Устройство для передачи информации при бурении

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для передачи забойной информации при бурении скважин. Техническим результатом является увеличение дальности и надежности передачи информации при бурении за счет усовершенствования его конструкции. Предложено устройство для передачи информации при бурении, содержащее блок питания, соединенный с источником высоковольтных импульсов, диэлектрическую вставку, управляемый коммутатор, выход которого соединен с колонной бурильных труб. При этом в устройство дополнительно введен модулятор колебаний, установленный на забое скважины, выполненный в виде струйного генератора, выходное сопло которого соединено с сильфоном, который связан с управляемым коммутатором, один выход которого соединен с турбобуром на забое скважины, а второй - с колонной бурильных труб. Кроме того, устройство содержит резистор, заградительный фильтр, приемное устройство, установленные на устье скважины, причем резистор соединен с выходом блока питания, второй выход которого соединен с заземлителем, заградительный фильтр соединен параллельно с резистором, а вход приемного устройства соединен с выходом заградительного фильтра. 1 ил.

 

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для передачи забойной информации при бурении скважин.

Известен беспроводной канал связи, содержащий расположенные на забое скважины долото, турбобур, электрический разделитель, электромашинный генератор, выход которого соединен с бурильными трубами, расположенные на устье скважины приемное устройство, один выход которого соединен с заземлителем, а второй с регистрирующей аппаратурой (см. кн. Молчанов А.А. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. - М.: Недра, 1982. 31 с.)

Недостатком этого устройства является невысокая дальность передачи информации.

Самым близким по технической сути является устройство для передачи забойной информации при бурении, содержащее блок питания, соединенный с источником высоковольтных импульсов, диэлектрическую вставку, управляемый коммутатор, выход которого соединен с колонной бурильных труб (см. патент RU №2132947, 1999 г.).

Недостаток устройства - использование в забойной части электронных компонентов, температурный диапазон работы которых ограничивается 135°C (кремниевые полупроводниковые структуры), и как следствие невысокая дальность передачи информации. Температура на забое скважины 5000 м составляет 200°C.

Техническая задача - создание простого и надежного устройства для передачи информации при бурении.

Технический результат - увеличение дальности и надежности передачи информации при бурении за счет усовершенствования его конструкции.

Это достигается тем, что в известное устройство, содержащее блок питания, соединенный с источником высоковольтных импульсов, диэлектрическую вставку, управляемый коммутатор, выход которого соединен с колонной бурильных труб, дополнительно введен модулятор колебаний, установленный на забое скважины, выполненный в виде струйного генератора, выходное сопло которого соединено с сильфоном, который связан с управляемым коммутатором, один выход которого соединен с турбобуром на забое скважины, а второй - с колонной бурильных труб, резистор, заградительный фильтр, приемное устройство, установленные на устье скважины, причем резистор соединен с выходом блока питания, второй выход которого соединен с заземлителем, заградительный фильтр соединен параллельно с резистором, а вход приемного устройства соединен с выходом заградительного фильтра.

Дальность действия L устройства для передачи информации при бурении с достаточной для практики точностью определяется по формуле

здесь - средневзвешенное удельное электрическое сопротивление разреза, Ом·м; f - частота сигнала передачи, Гц; r - радиус колонны бурильных труб, м; l - длина разделителя части колонны, м; P - мощность забойного передатчика, Вт; А - коэффициент, учитывающий материал колонны (для стальных труб - 2,6; для сплавных - 0,13); m - уровень помех в полосе 1 Гц, мкВ/Гц; С - пропускная способность канала связи забоя, бит/с; η - коэффициент согласования забойного передатчика с нагрузкой.

Размещение блока питания, соединенного с источником высоковольтных импульсов, на устье скважины позволяет увеличить дальность передачи информации. Причем мощность блока питания на устье скважины может быть достаточно высокой.

На чертеже изображено предлагаемое устройство, содержащее на устье скважины блок питания 1, соединенный с источником высоковольтных импульсов 2, на забое скважины диэлектрическую вставку 3, управляемый коммутатор 4, выход которого соединен с колонной бурильных труб 5, модулятор колебаний 6, установленный на забое скважины, содержащий струйный генератор 7, приемную емкость 8, струйный генератор 7 находится постоянно в рабочем состоянии и питается энергией сжатого воздуха от баллона 9, выходное сопло 10 струйного генератора 7 соединено с сильфоном 11, который связан с управляемым коммутатором 4, один выход которого соединен с турбобуром 12 на забое скважины, а второй - с колонной бурильных труб 5, резистор 13, установленный на устье скважины, соединен с выходом блока питания 1, второй выход которого соединен с заземлителем 14, заградительный фильтр 15, установленный на устье скважины, соединенный параллельно с резистором 13, приемное устройство 16, установленное на устье скважины, вход которого соединен с выходом заградительного фильтра 15, долото 17, связанное с турбобуром 12.

Устройство работает следующим образом.

В момент передачи информации об измеряемом забойном параметре на устье скважины включается в работу источник высоковольтных импульсов 2, посредством блока питания 1 электрические колебания усиливаются и поступают через заземлитель 14 и резистор 13, подключенный к колонне бурильных труб 5, в горную породу, в результате в ней возникает электрическое поле высокой напряженности. Модулятор колебаний 6, установленный на забое скважины, выполненный в виде струйного генератора 7, содержащий приемную емкость 8, находящийся постоянно в рабочем состоянии и питающийся энергией сжатого воздуха от баллона 9, в зависимости от изменения значения измеряемого забойного параметра изменяет частоту выходных импульсов, которые поступают в сильфон 11, при этом сильфон перемещается и механически воздействует на управляемый коммутатор 4, один выход которого через диэлектрическую вставку 3 соединен с колонной бурильных труб 5, а другой с турбобуром 12.

Изменение измеряемого параметра в колонне бурильных труб приводит к изменению частоты струйного генератора 7, который посредством сильфона 11 воздействует на управляемый коммутатор 4, который, замыкаясь, дополнительно подключает часть бурильных труб (турбобур 12, долото 17 и труба ниже диэлектрической вставки 3), что приводит к изменению электрического поля в горной породе, то есть изменяется сила тока. Это изменение выделяется на резисторе 13 и поступает на вход заградительного фильтра 15, где выделяется полезный сигнал от помех, который усиливается и подается на вход приемного устройства 16.

За счет установки блока питания большой мощности на устье скважины обеспечивается организация электрического поля высокой энергии, которое распространяется в горной породе на большую глубину. Если же блок питания находится на забое, то организовать электрическое поле высокой энергии невозможно за счет стесненных размеров скважины, высоких температур (200÷300°C), высоких давлений (1500÷2000 атм), высоких вибраций и т.п. Установлено, что увеличение дальности действия устройства для передачи информации при бурении возможно за счет увеличения мощности источника (см. Шишкин О.П. Электромагнитное поле колонны труб в электрическом канале связи с забоем // «Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ», №7, 1966, Молчанов А.А. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. - М.: Недра, 1983. - 189 с).

Применение в качестве модулятора колебаний управляемого коммутатора, управляемого струйным генератором, позволяет обеспечить надежную работу забойной части канала связи в чрезвычайно тяжелых условиях забоя (см. Залманзон Л.А. Аэрогидродинамические методы измерения входных параметров автоматических систем. - М.: Наука, 1973. - 464 с.

Было проведено физическое моделирование предлагаемого устройства. Макет устройства показал работоспособность и эффективность.

Предлагаемое устройство позволяет эффективно использовать его для передачи забойной информации при бурении скважин.

Источники информации

1. Молчанов А.А. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. - М.: Недра, 1983. 189 с.

2. Шишкин О.П. Электромагнитное поле колонны труб в электрическом канале связи с забоем // «Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ», №7, 1966.

3. Залманзон Л.А. Аэрогидродинамические методы измерения входных параметров автоматических систем. - М.: Наука, 1973. - 464 с.

4. Патент RU №2132947, 1999 г. (прототип).

Устройство для передачи информации при бурении, содержащее блок питания, соединенный с источником высоковольтных импульсов, диэлектрическую вставку, управляемый коммутатор, выход которого соединен с колонной бурильных труб, отличающееся тем, что в устройство дополнительно введен модулятор колебаний, установленный на забое скважины, выполненный в виде струйного генератора, выходное сопло которого соединено с сильфоном, который связан с управляемым коммутатором, один выход которого соединен с турбобуром на забое скважины, а второй - с колонной бурильных труб, резистор, заградительный фильтр, приемное устройство, установленные на устье скважины, причем резистор соединен с выходом блока питания, второй выход которого соединен с заземлителем, заградительный фильтр соединен параллельно с резистором, а вход приемного устройства соединен с выходом заградительного фильтра.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подсчете запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений. Технический результат - подсчет запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений на основании проведения геофизических исследований существующих скважин.

Изобретение относится к способам геофизических исследований скважин для нефтяных залежей с газовыми шапками с известным минералогическим составом слагающих пород.

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей и их дальнейшей транспортировке по трубопроводной системе нефтесбора на территории нефтедобывающего предприятия.

Изобретение относится к средствам для исследований в скважине. Техническим результатом является повышение точности измерений в процессе бурения.

Изобретение относится к средствам оценки данных с датчиков, касающихся ремонта углеводородных скважин. Техническим результатом является улучшение операций по оценки того, надлежащим ли образом закончились операции, и улучшения безопасности персонала установки для ремонта, что в целом служит для улучшения работы установки для ремонта скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении геофизических исследований в горизонтальных и наклонно-направленных действующих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к области геофизики, к интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов и предназначено для обнаружения трещин.

Изобретение относится к обнаружению местоположений границ пластов на основании измерений удельного сопротивления на нескольких глубинах размещения инструмента в стволе скважины.

Изобретение относится к средствам для оптимизации газлифтных операций. Техническим результатом является повышение качества оптимизации газлифтных операций.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к способам мониторинга состояния телемеханизированных добывающих и паронагнетательных скважин, погружного оборудования на месторождении добычи сверхвязкой нефти (СВН).

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано для исследований циркуляционных процессов в скважине. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения параметров циркуляции бурового раствора для исследования различных скважинных процессов. В способе моделирования циркуляции бурового раствора в скважине определяют свойства исследуемого бурового раствора, фиксируют промысловые значения внутреннего диаметра скважины Dc1 (м) и наружного диаметра бурильных труб dтр1 (м). Далее проводят расчет внутреннего модельного диаметра скважины Dc2 (м) для имитатора ствола скважины с выходным патрубком и наружного модельного диаметра бурильных труб dтр2 (м) для имитатора бурильной колонны модели буровой скважины, используя геометрическое подобие. Затем изготовляют имитатор ствола скважины с выходным патрубком и имитатор бурильной колонны, загружают взвешенную массу шлама в имитатор ствола скважины с выходным патрубком, устанавливают фильтрационную сетку на выходе из выходного патрубка имитатора ствола скважины. Также заполняют емкость для бурового раствора исследуемым раствором, устанавливают фактическую скважинную производительность Q1 (м3/с), определяют значения Рейнольдса для скважины Re1 и для модельной скважины Re2, на основе скорости течения в кольцевом пространстве Vк (м/с), которую выражают как отношение производительности Q (м3/с) к площади поперечного сечения кольцевого пространства скважины S (м2) и внутреннего диаметра скважины Dc (м), наружного диаметра бурильных труб dтр. (м), плотности бурового раствора ρб. р (кг/м3), динамической вязкости η (Па·c), рассчитывают число Рейнольдса Re. После чего приравняют скважинное значение Рейнольдса Re1 к модельному значению Рейнольдса Re2 и определяют модельную производительность бурового насоса Q2 (м3/с). Затем в емкость для бурового раствора погружают насос, соединенный с лабораторным автотрансформатором регулируемым, устанавливают необходимое напряжение на лабораторном автотрансформаторе регулируемом в зависимости от рассчитанного значения модельной производительности бурового насоса Q2 (м3/с). 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к способам мониторинга состояния телемеханизированных скважин, погружного оборудования на месторождении добычи нефти. Техническим результатом является появление конкретного способа контроля функционирования нефтепромысловых объектов и погружного оборудования по данным телеметрии на месторождениях добычи нефти. Способ контроля состояний телемеханизированных нефтепромысловых объектов с помощью нейросетевого анализа, заключается в подготовке данных из архива в виде n-размерных векторов состояний скважин, формировании карты Кохонена, формировании выборки данных из архива базы в виде n-размерных векторов состояний скважин. Алгоритм нейросетевого анализа использует зависимый параметр, вычисляются прогнозные значения зависимого параметра, вычисляется разница между расчетным и замеренным значениями зависимого параметра. Результаты работы алгоритма представляются в виде совместного графика двух переменных: средней дистанции между векторами входных параметров и вектором модели для каждой скважины и разницы между значениями расчетного и замеренного значения зависимого параметра для каждой скважины. 3 ил.

Изобретение относится к вибрационной технике и может быть использовано для измерения энергетических характеристик вибраций бурильных труб при бурении скважин в условиях вечной мерзлоты. Техническим результатом является повышение помехоустойчивости и обеспечение одинаковой чувствительности датчиков. Устройство содержит датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций бурильных труб, установленные на объекте и подключенные выходами к обрабатывающей и регистрирующей аппаратуре. Датчики вертикальных и горизонтальных составляющих вибраций выполнены на основе двух волоконно-оптических интерферометров Цендера-Маха, между предметной и опорной волоконными катушками которых расположены инерционные массы, подвижные соответственно вдоль вертикальной и горизонтальной осей, контактирующие с предметной и опорной катушками, механически связанные с исследуемым объектом, при этом обрабатывающая и регистрирующая аппаратура выполнена в виде компьютера. При этом предметные и опорные катушки интерферометров намотаны с натягом на боковые поверхности упругих цилиндров, соприкасающихся своими основаниями с основаниями соответствующих инерционных масс, выполненных также в виде цилиндров того же диаметра, что и упругие цилиндры, а волоконно-оптические интерферометры Цендера-Маха выполнены с одним источником когерентного излучения. 4 ил.

Изобретение относится к определению области распространения, размеров и геометрии трещин и систем трещин, образовавшихся в результате гидроразрыва пласта, конкретно относится к способу и устройству для создания микросейсмических событий внутри трещин и систем трещин. Технический результат заключается в повышении точности и безопасности определения размеров и геометрии трещин гидроразрыва. Способ картирования трещин в пределах углеводородсодержащей зоны подземного пласта, через которую проходит скважина в первом варианте содержит закачивание группы частиц центров присоединения в трещины подземного пласта. Выборочное присоединение первых реакционноспособных частиц к частицам центров присоединения. Закачивание группы первых реакционноспособных частиц в трещины. Закачивание группы вторых реакционноспособных частиц в трещины после закачивания первых реакционноспособных частиц. Вызывание в трещинах группы реакций с участием группы первых и вторых реакционноспособных частиц. Создание группы микросейсмических событий в результате реакций. Во втором варианте способ содержит закачивание группы первых реакционноспособных частиц в трещины зоны подземного пласта, закачивание группы вторых реакционноспособных частиц в трещину после закачивания первых реакционноспособных частиц. Избирательное присоединение вторых реакционноспособных частиц к первым реакционноспособным частицам. Вызывание в трещинах группы реакций с участием группы первых и вторых реакционноспособных частиц и создание группы микросейсмических событий в результате реакций. В третьем варианте способ содержит закачивание группы реакционноспособных частиц в трещины зоны подземного пласта. Причем каждая реакционноспособная частица содержит по меньшей мере два материала, изначально разделенные перегородкой. Удаление перегородки и создание группы микросейсмических событий в местах расположения в трещинах реакционноспособных частиц посредством реакции между по меньшей мере двумя материалами. 3 н. и 29 з.п. ф-лы, 20 ил.

Изобретение относится к способам определения относительной плотности нефтяных масляных фракций и может быть использовано в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Способ определения относительной плотности нефтяных масляных фракций путем определения ее цветовых характеристик, координат красного, зеленого и синего цвета. При этом координаты цвета RsRGB, GsRGB и BsRGB нефтяной масляной фракции определяются в колориметрической системе sRGB в растровом графическом редакторе по фотоизображению нефтяной масляной фракции, которое регистрируется с дневным светом в качестве источника излучения, путем помещения нефтяной масляной фракции в прозрачную кювету. При этом относительная плотность рассчитывается по формуле: где - относительная плотность нефтяной масляной фракции (при стандартной температуре образца 15°C и температуре воды 4°C), RsRGB, GsRGB, BsRGB - координаты соответственно красного, зеленого и синего цвета в колориметрической системе sRGB, определяемые по фотоизображению нефтяной масляной фракции. Техническим результатом является упрощение и повышение производительности способа определения относительной плотности ρ 4 15 (при температуре образца 15°С и температуре воды 4°С) нефтяных масляных фракций первичной переработки нефти. 1 табл.

Изобретение относится к данным об углеводородной скважине, собираемым на мобильной буровой установке. Технический результат - увеличение пропускной способности системы. Компьютерная система на мобильной буровой установке принимает через сеть запрос на данные, относящиеся к углеводородной скважине, из компьютерной системы, расположенной в первом операционном центре, работающем в режиме реального времени (ОЦРРВ). Компьютерная система буровой установки ранее через сеть передала запрошенные данные второй компьютерной системе ОЦРРВ. Компьютерная система буровой установки определяет, что первая и вторая компьютерные системы ОЦРРВ соединены сетью, пропускная способность которой больше, чем у сети, соединяющей компьютерную систему буровой установки с первой компьютерной системой ОЦРРВ. Компьютерная система буровой установки отвечает первой компьютерной системе ОЦРРВ тем, что перенаправляет первую компьютерную систему ОЦРРВ во вторую компьютерную систему ОЦРРВ, а не отправляет данные, относящиеся к углеводородной скважине, первой компьютерной системе ОЦРРВ. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области приборостроения и может быть использовано для получения информации о таянии ледника и температуре в его толще. Устройство содержит термокосу из датчиков температуры, расположенных на известном равном друг от друга расстоянии, и которые последовательно соединены между собой гибким кабелем. При этом датчики температуры и соединяющие их кабели размещены в защитном корпусе, который выполнен из полимерной оболочки, а верхний датчик температуры подключен к устройству считывания, хранения, обработки и отображения данных. Новым является то, что каждые n датчиков температуры объединены в жесткие сегменты, которые расположены друг от друга на известном одинаковом расстоянии, обеспечивающем равное расстояние между датчиками температуры. Причем жесткие сегменты связаны между собой гибкими соединениями таким образом, чтобы по мере таяния льда выступающие над поверхностью сегменты устройства складывались под действием силы тяжести. Для считывания, хранения, обработки и отображения полученных данных используют контроллер. Дополнительно устройство оборудовано приемником сигнала спутникового позиционирования для изучения движения ледника. Технический результат – расширение функциональных возможностей устройства. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к средствам для исследования подземных пластов с использованием электрических полей. Предложена система для создания или измерения электрических полей в скважине, содержащая: первый электрод, находящийся внутри скважины, имеющей ось, и имеющий электрический контакт с землей; усилитель, соединенный с первым электродом; и второй электрод, выполненный таким образом, что между первым электродом и вторым электродом создано первое электрическое поле. Причем второй электрод размещен в скважине напротив первого электрода, причем первый и второй электроды выполнены и расположены для измерения электрического поля "Ех", по существу ортогонального скважине; а усилитель выполнен с возможностью измерения этого электрического поля и передачи его значения в другое место. Кроме того, в одном из вариантов система может содержать по меньшей мере третий электрод, выполненный таким образом, что между первым электродом и третьим электродом создано второе электрическое поле, причем второй и третий электроды являются противоэлектродами, расположенными на расстоянии друг от друга и снаружи скважины, и связанный датчик, расположенный за пределами скважины, выполненный с возможностью измерения электрических полей, созданных системой в земле между первым электродом и каждым противоэлектродом. В другом варианте исполнения система содержит связанный источник, выполненный с возможностью создания электрического поля в направлении, по существу ортогональном оси скважины, измеряемого системой, причем источник расположен за пределами скважины, а первый электрод выполнен с возможностью установления электрического контакта с землей через рабочее емкостное соединение. Предложенное изобретение обеспечивает возможность создания электрических полей, направленных в ортогональном направлении относительно скважины, избегая при этом проблем, связанных с гальваническим контактом. 2 н. и 27 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для контроля технического состояния скважин и оперативного изменения технологического режима их эксплуатации. Техническим результатом является повышение эффективности промышленной безопасности эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и снижение риска возникновения аварийных ситуаций. Способ включает: считывание данных с серверов автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) датчиками телеметрии и телемеханики, загрузку и хранение их в базе данных, конструкции скважин и результатов исследований скважин, конструкции газосборной сети, моделирование пластового давления в зонах расположения скважин с использованием гидродинамической модели месторождения или аппроксимационных моделей кустов скважин, которое осуществляют по данным планируемых и фактических отборов газа (по данным телеметрии), загрузку получаемых результатов в базу данных, которые используют для проведения адаптации модели системы внутрипромыслового сбора газа по фактическим данным эксплуатации, на основе которой оптимизируют параметры работы скважин и шлейфов, обеспечивая выполнение заданных целевых условий и соблюдение технологических ограничений, и, учитывая их, проводят установку указанных параметров методом ручного регулирования или с использованием средств телемеханики. АСУ ТП интегрируют с программным комплексом, который имеет в своем составе модели пластовой системы, системы внутрипромыслового сбора газа и численный алгоритм расчета технологического режима работы скважин, обеспечивающий определение оптимального распределения отборов по фонду скважин. АСУ ТП с помощью этого программного комплекса периодически, с шагом квантования, который задается с учетом истории эксплуатации промысла, проводит проверку совпадения фактических измеряемых параметров функционирования промысла с их расчетными значениями. В случае выявления расхождения при сравнении контролируемых параметров с их расчетными значениями на величину, превышающую предельно допустимые значения, АСУ ТП осуществляет регулирующие воздействия на промысел с одновременным запуском интегрированного программного комплекса. Используя его, АСУ ТП методом итераций приводит промысел в состояние, при котором разность фактических и расчетных значений параметров его эксплуатации укладывается в допустимые технологическими ограничениями пределы. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Данное изобретение относится к способу визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации. Техническим результатом является оптимизация передачи данных при различных эксплуатационных условиях. Предложен способ визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации, который содержит следующие этапы: перемещение скважинного инструментального снаряда в скважинной среде; считывание во время перемещения одного или более физических параметров с использованием одного или более датчиков, генерирующих сигналы датчиков, отражающие один или более физических параметров в скважинной среде; обработка сигналов датчиков для предоставления данных датчиков; временное хранение в скважинном средстве буферизации данных буферизованных данных датчиков, полученных с заданной частотой выборки; передача первой части данных датчиков в устьевое средство обработки данных с заданной первой скоростью передачи, которая равна упомянутой частоте выборки или меньше нее; обработка первой части данных датчиков с использованием устьевого средства обработки данных и визуализация скважинной среды на основании первой части данных датчиков; отправка управляющего сигнала от устьевого средства обработки данных в скважинное средство обработки данных на основании события, например внезапного изменения одного или более физических параметров во время визуализации скважинной среды, с изменением таким образом скорости передачи с первой скорости передачи на вторую скорость передачи; передача, по меньшей мере частично, второй части данных датчиков, хранимых в скважинном средстве буферизации данных, в устьевое средство обработки данных; и визуализация скважинной среды на основании первой части данных датчиков и второй части данных датчиков, хронологически до и после упомянутого события, без реверсирования перемещения скважинного инструментального снаряда. 8 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для передачи забойной информации при бурении скважин. Техническим результатом является увеличение дальности и надежности передачи информации при бурении за счет усовершенствования его конструкции. Предложено устройство для передачи информации при бурении, содержащее блок питания, соединенный с источником высоковольтных импульсов, диэлектрическую вставку, управляемый коммутатор, выход которого соединен с колонной бурильных труб. При этом в устройство дополнительно введен модулятор колебаний, установленный на забое скважины, выполненный в виде струйного генератора, выходное сопло которого соединено с сильфоном, который связан с управляемым коммутатором, один выход которого соединен с турбобуром на забое скважины, а второй - с колонной бурильных труб. Кроме того, устройство содержит резистор, заградительный фильтр, приемное устройство, установленные на устье скважины, причем резистор соединен с выходом блока питания, второй выход которого соединен с заземлителем, заградительный фильтр соединен параллельно с резистором, а вход приемного устройства соединен с выходом заградительного фильтра. 1 ил.

Наверх