспроводному электромагнитному каналу связи и может быть применено при бурении наклонно направленных скважин.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин в процессе бурения и может быть использовано для электрического разделения колонны бурильных труб, использующейся в качестве электромагнитного канала связи при передаче забойной информации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области геофизических исследований скважин, а именно к устройствам для осуществления измерения и контроля параметров скважины.

Изобретение относится к бурению нефтегазовых скважин, проводка которых ведется с помощью забойных телеметрических систем контроля параметров бурения с передачей информации по проводной линии связи.

Изобретение относится к анализу пластовых флюидов для оценки и проверки геологической формации в целях разведки и разработки нефтяных или газовых скважин. .

Изобретение относится к интегрированному отображению положения ведущего переводника и ориентации торца долота. .

Изобретение относится к способу выполнения операции бурения на буровой площадке, имеющей буровую вышку, выполненную с возможностью продвижения бурового инструмента в геологическую среду.

Изобретение относится к автоматизированным бурильным установкам. .

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для автоматического контроля скорости потока закачиваемых в скважину по напорной магистрали жидкостей.

Изобретение относится к способу и программному продукту для разработки схемы размещения шпуров для походки каверны в горной породе. .

Изобретение относится к способу определения направления схемы размещения шпуров в расчете кривой туннеля, подлежащем исполнению в блоке управления буровой установки.

Изобретение относится к способу проектирования схемы расположения шпуров для проходки горной выработки
Наверх