Контроль и передача данных из ствола скважины на поверхность

Изобретение относится к способу контроля усилия, прикладываемого к компоненту в стволе скважины после бурения ствола скважины и к узлу, предназначенному для использования при выполнении операции в скважине после бурения ствола скважины. Техническим результатом является повышение точности измерения нагрузки на долото/крутящего момента. Способ включает введение колонны труб в ствол скважины, при этом указанная колонна труб содержит компонент и трубчатый элемент, соединенный с колонной труб, выполнение операции с колонной труб посредством приложения усилия к компоненту в стволе скважины, измерение деформации, испытываемой колонной труб, с помощью по меньшей мере одного датчика деформации, включенного в трубчатый элемент, и передачу в местоположение на поверхности данных, относящихся к деформации, с применением устройства передачи данных и, таким образом, определение усилия, прикладываемого к компоненту, при этом устройство передачи данных размещено в стенке трубчатого элемента таким образом, что канал через трубчатый элемент остается неограниченным, работу устройства для создания импульсов давления в первом режиме передачи данных, пока не будет достигнуто пороговое значение усилия ниже требуемого прикладываемого усилия, которое должно быть приложено к компоненту, работу устройства для создания импульсов давления во втором режиме передачи данных при достижении порогового значения усилия. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Данное изобретение относится к способу контроля усилия, прикладываемого к компоненту в стволе скважины после бурения ствола скважины и к узлу, предназначенному для использования при выполнении операции в скважине после бурения ствола скважины. В частности, но не исключительно, данное изобретение относится к способу контроля нагрузки и/или крутящего момента, прикладываемых к скважинному компоненту. В более общем смысле данное изобретение также относится к способу контроля параметра в стволе скважины во время выполнения операции в скважине, что предполагает приведение в действие устройства для создания импульсов давления жидкости с целью передачи на поверхность данных, относящихся к изменению по меньшей мере одного параметра.

В области разведки и добычи нефти и газа скважинные флюиды, включающие нефть и/или газ, извлекают на поверхность через ствол скважины, пробуренный с поверхности. Ствол скважины обычно бурят с использованием колонны труб, известной как бурильная колонна, которая содержит буровой снаряд, на конце которого установлено буровое долото. Буровая жидкость, известная как "буровой раствор", проходит в нижнюю часть колонны труб к долоту, с целью выполнения функций, включающих охлаждение долота и вынос бурового шлама обратно на поверхность по затрубному пространству, образованному между стенкой ствола скважины и бурильной колонной.

После бурения процедура строительства скважины, как правило, требует того, чтобы ствол скважины был облицован металлической обсадной трубой для скважины, которая в промышленности известна как "обсадная колонна". Обсадная колонна выполняет несколько функций, включая: поддерживание пробуренных горных пород; предотвращение нежелательного притока/выхода жидкости; и образование пути, через который в дальнейшем могут проходить трубы и скважинные инструменты. Обсадная колонна содержит участки труб, которые соединены друг с другом конец к концу. Как правило, ствол скважины пробуривают на первую глубину, и в пробуренный ствол скважины устанавливают обсадную колонну первого диаметра. Обсадная колонна проходит по длине пробуренного ствола скважины до поверхности, где она оканчивается устьевым оборудованием. Обсадную колонну уплотняют на месте путем закачивания вниз обсадной колонны цементного раствора, который вытекает из нижней части обсадной колонны и по затрубному пространству.

После соответствующих испытаний ствол скважины обычно удлиняют до второй глубины путем бурения продолжения ствола скважины меньшего диаметра через цементную пробку в нижней части первого участка ствола скважины большего диаметра. Затем в удлиненную часть ствола скважины устанавливают вторую обсадную колонну меньшего диаметра, при этом она проходит вверх через первую обсадную колонну до устья скважины. Затем вторую обсадную колонну также цементируют на месте. При необходимости этот процесс повторяют до тех пор, пока ствол скважины не достигнет требуемой глубины, с которой может быть получен доступ к горной породе, содержащей углеводороды (нефть и/или газ). Часто обсадная труба скважины, расположенная в стволе скважины, не проходит до устья, а присоединена и подвешена к предыдущему участку обсадной колонны (или "свисает" с него). В промышленности такая труба, как правило, называется "хвостовик". Хвостовик подобным образом цементируют на месте в пробуренном стволе скважины. Когда обсадная колонна/хвостовик установлен и зацементирован, скважина считается "законченной" с возможностью добычи скважинных флюидов, как правило, путем установки колонны насосно-компрессорных труб, проходящей на поверхность.

Выбранная процедура строительства скважины будет зависеть от факторов, включающих физические параметры горной породы, которую бурят, требуемых физических характеристик ствола скважины (например, глубины, диаметра скважины) и других физических характеристик, таких как преобладающая температура и гидростатическое давление. Доступные варианты включают заканчивания скважины с открытым забоем, при которых обсадную колонну устанавливают над перспективной горной породой или пластом, и скважинные флюиды текут в свободную обсадную колонну; заканчивания с эксплуатационной колонной-хвостовиком, при которых хвостовик устанавливают сквозь перспективный пласт, и флюид течет в хвостовик (через регулирующие устройства, такие как золотниковые клапаны); заканчивания с перфорированной обсадной колонной/хвостовиком. Независимо от того, какая процедура строительства выбрана, необходимо позаботиться о том, чтобы к оборудованию, задействованному в процедуре строительства/заканчивания, в частности к обсадной колонне/хвостовику, не прикладывалась чрезмерная нагрузка и/или крутящий момент.

Например, в случаях применения хвостовика в месте соединения с обсадной колонной, в верхней части хвостовика предусматривается уплотняющее устройство, которое называется пакер. В промышленности пакер такого типа, как правило, называется "пакер головки хвостовика". Пакер уплотняет кольцевую область, образованную между наружной стенкой хвостовика, внутренней стенкой обсадной колонны большего диаметра, в которой расположен хвостовик, и верхней поверхностью цементного раствора, который был подан в ствол скважины для уплотнения хвостовика. Пакер может быть установлен на хвостовике или размещен независимо и включает уплотняющий элемент, который может быть деформирован в радиальном направлении наружу до получения прилегания к стенке обсадной колонны, обеспечивающего уплотнение. Деформация уплотняющего элемента, как правило, достигается механически, например, за счет сжатия уплотняющего элемента в осевом направлении путем осаживания определенного количества "нагрузки" на пакер.

Получить подтверждение того, что пакер был правильно механически установлен и, таким образом, обеспечивает соответствующее уплотнение, сложно. Раньше единственный способ оценки того, был ли пакер правильно установлен, заключался в контроле нагрузки, прикладываемой к пакеру на поверхности, то есть осевой нагрузки, передаваемой пакеру, чтобы вытолкнуть уплотняющий элемент наружу в радиальном направлении. Однако, нагрузка, зарегистрированная на поверхности, часто не соответствует нагрузке, испытываемой пакером, который может находиться в скважине на глубине многих сотен метров. Это представляет особую проблему в наклонных скважинах, где сложно приложить необходимую нагрузку для установки пакера. Было установлено, что, вследствие фрикционного контакта со стенками ствола скважины или трубами в скважине, может иметь место существенное снижение нагрузки и крутящего момента, воспринимаемых пакером, по сравнению с прикладываемыми на поверхности. Как правило, единственным признаком того, что пакер не был правильно установлен, являлось обнаружение на поверхности неожиданной утечки/падения давления, например, при опрессовке хвостовика с целью проверки герметичности.

На других этапах работ по строительству скважины, на которых сложно получить данные, относящиеся к рассматриваемой работе, также сталкивались с подобными трудностями.

Давно известна технология контроля "нагрузки на долото" и крутящего момента, прикладываемых во время этапа бурения, с использованием датчиков (тензодатчиков) для контроля этих параметров в буровой среде. Однако, особую проблему, связанную с измерением нагрузки на долото, представляет воздействие давления и температуры на выполняемые измерения. В частности, во время этапа бурения включаются буровые насосы для закачивания бурового раствора с поверхности вниз по бурильной колонне до долота и обратно вверх по затрубному пространству, вынося буровой шлам. Давление внутри бурильной колонны из труб отличается от давления снаружи трубы в затрубном пространстве, и, как правило, намного выше его. Этот перепад давления приводит к тому, что корпус трубы эффективно работает в качестве сосуда высокого давления, при этом он упруго деформируется под прикладываемой нагрузкой от давления. Это влияет на измерения, выполняемые датчиками нагрузки на долото, прикрепленными к трубе. Особенно точность измерения зависит от перепада давления, который находится в прямой зависимости от фактических значений расхода бурового раствора. Кроме того, при движении бурового раствора температура, которую воспринимает каждый тензодатчик, будет меняться, и в результате этого также будет изменяться их абсолютное измерение нагрузки и крутящего момента.

В надежде получать точные измерения нагрузки на долото/крутящего момента были предприняты различные попытки коррекции воздействия давления и температуры на измерения.

В патенте США № 4608861 описано устройство с наружной и внутренней муфтой для изолирования окружающего давления. В нем рассмотрено требование для точного измерения температуры с целью исключения воздействий температуры, считываемых тензодатчиками.

В заявке на патент США № 2010/0319992 описана концепция определения точной нагрузки на долото путем введения тензодатчиков в буровое долото, а также контроля перепадов давления через эффективную область бурового долота во время бурения ствола скважины.

Патент США № 6547016 описывает проблемы, связанные с тензодатчиками, предназначенными для бурильных колонн, и пытается преодолеть воздействия на измерения путем применения моста Уитстона из тензодатчиков, что является распространенным приемом в тензометрическом методе измерения деформаций.

Патент США № 6957575 рассматривает воздействие давления в скважине на измерение нагрузки на долото и решает проблему путем определения оптимального положения для крепления тензодатчиков в месте с нулевой осевой деформацией.

Во всех из этих существующих документов рассматриваются проблемы, связанные с установкой и использованием датчиков в буровой среде. Это представляет определенные специфические проблемы. В частности, при проходе бурового долота изменяется преобладающая температура и гидростатическое давление; буровой раствор закачивается с поверхности вниз по колонне, и давление нагнетания может изменяться; в зависимости от таких факторов, как относительная твердость пород, подверженных бурению, проход бурового долота через породы и нарастание/внезапное снижение крутящего момента в бурильной колонне, в ходе процесса бурения возникают динамические погрешности. Эти и другие проблемы влияют на возможность точно измерять деформацию и/или крутящий момент в бурильной колонне, как будет понятно из рассмотрения упомянутых выше публикаций, относящихся к известному уровню техники.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

Следующие чертежи включены с целью демонстрации определенных аспектов вариантов реализации изобретения и не должны рассматриваться в качестве исключающих вариантов реализации изобретения. Раскрываемый объект изобретения допускает значительные модификации, изменения, сочетания и эквиваленты по форме и функции, которые придут на ум специалистам в данной области техники и имеют преимущества данного изобретения.

На фиг. 1 изображен продольный разрез скважины, содержащей ствол скважины, который показан после бурения и во время выполнения следующей операции в скважине согласно способу в соответствии с данным изобретением, при этом операция, о которой идет речь, представляет собой приложение усилия к компоненту в виде пакера с целью установки указанного пакера в стволе скважины, причем усилие прикладывается через трубную колонну в виде бурильной трубы.

На фиг. 2 изображен график, демонстрирующий приведенную в качестве примера импульсную последовательность, генерируемую устройством передачи данных в виде устройства для создания импульсов давления жидкости, в способе по фиг. 1, при этом график отображает работу устройства для создания импульсов в первом режиме передачи данных.

На фиг. 3 изображен график, демонстрирующий приведенную в качестве примера последовательность импульсов, генерируемую устройством для создания импульсов давления жидкости во время работы во втором или улучшенном режиме передачи данных.

На фиг. 4 изображен другой вариант реализации изобретения, показанного и описанного на фиг. 1-3, в котором трубчатый элемент оснащен альтернативным устройством передачи данных.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Согласно первому аспекту данного изобретения приводится способ контроля усилия, прикладываемого к компоненту в стволе скважины после бурения указанного ствола скважины и во время следующей операции в скважине, при этом способ включает следующие этапы: предоставление колонны труб, включающей трубчатый элемент, содержащий по меньшей мере один датчик для измерения деформации в трубе и устройство для передачи данных на поверхность, которое функционально связано с датчиком; опускание колонны труб в ствол скважины; контроль деформации в трубе, измеряемой датчиком, и компенсация любой остаточной деформации; выполнение в скважине операции с использованием трубы, предусматривающей приложение усилия к компоненту в стволе скважины; контроль результирующего изменения деформации в трубе, измеряемого датчиком; и передача данных, относящихся к результирующему изменению деформации, на поверхность с использованием устройства передачи данных с целью облегчения определения усилия, прикладываемого к компоненту.

Согласно второму аспекту данного изобретения приводится способ контроля усилия, прикладываемого к компоненту в стволе скважины после бурения указанного ствола скважины и во время следующей операции в скважине, при этом способ включает следующие этапы: предоставление колонны труб, включающей трубчатый элемент, содержащий по меньшей мере один датчик для измерения деформации в трубе и устройство для создания импульса давления жидкости в скважине, которое функционально связано с датчиком; опускание колонны труб в ствол скважины; приведение в действие по меньшей мере одного насоса, связанного с колонной труб, с целью подачи жидкости в ствол скважины; выжидание некоторого периода времени после приведения в действие указанного насоса, чтобы позволить давлениям в скважине в области трубчатого элемента стабилизироваться; контроль результирующей деформации в трубе, измеряемой датчиком, и компенсация деформации в трубе, возникшей вследствие вызванного потоком напряжения; выполнение в скважине операции с использованием трубы, предусматривающей приложение усилия к компоненту в стволе скважины; контроль результирующего изменения деформации в трубе, измеряемой датчиком; и передача данных, относящихся к результирующему изменению деформации, на поверхность с использованием устройства для создания импульсов с целью облегчения определения усилия, прикладываемого к компоненту.

Опускание трубной колонны в ствол скважины и расположение трубной колонны в требуемом положении в стволе скважины приводит к воздействию на трубу усилий. Эти усилия приводят к образованию в трубе напряжений, вызывающих результирующую (или остаточную) деформацию. Например, труба подвешена в области устья и, таким образом, испытывает растягивающую нагрузку. Ствол скважины может отклоняться от вертикали, так что труба испытывает изгибающие нагрузки. Внутреннее пространство трубы может быть изолировано от жидкости снаружи трубы в кольцевом зазоре, который существует между трубой и стенкой ствола скважины (или трубой большего диаметра, в которой она размещена). Таким образом, между внутренним и наружным пространством трубы может существовать перепад давления с получаемыми в результате нагрузками от давления жидкости на трубу. На самом деле, в определенных ситуациях перепад давления необходимо поддерживать специально. Даже в ситуациях, в которых между внутренним и наружным пространством допускается сообщение по текучей среде, может существовать перепад давления (вследствие, например, различия плотности жидкостей в трубе и в стволе скважины).

Данное изобретение обеспечивает возможность измерения результирующей/остаточной деформации в трубе, и впоследствии ее компенсации, до выполнения операции, которую необходимо осуществить в скважине с использованием трубы. В результате, любая такая деформация в трубе может быть учтена до выполнения операции, таким образом, может быть определена деформация в трубе, которая возникает конкретно от выполнения операции (предусматривающей приложение усилия к компоненту). Это позволяет определить, было ли приложено к компоненту усилие, соответствующее рассматриваемой операции.

Устройство передачи данных может представлять собой устройство для создания импульса давления жидкости в скважине. Способ может включать следующие дополнительные этапы: приведение в действие по меньшей мере одного насоса, связанного с колонной труб, с целью подачи жидкости в ствол скважины; и выжидание периода времени после приведения в действие указанного насоса, чтобы позволить давлениям в скважине в области трубчатого элемента стабилизироваться. Этап контроля деформации может включать контроль результирующей (или остаточной) деформации в трубе, измеряемой датчиком, и компенсацию деформации в трубе, возникшей вследствие вызванного потоком напряжения. До выполнения операции в скважине могут проводить дополнительные этапы способа. Для передачи данных на поверхность посредством импульсов давления жидкости устройство может использовать текучую среду.

Устройство передачи данных может быть выполнено с возможностью передачи данных на поверхность акустическим способом. Указанное устройство может содержать или может быть выполнено в виде акустического устройства передачи данных и может содержать основной передатчик, связанный по меньшей мере с одним датчиком, для передачи данных. Способ может включать размещение по меньшей мере одного ретранслятора выше по стволу скважины от основного передатчика и настройку ретранслятора на прием сигнала, переданного основным передатчиком, и ретрансляцию указанного сигнала с целью передачи данных на поверхность.

Способ может обеспечивать возможность более точно измерять усилие, прикладываемое к компоненту в стволе скважины, во время операции, выполняемой после бурения ствола скважины, по сравнению с известными методами, предусматривающими измерение усилия, прикладываемого на поверхности. В частности, способ учитывает проблемы, возникающие при передаче прикладываемого на поверхности усилия компоненту, расположенному на глубине в стволе скважины, особенно в наклонных скважинах. Таким образом, может быть выполнена оценка того, было ли приложено к компоненту усилие, достаточное для рассматриваемой операции. Следует понимать, что существует прямая зависимость между деформацией, измеренной в трубе, и усилием, приложенным к компоненту в скважине с использованием трубы. Таким образом, данные о деформации облегчают определение усилия.

Как правило, усилие, приложенное к компоненту будет таким, которое возникает вследствие приложения "нагрузки" к компоненту (осевое усилие), приложения крутящего момента (вращательное усилие) или приложения нагрузки и крутящего момента. Указанный способ может, таким образом, представлять собой способ контроля по меньшей мере одного из следующего: нагрузки и крутящего момента, приложенных к компоненту. Определение приложенной нагрузки/крутящего момента может быть достигнуто за счет соответствующей ориентации по меньшей мере одного датчика деформации в трубчатом элементе. Указанная скважинная операция может представлять собой любую из большого числа операций, которые осуществляются после бурения ствола скважины. Указанная операция может представлять собой операцию, которая требуется для запуска скважины, и может представлять собой операцию по строительству скважины. Указанная операция может представлять собой операцию, выполняемую после запуска скважины, и может являться геолого-технической или ремонтной операцией на скважине.

Скважинная операция может быть выбрана из группы, включающей: a) размещение компонента в требуемом месте в стволе скважины; b) извлечение компонента, который был ранее размещен в стволе скважины; c) приведение в действие компонента, который был ранее размещен в стволе скважины; и d) комбинацию из двух или более из a)-c), например, размещение компонента в стволе скважины и затем приведение в действие компонента. Однако, следует понимать, что способ может применяться к другим не охваченным вышеупомянутой группой операциям в стволе скважины, отличающимся от тех, которые выполняют на этапе бурения ствола скважины.

Возможные операции, попадающие в вариант a), включают: установку устройства изоляции ствола скважины, такого как пакер, разобщитель или клапан, в стволе скважины; размещение в стволе скважины колонны труб (которая может представлять собой обсадную трубу скважины, например, хвостовик, раздвижную трубу, такую как раздвижной противопесочный фильтр или хвостовик со щелевыми прорезями, колонну для геолого-технических операций или ремонта или другой буровой снаряд), которое также может предусматривать установку подвесного устройства в стволе скважины; и размещение скважинного замка в стволе скважины, который может, необязательно, удерживать скважинный инструмент, предназначенный для выполнения некоторой функции в требуемом месте в стволе скважины, или может быть связан с ним, при этом замок, необязательно, взаимодействует с профилем в стволе скважины для установки замка.

Возможные операции, попадающие в вариант b), включают: извлечение устройства изоляции ствола скважины, такого как пакер, разобщитель или клапан, из ствола скважины; извлечение приспособления для установки/спуска обсадной трубы скважины, которое применялось для размещения колонны труб в стволе скважины; извлечение колонны труб (которая может представлять собой обсадную трубу скважины, колонну для геолого-технических операций или ремонта или другой буровой снаряд) из ствола скважины, которое также может предусматривать освобождение подвесного устройства из ствола скважины; и освобождение скважинного замка из ствола скважины, который может, необязательно, удерживать скважинный инструмент, предназначенный для выполнения некоторой функции в требуемом месте в стволе скважины, при этом замок, необязательно, взаимодействует с профилем в стволе скважины. Извлечение приспособления для установки/спуска обсадной трубы скважины, в частности, может предусматривать приложение к указанному приспособлению направленной вдоль оси растягивающей нагрузки и крутящего момента с целью освобождения его из трубы. Данные об осевой нагрузке и крутящем моменте имеют важное значение.

Возможные операции, попадающие в вариант c), включают: приведение в действие устройства изоляции ствола скважины, установленного ранее в ствол скважины, такого как пакер, разобщитель или клапан; установку подвесного устройства в стволе скважины для установки колонны труб (которая может представлять собой обсадную трубу скважины, например, хвостовик, раздвижную трубу, такую как раздвижной противопесочный фильтр или хвостовик со щелевыми прорезями, колонну для геолого-технических операций или ремонта или другой буровой снаряд) в ствол скважины; приведение в действие скважинного замка для размещения его в стволе скважины, при этом он может, необязательно, удерживать скважинный инструмент, предназначенный для выполнения некоторой функции в требуемом месте в стволе скважины, или может быть связан с ним, при этом замок, необязательно, взаимодействует с профилем в стволе скважины для установки замка; и приведение в действие любого такого скважинного инструмента.

Способ может включать этап передачи данных, относящихся к деформации в трубе, на поверхность с использованием устройства для создания импульсов, следующий после этапа контроля деформации в трубе, возникшей вследствие вызванного потоком напряжения. Это может облегчить определение на поверхности компенсации, которую необходимо применить. Способ может включать этап определения компенсации, которую необходимо применить в скважине, следующий после этапа контроля деформации в трубе, возникшей вследствие вызванного потоком напряжения. Это можно получить с использованием подходящего устройства обработки, выполненного в виде части трубной колонны (как правило, в трубчатом элементе) и связанного с датчиком.

Устройство для создания импульса давления жидкости может быть размещено по меньшей мере частично (и необязательно полностью) в стенке трубы, и может представлять собой устройство, подобное описанному в международной публикации патента этого заявителя WO 2011/004180. Устройство для создания импульсов этого типа представляет собой устройство "проходного" типа, в котором импульсы могут создаваться без уменьшения канала трубы, связанной с указанным устройством. Это обеспечивает возможность прохождения другого оборудования и, в частности, обеспечивает возможность прохождения шаров, цементировочных пробок и подобного с целью приведения в действие другого инструмента/оборудования. Данные могут передаваться посредством ряда создаваемых устройством импульсов, которые могут являться положительными или отрицательными импульсами давления. Этап приведения в действие по меньшей мере одного насоса может предусматривать приведение в действие указанного насоса для подачи жидкости в ствол скважины с требуемым для телеметрии расходом с целью последующей передачи данных на поверхность.

Способ включает выжидание периода времени после приведения в действие указанного насоса, чтобы позволить давлениям в скважине в области трубчатого элемента стабилизироваться. Выполнение этого этапа облегчает компенсацию деформации в трубе, возникшей вследствие вызванных потоком напряжений. Это связано с тем, что приведение в действие по меньшей мере одного насоса повышает давление жидкости в стволе скважины, а также, возможно, температуру жидкости, с последующим воздействием на напряжение, испытываемое трубой, и, следовательно, на результирующую деформацию в трубе. Эти эффекты могут быть скомпенсированы за счет выжидания некоторого периода времени, чтобы давления в скважине стабилизировались. Это объясняется тем, что, как только давления в скважине стабилизируются, для заданного рабочего давления дополнительная деформация в трубе, вызванная работой насоса, исчезнет (или станет незначительной). Следует понимать, что период времени, необходимый для достижения стабилизации, будет зависеть от многих факторов, которые могут включать глубину, гидростатическое давление, преобладающую температуру и/или геометрию ствола скважины. Указанный период времени может быть задан, необязательно, с учетом одного или нескольких вышеупомянутых факторов. Этап предоставления колонны труб может включать предоставление по меньшей мере одного датчика давления, необязательно, в или на трубчатом элементе, и передачу на поверхность данных о давлении в скважине с использованием устройства для создания импульсов, которое может быть связано с указанным датчиком давления. Датчик давления может быть выполнен с возможностью измерения давления в трубе и/или давления в кольцевом зазоре снаружи трубы. Может быть предусмотрено по меньшей мере два датчика, один для измерения внутреннего давления и один для измерения наружного давления. Таким образом, степень, которой достигла стабилизация давлений в скважине, может, необязательно, контролироваться на поверхности с использованием измерений давления в скважине. Может быть предусмотрен по меньшей мере один датчик температуры и передача данных о температуре на поверхность.

Обратимся к давлениям в скважине. Следует понимать, что ствол скважины будет вмещать жидкость, и что жидкость, которую подают в ствол скважины с помощью по меньшей мере одного насоса, будет, как правило, направляться вниз по колонне труб, которая проходит в ствол скважины, проходя из трубы и в кольцевой зазор, образованный между трубой и стенкой ствола скважины (или трубой большего диаметра, в которой она размещена). Как правило, между жидкостью в трубе и жидкостью в кольцевом зазоре будет присутствовать перепад давления. Таким образом, при учете давлений в скважине принимается во внимание тот факт, что труба подвергается таким отличающимся давлениям (это является причиной результирующего напряжения).

Этап передачи на поверхность данных, относящихся к результирующему изменению деформации, может включать приведение в действие устройства для создания импульсов в улучшенном режиме передачи данных, в котором устройство создает импульсы давления жидкости, которые являются показателем того, что происходит приближение к требуемому прикладываемому усилию (нагрузке/крутящему моменту), при этом характеристика импульсов изменяется постепенно по мере увеличения прикладываемого усилия (нагрузки/крутящего момента).

Этап передачи на поверхность данных, относящихся к результирующему изменению деформации, может включать: сначала приведение в действие устройства для создания импульсов в первом режиме передачи данных, в котором указанное устройство генерирует последовательности импульсов давления жидкости, при этом последовательности импульсов представляют фактическое усилие (и тем самым, необязательно, нагрузку и/или крутящий момент), приложенное к скважинному компоненту; и при достижении порогового значения, которое является определенным уровнем ниже усилия (нагрузки и/или крутящего момента), которое должно быть приложено к указанному компоненту, приведение в действие устройства для создания импульсов во втором (улучшенном) режиме передачи данных, в котором указанное устройство генерирует импульсы давления жидкости, которые являются показателем того, что происходит приближение к требуемому прикладываемому усилию (нагрузке/крутящему моменту), при этом характеристика импульсов изменяется постепенно по мере увеличения прикладываемого усилия (нагрузки/крутящего момента).

Характеристика, которая изменяется по мере увеличения прикладываемого усилия, может представлять собой время покоя между импульсами. Таким образом, время покоя между импульсами, генерируемыми в улучшенном/втором режиме передачи данных, может изменяться постепенно по мере увеличения прикладываемого усилия (нагрузки/крутящего момента). Длительность импульсов может быть по существу постоянной.

Характеристика, которая изменяется по мере увеличения прикладываемого усилия, может представлять собой длительность импульсов. Таким образом, длительность импульсов, генерируемых в улучшенном/втором режиме передачи данных, может изменяться постепенно по мере увеличения прикладываемого усилия (нагрузки/крутящего момента). Время покоя между импульсами, генерируемыми в улучшенном/втором режиме передачи данных, может быть по существу постоянным.

В улучшенном/втором режиме передачи данных время покоя и длительность импульсов, необязательно, могут постепенно изменяться.

Для передачи данных может применяться время покоя между импульсами, генерируемыми в улучшенном/втором режиме передачи данных. Время покоя может представлять определенный параметр или параметры, измеренные в скважине. Время покоя определенной длительности может служить показателем измерения конкретного параметра в скважине, например, конкретного давления или температуры в стволе скважины.

Время покоя между импульсами или длительность импульсов могут изменяться при достижении усилия, которое должно быть приложено. При дальнейшем приложении усилия могут использоваться специфические времена покоя или длительности импульсов для обеспечения такого показания. Усилия одинаковой величины ниже и выше требуемого усилия могут обладать разными временами покоя. Например, усилие в 2000 фунтов ниже требуемого усилия может обладать временем покоя между импульсами, равными 5 секундам, тогда как усилие в 2000 фунтов выше требуемого усилия может обладать временем покоя, которое отличается, допустим, на 0,5 секунды, и, следовательно, время покоя составляет 5,5 секунд. Регистрация импульсов с интервалами 5,5 секунд указывает на то, что усилие превысило 2000 фунтов.

Как будет понятно специалистам в данной области техники, импульсы, генерируемые устройством для создания импульсов давления жидкости в стволе скважины, передаются на поверхность через жидкость в стволе скважины. Чтобы достигнуть поверхности, импульсам требуется период времени порядка нескольких секунд, это, в частности, зависит от глубины ствола скважины. Последовательности этих импульсов, представляющие усилие (например, нагрузку/крутящий момент), прикладываемое к компоненту, регистрируется на поверхности, и с использованием подходящего устройства обработки может быть получена величина усилия, представленная последовательностью импульсов. Задержка при передаче импульсов может привести к приложению к скважинному компоненту чрезмерного усилия, при этом последствием может быть повреждение и/или смещение указанного компонента из своего положения в стволе скважины. В частности, это относится к случаю, когда импульсные последовательности представляют сравнительно большой параметр, такой как приложенная нагрузка, которая может быть порядка десятков тысяч фунтов.

Данное изобретение может решить эту проблему. Это объясняется тем, что, как правило, импульсы, генерируемые в улучшенном/втором режиме передачи данных, будут обладать значительно меньшей длительностью, чем импульсные последовательности, генерируемые в первом режиме передачи данных. Импульсные последовательности, генерируемые во время операции в первом режиме передачи, как правило, будут сравнительно длинными, включая серии положительных или отрицательных импульсов давления жидкости, представляющих измеренное усилие (например, нагрузку и/или крутящий момент). Во время начального приложения усилия результирующая задержка в передаче данных не имеет большого значения, так как дальнейшее приложение усилия, которое происходит в период между выдачей импульсной последовательности, и передача импульсной последовательности на поверхность, как правило, не приводят к достижению требуемого усилия. Однако, когда прикладываемое усилие приближается к требуемому уровню, эта задержка может привести к приложению чрезмерного усилия, рассмотренному выше.

Работа устройства в улучшенном/втором режиме передачи данных может решать эту проблему двумя путями: 1) генерируемые импульсы имеют более короткую длительность; и 2) характеристика импульсов (например, время покоя между генерируемыми импульсами и/или длительность самих импульсов) изменяется постепенно по мере увеличения прикладываемого усилия, сигнализируя оператору о том, что приближается требуемый уровень. Это позволяет оператору снижать скорость увеличения усилия (например, нагрузки/крутящего момента), прикладываемого на поверхности таким образом, чтобы требуемый уровень установки достигался более контролируемым образом.

В улучшенном/втором режиме передачи данных время покоя между импульсами или длительность импульсов могут коррелировать с величиной разности между измеренным усилием (например, нагрузкой/крутящим моментом) и требуемым уровнем.

Время покоя между импульсами, генерируемыми в улучшенном/втором режиме передачи, или длительности импульсов могут уменьшаться по длительности по мере приближения к требуемому усилию, которое необходимо приложить. Это означает, что чем ближе оператор приближается к требуемому усилию, тем короче время покоя или генерируемые импульсы. В случае, если требуемый уровень усилия достигнут, и происходит дальнейшее приложение усилия, время покоя или длительность генерируемых импульсов могут начать увеличиваться по длительности. Это означает, что чем дальше оператор превышает требуемое усилие, тем больше время покоя или длительность генерируемых импульсов. Это может давать оператору обратную связь, указывающую на то, что требуемый уровень был достигнут и что последующее приложение усилия должно быть прекращено.

В улучшенном/втором режиме передачи данных устройство для создания импульсов может выдавать постоянный поток импульсов, являющихся показателем разности между пороговым усилием и усилием, которое необходимо приложить к компоненту. Следует понимать, что в улучшенном/втором режиме передачи данных, если приложение дополнительного усилия остановлено, устройство будет продолжать выдавать поток импульсов без изменения характеристики (например, времени покоя между импульсами и/или длительности импульсов).

Этап передачи данных может включать дополнительный этап задания второго/верхнего порогового значения, которое представляет собой определенный уровень выше усилия (нагрузки и/или крутящего момента), которое должно быть приложено к компоненту, и, при достижении указанного второго порогового значения, возвращение устройства для создания импульсов в работу в первом режиме передачи данных. Второе или верхнее пороговое значение может представлять безопасное максимальное усилие, которое может быть приложено к компоненту без таких последствий, которые были рассмотрены выше, и является для оператора на поверхности достоверным показателем фактического усилия, приложенного к компоненту. Это может помочь предотвратить случайное приложение чрезмерного усилия.

Характеристика импульсов (например, время покоя между импульсами или длительность импульсов), генерируемых в улучшенном/втором режиме передачи, может увеличиваться по длительности по мере приближения к требуемому усилию, которое необходимо приложить. Это означает, что чем ближе оператор приближается к требуемому усилию, тем больше генерируемые время покоя или длительность импульсов. В случае, если требуемый уровень усилия достигнут, и происходит дальнейшее приложение усилия, генерируемые время покоя или длительность импульсов могут начать уменьшаться по длительности. Это означает, что чем дальше оператор превышает требуемое усилие, тем меньше время покоя или длительность генерируемых импульсов. Это может давать оператору обратную связь, указывающую на то, что требуемый уровень был достигнут, и, что последующее приложение усилия должно быть прекращено.

Когда было достигнуто требуемое усилие, может генерироваться специальный импульс или последовательность импульсов. Это может быть импульс специальной длительности или последовательность импульсов специального профиля. Выдача импульса или импульсной последовательности может обеспечивать оператору достоверное свидетельство того, что требуемое усилие было достигнуто. Когда требуемое усилие было достигнуто, генерирование импульсов может прекращаться.

В первом режиме передачи данных способ может включать выдачу последовательности импульсов давления в определенных интервалах прикладываемого усилия (например, каждую тысячу или две тысячи фунтов).

В улучшенном/втором режиме передачи данных способ может включать выдачу импульсов давления с характеристикой, которая соответствует заданному прикладываемому усилию (например, время покоя между импульсами длительностью 6,5 секунд, указывающее на нагрузку в пределах 10000 фунтов от целевого значения, уменьшается на 0,5 секунд каждые следующие 2000 фунтов, прикладываемые до тех пор, пока не будет достигнута требуемая "нагрузка", т.е. прикладываемое усилие).

Последовательности импульсов давления жидкости, генерируемых устройством в первом режиме передачи, могут представлять собой фактическое усилие (где его определение происходит в стволе скважины), или результирующее изменение деформации (где определение прикладываемого усилия происходит на поверхности).

Следует понимать, что пороговое значение может определяться с учетом некоторого количества разных факторов, главными из которых могут быть: глубина, на которой компонент размещен в стволе скважины; и усилие, которое необходимо приложить. Другие факторы, которые могут учитываться, могут включать: гидростатическое давление; прикладываемое давление нагнетания; плотность жидкостей в стволе скважины (в колонне труб и/или в затрубном пространстве); и преобладающую на глубине температуру. Пороговое значение может составлять по меньшей мере около 70% усилия (например, нагрузки/крутящего момента), которое необходимо приложить к скважинному компоненту, и может составлять не более чем около 95% указанного усилия.

Необязательно, пороговое значение может составлять от около 80% до около 90% усилия, которое необходимо приложить.

По периферии трубчатого элемента может быть расположено несколько датчиков деформации. По меньшей мере один датчик может быть установлен в стенке трубчатого элемента. Трубчатый элемент может быть включен в колонну труб, соединенных друг с другом конец к концу и образующих трубную колонну. Трубчатый элемент может быть соединен с гибкой трубой. Термин трубная "колонна" следует трактовать соответствующим образом. Трубчатый элемент может нести устройство для создания импульсов, которое может быть смонтировано в его стенке.

Способ может включать сохранение данных о деформации в запоминающем устройстве, предусмотренном в трубе, как правило, в трубчатом элементе; извлечение трубы на поверхность после завершения операции; выгрузку данных, сохраненных в указанном устройстве; и выполнение более подробной оценки усилия, приложенного к компоненту. Это может облегчить проверку того, что требуемое усилие действительно было приложено.

Согласно третьему аспекту данного изобретения предусматривается узел для использования при выполнении операции в скважине после бурения ствола скважины, причем указанный узел содержит: компонент для выполнения операции в скважине после бурения ствола скважины; и устройство для определения усилия, прикладываемого к компоненту, при этом устройство содержит: трубчатый элемент, который может быть установлен в колонне труб, которая может быть расположена в стволе скважины, причем труба выполнена с возможностью передачи усилия на компонент; и по меньшей мере один датчик для измерения деформации в трубе во время приложения усилия к компоненту, причем указанный датчик установлен в стенке трубчатого элемента.

Кроме того, узел может содержать функционально связанное с датчиком устройство для передачи данных на поверхность, предназначенное для передачи на поверхность данных, относящихся к деформации в трубе, при этом указанная деформация является показателем усилия, приложенного к компоненту. Указанное усилие может быть результатом приложения к компоненту по меньшей мере одного из следующего: нагрузки и крутящего момента. Передача на поверхность данных, относящихся к деформации в трубе, может облегчать определение по меньшей мере одного из следующего: нагрузки и крутящего момента, приложенных к компоненту.

Устройство передачи данных может представлять собой устройство для создания импульса давления жидкости в скважине.

Устройство передачи данных может быть выполнено с возможностью передачи данных на поверхность акустическим способом.

Указанное устройство может содержать или может быть выполнено в виде акустического устройства передачи данных.

Дополнительные признаки узла могут быть получены из приведенного выше описания в отношении способа согласно первому и/или второму аспекту изобретения.

Согласно четвертому аспекту данного изобретения предлагается способ контроля параметра в стволе скважины во время выполнения операции в скважине, при этом способ включает следующие этапы: контроль по меньшей мере одного параметра в стволе скважины; выполнение операции в стволе скважины; контроль изменения по меньшей мере одного параметра, возникающего в результате выполнения операции; и приведение в действие устройства для создания импульсов давления жидкости, размещенного в стволе скважины, с целью передачи на поверхность данных, относящихся к результирующему изменению по меньшей мере одного параметра; при этом этап приведения в действие устройства для создания импульсов включает настройку указанного устройства на работу в улучшенном режиме передачи данных, в котором устройство генерирует импульсы давления жидкости, которые указывают на приближение требуемого уровня, при этом характеристика импульсов постепенно изменяется по мере приближения к требуемому уровню.

Этап приведения в действие устройства для создания импульсов включает настройку указанного устройства на работу: в первом режиме передачи данных, в котором устройство генерирует последовательности импульсов давления жидкости, при этом последовательности импульсов представляют по меньшей мере один измеряемый параметр; и при достижении порогового значения, которое является определенным значением выше или ниже требуемого уровня по меньшей мере для одного параметра, приведение в действие устройства для создания импульсов в улучшенном режиме передачи данных, в котором устройство генерирует импульсы давления жидкости, которые являются показателем того, что происходит приближение к требуемому уровню, при этом характеристика импульсов изменяется постепенно по мере приближения к требуемому уровню.

Следовательно, улучшенный режим передачи данных может являться вторым режимом передачи данных.

Способ согласно четвертому аспекту изобретения применяется для контроля широкого диапазона различных параметров в стволе скважины и изменений этих параметров в результате выполнения рассматриваемой операции. Параметр может быть выбран из группы, включающей: 1) усилие, прикладываемое к компоненту, применяемому для выполнения операции; 2) давление (в трубе и/или в кольцевом зазоре между трубой и стволом скважины); 3) температуру; и 4) параметры геометрии скважины.

Возможные операции, влияющие на параметры, попадающие в вариант 1), включают приложение усилия к компоненту (например, посредством приложения нагрузки и/или крутящего момента). Одним подходящим примером является приложение нагрузки и/или крутящего момента с целью установки в ствол скважины устройства изоляции ствола скважины, которое может представлять собой разобщитель, пакер или клапан.

Возможные операции, влияющие на параметр 2), включают приведение в действие устройства изоляции ствола скважины с целью открытия или закрытия потока в или из части ствола скважины, приводящее к изменению давления в скважине(-ах).

Возможные операции, влияющие на параметр 3), включают приведение в действие устройства изоляции ствола скважины с целью открытия или закрытия потока в или из части ствола скважины, приводящее к изменению температур(-ы) в скважине.

Возможные операции, влияющие на параметры, попадающие в вариант 4), включают отклонение бурильного или фрезерного инструмента от вертикали, влияющее на наклон и/или азимут ствола скважины (положение по буссоли относительно севера).

Специалисту в данной области будут понятны другие возможные параметры, которые могут контролироваться в способе согласно четвертому аспекту изобретения, и которые могут изменяться в результате выполнения некоторой операции в стволе скважины.

Дополнительные аспекты изобретения могут сочетать в себе один или несколько признаков одного или нескольких описанных выше аспектов изобретения. В частности, дополнительные признаки способа согласно четвертому аспекту изобретения могут быть получены из описания, относящегося к первому и/или второму аспекту изобретения в отношении работы устройства для создания импульсов в своем улучшенном или первом и втором режимах передачи данных.

Далее, исключительно в качестве примера, со ссылкой на прилагаемые графические материалы будут описаны варианты реализации данного изобретения.

На фиг. 1 изображен продольный разрез скважины, содержащей ствол скважины, который показан после бурения и во время выполнения следующей операции в скважине согласно способу в соответствии с данным изобретением, при этом операция, о которой идет речь, представляет собой приложение усилия к компоненту в виде пакера с целью установки указанного пакера в стволе скважины, причем усилие прикладывается через трубную колонну в виде бурильной трубы.

На фиг. 2 изображен график, демонстрирующий приведенную в качестве примера импульсную последовательность, генерируемую устройством передачи данных в виде устройства для создания импульсов давления жидкости, в способе по фиг. 1, при этом график отображает работу устройства для создания импульсов в первом режиме передачи данных.

На фиг. 3 изображен график, демонстрирующий приведенную в качестве примера последовательность импульсов, генерируемую устройством для создания импульсов давления жидкости во время работы во втором или улучшенном режиме передачи данных.

Сначала обратимся к фиг. 1, на которой изображен продольный разрез скважины 10, содержащей ствол 12 скважины, который показан после бурения и во время выполнения следующей операции в скважине.

Ствол 12 скважины пробурен с поверхности традиционным образом, и первая обсадная труба скважины в виде обсадной колонны 14 размещена в стволе скважины и зацементирована на месте с помощью цемента 16, поданного в кольцевой зазор 18, расположенный между обсадной колонной 14 и стенкой 20 ствола 12 скважины. Обсадная колонна 14 проходит до устья (не показано) на поверхности, как это известно в данной области техники, и выполняет многочисленные функции. Следует иметь в виду, что следующие обсадные колонны меньшего диаметра могут быть расположены в стволе скважины, проходя вверх до устья через первую обсадную колонну 14. Однако, для простоты иллюстрации показана только одна обсадная колонна 14.

В приведенном в качестве примера варианте реализации изобретения, выполняемая операция представляет собой операцию по строительству скважины, предусматривающую размещение в стволе 12 скважины последующей обсадной трубы скважины в виде хвостовика 22. Хвостовик 22 подвешен и, таким образом, "свисает" с обсадной колонны 14 и проходит в открытую или необсаженную часть ствола 12 скважины ниже обсадной колонны 14.

Хвостовик 22 свисает с обсадной колонны 14 с использованием подвесного устройства 24 хвостовика, а кольцевой зазор 26 между обсадной колонной 14 и хвостовиком 22 уплотнен с использованием расширяющегося уплотняющего устройства в виде пакера 28 головки хвостовика. После приведения в действие подвесного устройства 24 хвостовика (что будет описано далее), хвостовик 22 цементируется на месте в стволе 12 скважины, а пакер 28, приведенный в рабочее состояние с целью уплотнения кольцевого зазора 26, предотвращает миграцию флюидов по кольцевому зазору за хвостовиком 22.

Подвесное устройство 24 хвостовика приводится в действие гидравлическим способом и содержит несколько плашек, две из которых показаны и обозначены позицией 30. Плашки 30 приводятся в действие гидравлическим способом с целью перемещения наружу в радиальном направлении из сжатых положений, не обеспечивающих зацепление с обсадной колонной 14, до расширенных положений (показанных на графических материалах), в которых они входят в зацепление с обсадной колонной 14 таким образом, что хвостовик 22 становится подвешенным на обсадной колонне. Каждая плашка 30 выполнена в виде поршня, который установлен в корпусе 31 подвесного устройства 24 с возможностью перемещения и имеет зубчатую поверхность 32, которая входит в зацепление со стенкой обсадной колонны 14. За счет приложения давления жидкости плашки 30 поджимаются наружу для зацепления с обсадной колонной 14.

Хвостовик 22, на котором размещены подвесное устройство 24 хвостовика и пакер 28 головки хвостовика, спускается в ствол 12 скважины и размещается в обсадной колонне 14 с помощью приспособления 34 для спуска/установки подвесного устройства хвостовика, которое подвешено на бурильной колонне 35 или другой трубной колонне. Приспособление 34 для спуска содержит несколько зацепных элементов в виде собачек, два из которых показаны и обозначены позицией 36. Во время спуска собачки 36 входят в зацепление с внутренним профилем (не показан) подвесного устройства 24 хвостовика с целью удержания подвесного устройства 24 хвостовика и, тем самым, хвостовика 22, который соединен с подвесным устройством. Подвесное устройство 24 хвостовика устанавливается за счет повышения давления жидкости в бурильной колонне 35, и, тем самым, в канале 38 приспособления 34 для спуска, это давление сообщается плашкам 30 подвесного устройства через отверстия 40 в стенке приспособления для спуска. Это может предусматривать сначала, на поверхности, помещение шара, цементировочной пробки или подобного (не показано) в канал 38 бурильной колонны, прохождение шара вниз колонны и посадку на седло 41, предусмотренное в нижнем конце колонны. За счет этого поток через канал 38 колонны перекрывается, так чтобы давление жидкости за шаром могло возрасти для установки плашек 30 подвесного устройства. После того, как плашки 30 были установлены, дальнейшее приложение давления проталкивает шар через гнездо 41 и дальше вниз по стволу скважины, чтобы возобновить сообщение по текучей среде через канал 38 колонны.

Затем хвостовик 22 подвешивается на обсадную колонну 14, и приспособление 34 для спуска может освобождаться от подвесного устройства 24 хвостовика путем выведения собачек 36 из зацепления с внутренним профилем подвесного устройства хвостовика. Это осуществляется известным способом, путем приложения заданного осевого усилия и/или крутящего момента к приспособлению 34 для спуска с помощью соответствующей бурильной колонны 35. Как будет очевидно из следующего описания, способ и узел согласно изобретению имеет применимость в освобождении приспособления 34 для спуска из подвесного устройства 24 хвостовика.

Приспособление 34 для спуска затем приподнимается вверх по скважине до положения, в котором собачки 36 (которые, как правило, подпружинены) будут находиться выше головки 42 хвостовика 22. Собачки 36 выдвигаются наружу в радиальном направлении, и затем приспособление 34 для спуска может опускаться обратно вниз, пока они не войдут в зацепление с головкой 42 хвостовика. Затем с целью установки пакера 28 может быть приложено осевое усилие, известным образом, путем установки "нагрузки" на пакер 28. Бурильная колонна 35 и приспособление 34 для спуска свисают с поверхности, и процедура эффективно включает возможность установки части (или всего) веса трубы и приспособления 34 для спуска на пакер 28. Это приводит к сжатию расширяющегося уплотняющего элемента 44 пакера 28 в осевом направлении с выдавливанием его наружу в радиальном направлении до получения прилегания к обсадной колонне 14. В дополнительном или альтернативном варианте установка пакера 28 может предусматривать приложение к пакеру крутящего момента. Опять-таки, способ и узел согласно изобретению имеют применение в установке пакера 28.

В частности, необходимо иметь средство для точного измерения усилия (нагрузки и/или крутящего момента), прикладываемого к приспособлению 34 для спуска подвесного устройства хвостовика с целью его освобождения из подвесного устройства 24 хвостовика и к пакеру 28 с целью его установки, и для передачи соответствующих данных на поверхность. Способ и узел согласно данному изобретению, который сейчас будет описан, предусматривают средство для достижения этого.

Соответственно в одном варианте реализации изобретения приводится способ контроля усилия, прикладываемого к некоторому компоненту в стволе скважины после бурения ствола скважины и во время последующей операции в скважине. Указанный способ будет описываться в отношении установки пакера 28, изображенного на фиг. 1, но в равной степени применим в отношении извлечения приспособления 34 для спуска или даже в других скважинных операциях.

Способ включает этапы предоставления колонны труб, в данном случае бурильной колонны 35, включающей трубчатый элемент 46, содержащий по меньшей мере один датчик для измерения деформации в бурильной колонне 35, два таких датчика деформации показаны и обозначены позицией 48. Как правило, предусматривается по меньшей мере три таких датчика 48 деформации, и, необязательно, четыре или более, расположенных по периметру трубчатого элемента 46. Кроме того, трубчатый элемент 46 содержит устройство для передачи данных на поверхность, которое функционально связано с указанным датчиком, данное устройство в общем обозначено позицией 50. В этом варианте реализации изобретения устройство 50 передачи данных выполнено в виде устройства для создания импульса давления жидкости. Способ, в котором применяется устройство 50 для создания импульсов, предусматривает спуск бурильной колонны 35, несущей трубчатый элемент 46, в ствол 12 скважины, в этом случае в рамках процедуры по размещению хвостовика 22. Насос 52 на поверхности связан с бурильной колонной 35 и приводится в действие, чтобы подавать жидкость в ствол 12 скважины по бурильной колонне. Способ включает выжидание периода времени после приведения в действие насоса 52, чтобы позволить давлениям в скважине в области трубчатого элемента 46 стабилизироваться. Результирующая (или остаточная) деформация в бурильной колонне 35 измеряется датчиками 48, и деформация в бурильной колонне 35, возникшая в результате вызванного потоком напряжения, компенсируется.

Затем с применением бурильной колонны 35 в скважине 10 выполняется требуемая операция, которая в данном варианте реализации изобретения является установкой пакера 28, предусматривающей приложение усилия к пакеру, размещенному в стволе 12 скважины. Результирующее изменение деформации в бурильной колонне 35 измеряется датчиками 48 деформации, и данные, относящиеся к результирующему изменению деформации, передаются на поверхность с применением устройства 50 для создания импульсов. Это облегчает определение усилия, прикладываемого к пакеру 28, так что может быть выполнена оценка относительно того, было ли приложено усилие, необходимое для правильной установки пакера. Следует понимать, что существует прямая зависимость между деформацией, измеренной в бурильной колонне 35 и усилием, приложенным к пакеру 28 через бурильную колонну. Таким образом, данные о деформации облегчают определение усилия. Как упоминалось выше, усилие, приложенное к пакеру 28, может быть таким, которое возникает в результате приложения "нагрузки" к компоненту (направленное по оси усилие), приложения крутящего момента (вращательного усилия) или приложения нагрузки и крутящего момента. Определение приложенной нагрузки/крутящего момента может быть достигнуто за счет соответствующей ориентации датчиков 48 деформации в трубчатом элементе 46.

Устройство 50 для создания импульсов размещено в стенке 54 трубчатого элемента 46 и представляет собой устройство, относящееся к типу, описанному в международной публикации патента WO 2011/004180 данного заявителя, описание которой включено в данный документ в полном объеме посредством ссылки. Устройство 50 для создания импульсов этого типа представляет собой устройство "проходного" типа, в котором импульсы могут создаваться без уменьшения канала трубы, связанной с указанным устройством. Это обеспечивает возможность прохождения другого оборудования и, в частности, обеспечивает возможность прохождения шаров, цементировочных пробок и подобного с целью приведения в действие другого инструмента/оборудования. Данные передаются посредством ряда создаваемых устройством импульсов, которые могут являться положительными или отрицательными импульсами давления.

Данные, относящиеся к деформации в бурильной колонне 35, возникшей вследствие вызванного потоком напряжения, могут передаваться на поверхность с использованием устройства 50 для создания импульсов с целью облегчения определения на поверхности компенсации, которую необходимо применить. Однако указанный способ будет, как правило, предусматривать определение компенсации, которую необходимо применить, в скважине с использованием подходящего устройства 56 обработки, расположенного в трубчатом элементе 46 и связанного с датчиками 48.

Насос 52 приводится в действие для подачи жидкости в ствол скважины с требуемым для телеметрии расходом с целью последующей передачи данных на поверхность. Выжидание стабилизации давлений в скважине в области трубчатого элемента 46 облегчает компенсацию деформации в бурильной колонне 35, возникшей вследствие вызванных потоком напряжений. Это связано с тем, что приведение в действие насоса 52 повышает давление жидкости в стволе 10 скважины, а также, возможно, температуру жидкости, с последующим воздействием на напряжение, испытываемое бурильной колонной 35, и, следовательно, на результирующую деформацию в трубе. Эти эффекты могут быть скомпенсированы за счет выжидания некоторого периода времени, чтобы давления в скважине стабилизировались. Это объясняется тем, что, как только давления в скважине стабилизируются, для заданного рабочего давления дополнительная деформация в бурильной колонне 35, вызванная работой насоса 52, исчезнет (или станет незначительной). Следует понимать, что период времени, необходимый для достижения стабилизации, будет зависеть от многих факторов, которые могут включать глубину, гидростатическое давление, преобладающую температуру и/или геометрию ствола скважины. Указанный период времени задается, принимая во внимание один или несколько вышеупомянутых факторов.

В трубчатом элементе 46, необязательно, предусмотрен датчик давления 58 для измерения давления в скважине в области трубчатого элемента (в бурильной колонне 35 и/или давления в кольцевом зазоре снаружи бурильной колонны). Данные об измеренном давлении могут быть переданы на поверхность с использованием устройства 50 для создания импульсов, которое связано с датчиком давления 58. Таким образом, степень, которой достигла стабилизация давлений в скважине, может необязательно контролироваться на поверхности с использованием измерений давления в скважине. Кроме того, может быть предусмотрен датчик температуры, а данные о температуре передаются на поверхность таким же образом.

Устройство 50 для создания импульсов представлено в виде кассеты, которая установлена с возможностью удаления в стенке 54 трубчатого элемента 46, и содержит гальванический элемент или другой встроенный источник электропитания, который обеспечивает электропитание для работы устройства. Как правило, гальванический элемент будет встроен в устройство 50, но может быть предусмотрен и отдельно в трубчатом элементе 46 и подключен к указанному устройству. Аналогично, гальванический элемент 60 или другой встроенный источник электропитания предусмотрен для датчиков 48 и устройства 56 обработки (хотя устройство обработки может быть получать электропитание от гальванического элемента в устройстве 50). Все датчики 48 подключены к устройству 56 обработки через проводку, проходящую по каналам в трубчатом элементе 46, следуя указаниям документа US 6547016, описание которого включено в данный документ посредством ссылки. Необязательно, гальванический элемент 60 может обеспечивать электропитание для работы генератора 50 импульсов.

Измеренные данные о деформации направляются от датчиков 48 в устройство 56 обработки, которое выполняет вычисление компенсации, необходимое для учета деформации в бурильной колонне 35, возникшей вследствие вызванного потоком напряжения. После того как эти эффекты были сведены к нулю, последующая деформация в бурильной колонне 35, измеренная датчиками 48, будет контролироваться и передаваться на поверхность, как описано выше. Данные, относящиеся к результирующему изменению деформации, могут быть переданы на поверхность следующим образом.

Устройство 50 для создания импульсов может быть настроено на работу в улучшенном режиме передачи данных, в котором устройство генерирует импульсы давления жидкости, которые являются показателем того, что происходит приближение к требуемому прикладываемому усилию (нагрузке/крутящему моменту), при этом характеристика импульсов изменяется постепенно по мере увеличения прикладываемого усилия.

В одном рабочем сценарии этап передачи на поверхность данных, относящихся к результирующему изменению деформации, включает сначала приведение в действие устройства 50 для создания импульсов в первом режиме передачи данных, в котором указанное устройство генерирует последовательности импульсов давления жидкости, при этом указанные последовательности импульсов представляют фактическое усилие (и тем самым, необязательно, нагрузку и/или крутящий момент), приложенное к пакеру 28. На фиг. 2 изображен график, демонстрирующий одну такую приведенную в качестве примера импульсную последовательность 62, представляющую усилие, прикладываемое к пакеру 28 через бурильную колонну 35 с целью установки указанного пакера, в этом случае осевое усилие прикладывалось путем установки нагрузки на пакер 28 без вращения.

Импульсная последовательность 62 содержит серию отрицательных импульсов 64 давления равной амплитуды, которые создаются генератором 50 импульсов, путем выборочного открытия сообщения по текучей среде между внутренним каналом 66 трубчатого элемента 46 и наружным пространством трубчатого элемента, следуя указаниям документа WО 2011/004180. Интервалы или "времена покоя" между различными импульсами 64 обозначены по-разному позициями 68, 70 и 72. Эта комбинация импульсов 64 и времен покоя 68-72 является кодированным сигналом, который представляет нагрузку, установленную на пакер 28. Сигнал 62 в виде импульсной последовательности распознается устройством обработки на поверхности (не показано) и преобразуется с использованием соответствующего программного обеспечения обратно в показание усилия, которое может просматриваться оператором.

Как можно видеть из фиг. 2, импульсная последовательность 62 сравнительно длинная, как правило, порядка нескольких секунд. Кроме того, импульсной последовательности 62 необходим некоторый период времени для перемещения через жидкость в стволе 10 скважины на поверхность. Таким образом, в способе согласно изобретению задается некоторое пороговое значение, которое является определенным уровнем ниже усилия, которое необходимо приложить к пакеру 28. При достижении указанного уровня порогового усилия устройство 50 начинает работать во втором (улучшенном) режиме передачи данных, в котором указанное устройство генерирует импульсы давления жидкости, которые являются показателем того, что происходит приближение к требуемому прикладываемому усилию. В этом втором режиме передачи данных характеристика импульсов изменяется постепенно по мере увеличения прикладываемого усилия.

Это показано на фиг. 3, которая представляет собой график, демонстрирующий приведенную в качестве примера последовательность импульсов, создаваемую генератором 50 импульсов во время работы во втором (улучшенном) режиме передачи данных. Начиная с левой стороны, первый импульс 76 сформирован генератором 50 импульсов с временем 78 покоя между первым импульсом 76 и вторым импульсом 80. Характеристика, которая изменяется по мере приложения усилия, в этом примере представляет собой время покоя между импульсами. Таким образом, время покоя между импульсами, генерируемыми во втором режиме передачи данных, изменяется постепенно по мере увеличения усилия (нагрузки), прикладываемой к пакеру 28. В этом примере с увеличением прикладываемого усилия время покоя уменьшается. Длительность самих импульсов и амплитуда импульсов по существу являются постоянными. Однако, следует понимать, что характеристика, которая изменяется, может представлять собой длительность самих импульсов, или предположительно как время покоя, так и длительность импульсов.

В случае, если приложение дополнительной нагрузки на пакер 28 прекращается, будет генерироваться непрерывный поток импульсов с одинаковым временем 78 покоя. Однако на фиг. 3 изображена ситуация, в которой нагрузка, устанавливаемая на пакер 78, постепенно увеличивается. В этой ситуации времена покоя между импульсами сокращаются по мере приближения к требуемому установочному усилию. Это показано на данной фигуре более коротким временем 82 покоя между вторым импульсом 80 и третьим импульсом 84, и далее еще более коротким временем 86 покоя между третьим импульсом 84 и четвертым импульсом 88.

Во время начального приложения усилия к пакеру 28 результирующая задержка в передаче данных не имеет большого значения, так как дальнейшее приложение усилия, которое происходит в период между выдачей импульсной последовательности, и передачей импульсной последовательности на поверхность, как правило, не приводят к достижению требуемого усилия. Однако, когда прикладываемое усилие приближается к требуемому уровню, эта задержка может привести к приложению чрезмерного усилия к пакеру 28. Работа устройства 50 для создания импульсов во втором режиме передачи данных решает эту проблему двумя путями: 1) генерируемые импульсы имеют более короткую длительность; и 2) характеристика импульсов, то есть время покоя между генерируемыми импульсами, изменяется постепенно по мере увеличения прикладываемого усилия, сигнализируя оператору о том, что приближается требуемый уровень. Это позволяет оператору снижать скорость увеличения усилия, прикладываемого на поверхности таким образом, чтобы требуемый уровень установки достигался более контролируемым образом.

Во втором режиме передачи данных времена 78, 82, 86 покоя между импульсами 76, 80, 84, 88 коррелируют с величиной разности между измеренным усилием, прикладываемым к пакеру 28, и указанным требуемым уровнем. К тому же времена покоя между импульсами, генерируемыми во втором режиме передачи, уменьшаются по длительности по мере приближения требуемого усилия, которое необходимо приложить. Это означает, что чем ближе оператор приближается к требуемому усилию, тем короче время покоя (или предположительно генерируемые импульсы). В случае, если требуемый уровень усилия достигнут, и происходит дальнейшее приложение усилия, время покоя (или длительность импульсов) может быть организовано так, что оно начинает увеличиваться по длительности. Это означает, что чем дальше оператор превышает требуемое установочное усилие, тем больше время покоя между генерируемыми импульсами. Это обеспечивает оператору обратную связь, указывающую на то, что требуемый уровень был достигнут, и, что последующее приложение усилия к пакеру 28 должно быть прекращено.

К примеру, установочное усилие (нагрузка), которое необходимо приложить к пакеру 28 с целью его установки, также известное как "уставка", может составлять 40000 фунтов. Пороговое значение или "точка запуска" для перехода из первого режима передачи данных во второй режим передачи данных может быть установлено на значении 32000 фунтов. При первоначальном запуске генератором 50 импульсов выдаются стандартные "синхронизирующий" и "опорный" импульсы, уведомляющие устройство обработки на поверхности о том, что последующие импульсные последовательности будут представлять фактическое усилие, приложенное к пакеру 28, в первом режиме передачи данных (по фиг. 2). Последовательности импульсов давления затем выдаются на определенных интервалах прикладываемого усилия, например, каждую тысячу или две тысячи фунтов приложенного усилия. По мере увеличения усилия, прикладываемого к пакеру 28, и когда будет достигнуто пороговое значение или уставка, генератор импульсов начинает работать во втором режиме передачи данных, при этом работой во втором режиме управляет или встроенный генератор 50 импульсов, или устройство 56 обработки. Это представляет относительно быстрый формат кодирования, который означает изменение измеряемого параметра (усилия; нагрузки и/или крутящего момента) от точки запуска. Чем ближе уставка, тем быстрее обновление данных.

Следует понимать, что пороговое значение или уставка может определяться с учетом некоторого количества разных факторов, главными из которых могут быть: глубина, на которой компонент размещен в стволе скважины; и усилие, которое необходимо приложить. Другие факторы, которые могут учитываться, могут включать: гидростатическое давление; прикладываемое давление нагнетания; плотность жидкостей в стволе скважины (в колонне труб и/или в затрубном пространстве); и преобладающую на глубине температуру. Пороговое значение может составлять по меньшей мере около 70% усилия, которое необходимо приложить к скважинному компоненту, и может составлять не более чем около 95% указанного усилия. Необязательно, пороговое значение может составлять от около 80% до около 90% усилия, которое необходимо приложить. В улучшенном/втором режиме передачи данных способ включает выдачу импульсов давления с характеристикой, которая соответствует заданному прикладываемому усилию (например, время покоя между импульсами длительностью 6,5 секунд, указывающее на нагрузку в пределах 10000 фунтов от целевого значения, уменьшается на 0,5 секунд каждые следующие 2000 фунтов, прикладываемые до тех пор, пока не будет достигнута требуемая "нагрузка", т.е. прикладываемое усилие).

Это дополнительно показано в следующей таблице, в которой приведены примерные значения нагрузки и времени между импульсами при работе в первом и втором режимах работы, и, в частности, значения длительностей импульса и времени покоя во втором режиме передачи данных:

Нагрузка Время между импульсами
Ниже точки запуска (32000 фунтов) Стандартные полные последовательности передачи (последовательности импульсов)
Выше точки запуска Ширина импульса составляет 0,75 секунды
32000 6,5 (время покоя)
34000 6
38000 5,5
40000 5
Выше уставки Теперь ширина импульса составляет 1,0 секунду
42000 5,5
44000 6
46000 6,5

Вышеприведенное кодирование дает самую быструю скорость обновления вблизи уставки. Если приложенная нагрузка находится ниже или выше уставки, она определяется, в данном случае, шириной импульса, которая изменяется от 0,75 до 1 секунды. Время между импульсами является мерой переменного отклонения данных от уставки.

Этап передачи данных может включать дополнительный этап задания второго/верхнего порогового значения, которое представляет собой определенный уровень выше усилия, которое должно быть приложено к пакеру 28, и, при достижении указанного второго порогового значения, возвращение устройства для создания импульсов в работу в первом режиме передачи данных. Второе или верхнее пороговое значение может представлять безопасное максимальное усилие, которое может быть приложено к пакеру 28 без таких последствий, которые были рассмотрены выше, и является для оператора на поверхности достоверным показателем фактического усилия, приложенного к пакеру 28. Это может помочь предотвратить случайное приложение чрезмерного усилия.

Характеристика импульсов (например, время покоя между импульсами и/или длительность импульсов), генерируемых в улучшенном/втором режиме передачи, в альтернативном варианте может быть организована так, что они увеличиваются по длительности по мере приближения к требуемому усилию, которое необходимо приложить. Это означает, что чем ближе оператор приближается к требуемому усилию, тем больше генерируемые время покоя или длительность импульсов. В случае, если требуемый уровень усилия достигнут, и происходит дальнейшее приложение усилия, генерируемые время покоя или длительность импульсов могут начать уменьшаться по длительности. Это означает, что чем дальше оператор превышает требуемое усилие, тем меньше время покоя (и/или длительность генерируемых импульсов). Это может давать оператору обратную связь, указывающую на то, что требуемый уровень был достигнут, и, что последующее приложение усилия должно быть прекращено.

Когда было достигнуто требуемое усилие, а также при достижении уставки, может генерироваться специальный импульс или последовательность импульсов. Это может быть импульс специальной длительности или последовательность импульсов специального профиля. Выдача импульса или импульсной последовательности может обеспечивать оператору достоверное свидетельство того, что требуемое усилие было достигнуто. Когда требуемое усилие было достигнуто, генерирование импульсов может прекращаться.

Необязательно, данные о деформации/усилии могут храниться в запоминающем устройстве, предусмотренном в бурильной колонне 35, как правило, в трубчатом элементе 46, например, в устройстве 56 обработки. После завершения операции в стволе 10 скважины (установки пакера 28) бурильная колонна 35 подымается на поверхность, и сохраненные данные извлекаются. Это позволяет выполнить более подробную оценку усилия, приложенного к пакеру 28, что может облегчить проверку того, действительно ли было приложено требуемое усилие.

Теперь обратимся к фиг. 4, на которой показана разновидность варианта реализации изобретения, показанного и описанного на фиг. 1-3, в которой трубчатый элемент 46 оснащен альтернативным устройством передачи данных, в общем обозначенным позицией 150. В этом варианте реализации изобретения устройство 150 передачи данных настроено на передачу данных о деформации/усилии на поверхность акустическим способом, и выполнено в виде акустического устройства передачи данных.

Акустическое устройство 150 установлено в трубчатом элементе 46 подобно устройству 50 для создания импульсов, в стенку 54 трубчатого элемента. Таким образом, акустическое устройство 150 также не создает препятствия во внутреннем канале 66. Электропитание, необходимое для работы акустического устройства 150 и других компонентов, включающих устройство 56 обработки и датчики 48 и 58, снова обеспечивается гальваническим элементом 60.

Акустическое устройство 150 содержит основной передатчик 90, связанный с датчиками 48 деформации, предназначенный для передачи данных на поверхность посредством акустических звуковых волн, показанных на фигуре схематически позицией 92. Выше по стволу скважины от основного передатчика 90 может быть расположен один или несколько ретрансляторов сигнала (не показано), которые настроены на прием сигнала 92, переданного основным передатчиком 90 и ретрансляцию сигнала с целью передачи данных на поверхность.

Хотя предшествующее описание и относится к установке пакера 28, следует понимать, что принципы изобретения также применяются для контроля усилия (нагрузки и/или крутящего момента), сообщаемого приспособлению 34 для спуска подвесного устройства хвостовика с целью освобождения его от подвесного устройства 24 хвостовика после приведения в действие указанного подвесного устройства путем приложения осевого тянущего усилия и/или 25 крутящего момента к приспособлению для спуска.

Также следует понимать, что выполняемая скважинная операция может представлять собой любую из большого числа операций, которые осуществляются после бурения ствола скважины. Указанная операция может представлять собой операцию, которая требуется для запуска скважины, и может представлять собой операцию по строительству скважины. Указанная операция может представлять собой операцию, выполняемую после запуска скважины, и может являться операцией по ремонту и увеличению дебита скважины.

Скважинная операция может быть выбрана из группы, включающей: a) размещение компонента в требуемом месте в стволе скважины; b) извлечение компонента, который был ранее размещен в стволе скважины; c) приведение в действие компонента, который был ранее размещен в стволе скважины; и d) комбинацию из двух или более из a)-c), например, размещение компонента в стволе скважины и затем приведение в действие компонента. Однако, следует понимать, что способ может применяться к другим не охваченным вышеупомянутой группой операциям в стволе скважины, отличающимся от тех, которые выполняют на этапе бурения ствола скважины.

Возможные операции, попадающие в вариант a), включают: установку устройства изоляции ствола скважины, такого как пакер, разобщитель или клапан, в стволе скважины; размещение в стволе скважины колонны труб (которая может представлять собой обсадную трубу скважины, например, хвостовик, раздвижную трубу, такую как раздвижной противопесочный фильтр или хвостовик со щелевыми прорезями, колонну для геолого-технических операций или ремонта или другой буровой снаряд), которое также может предусматривать установку подвесного устройства в стволе скважины; и размещение скважинного замка в стволе скважины, который может, необязательно, удерживать скважинный инструмент, предназначенный для выполнения некоторой функции в требуемом месте в стволе скважины, или может быть связан с ним, при этом замок, необязательно, взаимодействует с профилем в стволе скважины для установки замка.

Возможные операции, попадающие в вариант b), включают: извлечение устройства изоляции ствола скважины, такого как пакер, разобщитель или клапан, из ствола скважины; извлечение приспособления для установки/спуска обсадной трубы скважины, которое применялось для размещения колонны труб в стволе скважины; извлечение колонны труб (которая может представлять собой обсадную трубу скважины, колонну для геолого-технических операций или ремонта или другой буровой снаряд) из ствола скважины, которое также может предусматривать освобождение подвесного устройства из ствола скважины; и освобождение скважинного замка из ствола скважины, который может, необязательно, удерживать скважинный инструмент, предназначенный для выполнения некоторой функции в требуемом месте в стволе скважины, при этом замок, необязательно, взаимодействует с профилем в стволе скважины. Извлечение приспособления для установки/спуска обсадной трубы скважины, в частности, может предусматривать приложение к указанному приспособлению направленной вдоль оси растягивающей нагрузки и крутящего момента с целью освобождения его из трубы. Данные об осевой нагрузке и крутящем моменте имеют важное значение.

Возможные операции, попадающие в вариант c), включают: приведение в действие устройства изоляции ствола скважины, установленного ранее в ствол скважины, такого как пакер, разобщитель или клапан; установку подвесного устройства в стволе скважины для установки колонны труб (которая может представлять собой обсадную трубу скважины, например, хвостовик, раздвижную трубу, такую как раздвижной противопесочный фильтр или хвостовик со щелевыми прорезями, колонну для геолого-технических операций или ремонта или другой буровой снаряд) в ствол скважины; приведение в действие скважинного замка для размещения его в стволе скважины, при этом он может, необязательно, удерживать скважинный инструмент, предназначенный для выполнения некоторой функции в требуемом месте в стволе скважины, или может быть связан с ним, при этом замок, необязательно, взаимодействует с профилем в стволе скважины для установки замка; и приведение в действие любого такого скважинного инструмента.

Изобретение также предусматривает узел для использования при выполнении операции в скважине после бурения ствола скважины, причем указанный узел содержит: компонент для выполнения операции в скважине после бурения ствола скважины; и устройство для определения усилия, прикладываемого к указанному компоненту. Указанное устройство содержит: трубчатый элемент, который может быть установлен в колонне труб, которая может быть расположена в стволе скважины, причем труба выполнена с возможностью передачи усилия на компонент; и по меньшей мере один датчик для измерения деформации в трубе во время приложения усилия к компоненту, причем указанный датчик установлен в стенке трубчатого элемента. В приведенном в качестве примера варианте реализации изобретения компонент для выполнения операции в скважине может представлять собой пакер 28 или приспособление 34 для спуска подвесного устройства хвостовика, показанные на фиг. 1 и описанные выше, или какие-либо другие компоненты для выполнения требуемой операции.

Трубчатый элемент выполнен в виде трубчатого элемента 46, который расположен в бурильной колонне 35, которая выполнена с возможностью передачи нагрузки и/или крутящего момента пакеру 28 и/или приспособлению 34 для спуска подвесного устройства хвостовика. Кроме того, по меньшей мере один датчик выполнен в виде трех или более датчиков 48 деформации, установленных в стенке 54 трубчатого элемента 46. Работа указанного узла подробно описана выше в отношении фиг. 1-3. Кроме того, узел может содержать функционально связанное с датчиком устройство для передачи данных на поверхность, предназначенное для передачи на поверхность данных, относящихся к деформации в трубе, при этом указанная деформация является показателем усилия, приложенного к компоненту. Устройство выполнено в виде устройства 50 для создания импульсов давления жидкости или акустического устройства 150, подробно описанного выше.

Хотя способ и узел согласно изобретению был описан в отношении операции по строительству скважины, предусматривающей приложение усилия к компоненту в стволе скважины, следует понимать, что некоторые принципы, лежащие в основе описанного способа и узла, имеют более широкую применимость в более общем случае в области разведки и добычи нефти и газа. В частности, способы передачи данных и связанное оборудование, описанные выше, могут находить применение при передаче данных, относящихся к параметрам, отличным от усилия (нагрузки и/или крутящего момента), прикладываемого к компоненту в стволе скважины.

Таким образом, в одном варианте реализации изобретения, предлагается способ контроля параметра в стволе скважины во время выполнения операции в скважине, при этом способ включает следующие этапы: контроль по меньшей мере одного параметра в стволе скважины; выполнение операции в стволе скважины; контроль изменения по меньшей мере одного параметра, возникающего в результате выполнения операции; и приведение в действие устройства для создания импульсов давления жидкости, размещенного в стволе скважины, с целью передачи на поверхность данных, относящихся к результирующему изменению по меньшей мере одного параметра; при этом этап приведения в действие устройства для создания импульсов включает настройку указанного устройства на работу в улучшенном режиме передачи данных, в котором устройство генерирует импульсы давления жидкости, которые указывают на приближение требуемого уровня, при этом характеристика импульсов постепенно изменяется по мере приближения к требуемому уровню.

Этап приведения в действие устройства для создания импульсов может включать настройку указанного устройства на работу: в первом режиме передачи данных, в котором устройство генерирует последовательности импульсов давления жидкости, при этом последовательности импульсов представляют по меньшей мере один измеряемый параметр; и при достижении порогового значения, которое является определенным значением выше или ниже требуемого уровня по меньшей мере для одного параметра, приведение в действие устройства для создания импульсов в улучшенном режиме передачи данных, в котором устройство генерирует импульсы давления жидкости, которые являются показателем того, что происходит приближение к требуемому уровню, при этом характеристика импульсов изменяется постепенно по мере приближения к требуемому уровню. Следовательно, улучшенный режим передачи данных может являться вторым режимом передачи данных.

Способ данного варианта реализации изобретения применяется для контроля широкого диапазона различных параметров в стволе скважины и изменений этих параметров в результате выполнения рассматриваемой операции. Параметр может быть выбран из неограничивающей группы, включающей: 1) усилие, прикладываемое к компоненту, применяемому для выполнения операции; 2) давление (в трубе и/или в кольцевом зазоре между трубой и стволом скважины); 3) температуру; и 4) параметры геометрии скважины.

Возможные операции, влияющие на параметры, попадающие в вариант 1), включают приложение усилия (например, посредством приложения нагрузки и/или крутящего момента) к компоненту. Одним подходящим примером является приложение нагрузки и/или крутящего момента с целью установки в ствол скважины устройства изоляции ствола скважины, которое может представлять собой разобщитель, пакер или клапан. Пример приложения усилия к одному такому компоненту, в виде пакера 28, подробно описан выше в отношении фиг. 1-3.

Возможные операции, влияющие на параметр 2), включают приведение в действие устройства изоляции ствола скважины с целью открытия или закрытия потока в или из части ствола скважины, приводящее к изменению давления в скважине(-ах).

Возможные операции, влияющие на параметр 3), включают приведение в действие устройства изоляции ствола скважины с целью открытия или закрытия потока в или из части ствола скважины, приводящее к изменению температур(-ы).

Возможные операции, влияющие на параметры, попадающие в вариант 4), включают отклонение бурильного или фрезерного инструмента от вертикали, влияющее на наклон и/или азимут ствола скважины (положение по буссоли относительно севера).

Специалисту в данной области будут понятны другие возможные параметры, которые могут контролироваться в способе данного варианта реализации изобретения, и которые могут изменяться в результате выполнения некоторой операции в стволе скважины.

Не отступая от сущности или объема настоящего изобретения, могут быть выполнены различные модификации вышеизложенного.

В данном документе описана передача данных с применением устройств для создания импульсов давления жидкости и акустических устройств. Следует понимать, что могут применяться другие способы передачи данных, включая, но не ограничиваясь, следующие способы: провод до поверхности; индуктивная связь в трубе; и связь с некоторым компонентом, размещенным в скважине (например, на талевом канате), который устанавливает связь с оборудованием в стволе скважины с целью выгрузки данных.

Если не указано иное, все числа, выражающие количества ингредиентов, свойства, такие как молекулярная масса, условия реакции и т.д., используемые в настоящем описании и соответствующей формуле изобретения, следует понимать как модифицированные во всех случаях термином "около". Соответственно, если не указано иное, числовые параметры, изложенные в следующем описании и прилагаемой формуле изобретения, являются приближенными значениями, которые могут изменяться в зависимости от требуемых свойств, которые должны быть получены в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения. По крайней мере, и не в качестве попытки ограничить применение доктрины эквивалентов к объему формулы изобретения, каждый числовой параметр должен по меньшей мере толковаться в свете количества приведенных значащих цифр и с применением обычных методов округления.

В данном описании представлен один или несколько приведенных в качестве примера вариантов реализации изобретения, включающих описанные здесь варианты реализации согласно изобретению. Для ясности в данной заявке описаны или показаны не все особенности физической реализации. Понятно, что при разработке физического варианта реализации изобретения, включающего варианты реализации данного изобретения, для достижения целей разработчика, таких как соответствие связанным с системой, связанным с бизнесом, связанным с правительством и другим ограничениям, которые изменяются в соответствии с осуществлением и время от времени, должны быть приняты многочисленные специальные решения в отношении осуществления. Несмотря на то, что работы разработчика могут быть трудоемкими, такие работы, тем не менее, будут обычной задачей для специалистов в данной области техники и имеющими пользу согласно этому изобретению.

Несмотря на то, что композиции и способы описаны в данном документе в контексте "включения" различных компонентов или этапов, композиции и способы кроме того могут "состоять главным образом из" или "состоять из" различных компонентов и этапов.

Варианты реализации изобретения, раскрытые здесь, включают вариант A реализации изобретения, вариант B реализации изобретения и вариант С реализации изобретения.

Вариант A реализации изобретения: Способ контроля усилия, прикладываемого к компоненту в стволе скважины после бурения указанного ствола скважины и во время следующей операции в скважине, при этом способ включает следующие этапы: предоставление колонны труб, включающей трубчатый элемент, содержащий по меньшей мере один датчик для измерения деформации в трубе и устройство для передачи данных на поверхность, которое функционально связано с датчиком; опускание колонны труб в ствол скважины; контроль деформации в трубе, измеряемой датчиком, и компенсация любой остаточной деформации; выполнение в скважине операции с использованием трубы, предусматривающей приложение усилия к компоненту в стволе скважины; контроль результирующего изменения деформации в трубе, измеряемого датчиком; и передача данных, относящихся к результирующему изменению напряжения, на поверхность с использованием устройства передачи данных с целью облегчения определения усилия, прикладываемого к компоненту.

Вариант A реализации изобретения может иметь один или несколько из следующих дополнительных элементов в любой комбинации:

Элемент A1: Способ, где устройство передачи данных представляет собой устройство для создания импульса давления жидкости в скважине; при этом способ включает следующие этапы: приведение в действие по меньшей мере одного насоса, связанного с колонной труб, с целью подачи жидкости в ствол скважины; и выжидание периода времени после приведения в действие указанного насоса, чтобы позволить давлениям в скважине в области трубчатого элемента стабилизироваться; и в котором этап контроля деформации трубе включает контроль результирующего напряжения в трубе, измеряемого датчиком, и компенсацию деформации в трубе, возникшей вследствие вызванного потоком напряжения.

Элемент A2: Способ, в котором до выполнения операции в скважине проводят дополнительные этапы способа.

Элемент A3: Способ, в котором устройство для передачи данных на поверхность посредством импульсов давления жидкости использует текучую среду.

Элемент A4: Способ, в котором скважинная операция выбирается из группы, включающей: a) размещение компонента в требуемом месте в стволе скважины; b) извлечение компонента, который был ранее размещен в стволе скважины; c) приведение в действие компонента, который был ранее размещен в стволе скважины.

Элемент A5: Способ, в котором скважинная операция выбирается из группы, включающей: a) размещение компонента в требуемом месте в стволе скважины; b) извлечение компонента, который был ранее размещен в стволе скважины; c) приведение в действие компонента, который был ранее размещен в стволе скважины, и в котором скважинная операция представляет собой d) комбинацию из двух или более вариантов a)-c).

Элемент A6: Способ, в котором после этапа контроля деформации в трубе, возникшей вследствие вызванного потоком напряжения, способ включает этап передачи данных, относящихся к деформации в трубе, на поверхность с применением устройства для создания импульсов и определения на поверхности компенсации, которую необходимо применить на основании полученных данных.

Элемент A7: Способ, который после этапа контроля деформации в трубе, возникшей вследствие вызванного потоком напряжения, включает этап определения компенсации, которую необходимо применить в скважине.

Элемент A8: Способ, в котором этап предоставления колонны труб предусматривает предоставление по меньшей мере одного датчика давления в трубе и передачу данных о давлении в скважине на поверхность с применением устройства для создания импульсов, которое связано с датчиком давления.

Элемент A9: Способ, в котором этап передачи на поверхность данных, относящихся к результирующему изменению деформации, предусматривает приведение в действие устройства для создания импульсов в улучшенном режиме передачи данных, в котором устройство генерирует импульсы давления жидкости, которые являются показателем того, что происходит приближение к требуемому прикладываемому усилию, при этом характеристика импульсов изменяется постепенно по мере увеличения прикладываемого усилия.

Элемент A10: Способ, в котором этап передачи на поверхность данных, относящихся к результирующему изменению деформации, включает: сначала приведение в действие устройства для создания импульсов в первом режиме передачи данных, в котором указанное устройство генерирует последовательности импульсов давления жидкости, при этом последовательности импульсов представляют фактическое усилие, приложенное к скважинному компоненту; и при достижении порогового значения, которое является определенным уровнем ниже усилия, которое должно быть приложено к указанному компоненту, приведение в действие устройства для создания импульсов во втором режиме передачи данных, в котором указанное устройство генерирует импульсы давления жидкости, которые являются показателем того, что происходит приближение к требуемому прикладываемому усилию, при этом характеристика импульсов изменяется постепенно по мере увеличения прикладываемого усилия.

Элемент A11: Способ с применением устройства для создания импульсов, в котором характеристика, которая изменяется по мере увеличения прикладываемого усилия, представляет собой время покоя между импульсами.

Элемент A12: Способ с применением устройства для создания импульсов, в котором длительность импульсов по существу является постоянной.

Элемент A13: Способ с применением устройства для создания импульсов, в котором для передачи данных применяется время покоя между импульсами, генерируемыми в улучшенном/втором режиме передачи данных.

Элемент A14: Способ с применением устройства для создания импульсов, в котором время покоя между импульсами изменяется при достижении усилия, которое необходимо приложить.

Элемент A15: Способ с применением устройства для создания импульсов, в котором усилия одинаковой величины ниже и выше требуемого усилия имеют разные времена покоя.

Элемент A16: Способ с применением устройства для создания импульсов, в котором в улучшенном режиме передачи данных время покоя между импульсами коррелирует с величиной разности между измеренным усилием и указанным требуемым уровнем.

Элемент A17: Способ с применением устройства для создания импульсов, в котором время покоя между импульсами, генерируемыми в улучшенном/втором режиме передачи, уменьшается по длительности по мере приближения требуемого усилия, которое необходимо приложить.

Элемент A18: Способ с применением устройства для создания импульсов, в котором в случае, если требуемый уровень усилия достигнут, и происходит дальнейшее приложение усилия, время покоя генерируемых импульсов начинает увеличиваться по длительности.

Элемент A19: Способ с применением устройства для создания импульсов, в котором характеристика, которая изменяется по мере увеличения прикладываемого усилия, представляет собой длительность импульсов.

Элемент A20: Способ с применением устройства для создания импульсов, в котором время покоя между импульсами, генерируемыми в улучшенном/втором режиме передачи данных по существу является постоянным.

Элемент A21: Способ с применением устройства для создания импульсов, в котором в улучшенном режиме передачи данных устройство для создания импульсов выдает постоянный поток импульсов, являющихся показателем разности между пороговым усилием и усилием, которое необходимо приложить к компоненту.

Элемент A22: Способ с применением устройства для создания импульсов, в котором этап передачи данных включает дополнительный этап задания второго порогового значения, которое представляет собой определенный уровень выше усилия, которое должно быть приложено к компоненту, и, при достижении второго порогового значения, возвращения устройства для создания импульсов в работу в первом режиме передачи данных.

Элемент A23: Способ с применением устройства для создания импульсов, в котором, когда было достигнуто требуемое усилие, генерируется специальный импульс или последовательность импульсов.

Элемент A24: Способ с применением устройства для создания импульсов, который в первом режиме передачи данных включает выдачу последовательностей импульсов давления на определенных интервалах прикладываемого усилия.

Элемент A24: Способ, включающий сохранение данных о деформации в запоминающем устройстве, предусмотренном в трубе; извлечение трубы на поверхность после завершения операции; выгрузку данных, сохраненных в указанном устройстве; и выполнение более подробной оценки усилия, приложенного к компоненту.

Элемент A25: Способ, в котором устройство передачи данных настроено на передачу данных на поверхность акустическим способом.

Элемент A26: Способ, в котором устройство выполнено в виде акустического устройства передачи данных, содержащего основной передатчик, связанный по меньшей мере с одним датчиком, для передачи данных.

Вариант A реализации изобретения может включать комбинации из одного или нескольких из любых элементов A1-A26, в любой комбинации.

Вариант B реализации изобретения: Узел для использования при выполнении операции в скважине после бурения ствола скважины, причем указанный узел содержит: компонент для выполнения операции в скважине после бурения ствола скважины; и устройство для определения усилия, прикладываемого к компоненту, при этом устройство содержит: трубчатый элемент, который может быть установлен в колонне труб, которая может быть расположена в стволе скважины, причем труба выполнена с возможностью передачи усилия на компонент; и по меньшей мере один датчик для измерения деформации в трубе во время приложения усилия к компоненту, причем указанный датчик установлен в стенке трубчатого элемента.

Вариант B реализации изобретения может иметь один или несколько из следующих дополнительных элементов в любой комбинации:

Элемент B1: Узел, содержащий функционально связанное с датчиком устройство для передачи данных на поверхность, предназначенное для передачи на поверхность данных, относящихся к деформации в трубе, при этом указанная деформация является показателем усилия, приложенного к компоненту.

Элемент B2: Узел, в котором устройство передачи данных представляет собой устройство для создания импульса давления жидкости в стволе скважины.

Элемент B3: Узел, в котором устройство передачи данных настроено на передачу данных на поверхность акустическим способом.

Вариант B реализации изобретения может включать комбинации из одного или нескольких из любых элементов B1-B3, в любой комбинации.

Вариант C реализации изобретения: Способ контроля параметра в стволе скважины во время выполнения операции в скважине, при этом способ включает следующие этапы: контроль по меньшей мере одного параметра в стволе скважины; выполнение операции в стволе скважины; контроль изменения по меньшей мере одного параметра, возникающего в результате выполнения операции; и приведение в действие устройства для создания импульсов давления жидкости, размещенного в стволе скважины, с целью передачи на поверхность данных, относящихся к результирующему изменению по меньшей мере одного параметра; при этом этап приведения в действие устройства для создания импульсов включает настройку указанного устройства на работу в улучшенном режиме передачи данных, в котором устройство генерирует импульсы давления жидкости, которые указывают на приближение требуемого уровня, при этом характеристика импульсов постепенно изменяется по мере приближения к требуемому уровню.

Вариант C реализации изобретения может дополнительно включать следующий элемент:

Элемент C1: Способ, в котором этап приведения в действие устройства для создания импульсов включает настройку указанного устройства на работу: в первом режиме передачи данных, в котором устройство генерирует последовательности импульсов давления жидкости, при этом последовательности импульсов представляют по меньшей мере один измеряемый параметр; и при достижении порогового значения, которое является определенным значением выше или ниже требуемого уровня по меньшей мере для одного параметра, включение устройства для создания импульсов в улучшенном режиме передачи данных, в котором устройство генерирует импульсы давления жидкости, которые являются показателем того, что происходит приближение к требуемому уровню, при этом характеристика импульсов изменяется постепенно по мере приближения к требуемому уровню.

Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения целей и преимуществ, указанных, а также тех, которые свойственны ему. Конкретные варианты реализации, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, имеющими преимущество изложенных здесь учений. Кроме того, отсутствуют ограничения, предназначенные для деталей конструкции или схемы, приведенных в данном документе, за исключением описанных в приведенной ниже формуле изобретения. Поэтому очевидно, что конкретные иллюстративные варианты реализации изобретения, раскрытые выше, могут быть изменены, скомбинированы или модифицированы, и все такие изменения рассматриваются в рамках объема и сущности настоящего изобретения. Изобретение, иллюстративно описанное здесь, может быть соответствующим образом реализовано в отсутствие любого элемента, специально не описанного в данном документе, и/или любого необязательного элемента, описанного в данном документе. Несмотря на то, что композиции и способы описаны в контексте "содержания", "вмещения" или "включения" различных компонентов или этапов, композиции и способы кроме того могут "состоять главным образом из" или "состоять из" различных компонентов и этапов. Все числа и диапазоны, описанные выше, могут варьировать на некоторую величину. Всякий раз, когда описывается числовой диапазон с нижним пределом и верхним пределом, конкретно описывается любое число и любой включенный диапазон, попадающий в указанный диапазон. В частности, каждый диапазон значений (в виде "от около a до около b" или, эквивалентно, "от приблизительно a до b" или, эквивалентно, "от приблизительно a-b"), описанный здесь, следует понимать как описывающий каждое число и диапазон, входящие в более широкий диапазон значений. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют свой простой, обычный смысл, если иное явно и четко не определено патентообладателем. Более того, формы единственного числа, используемые в формуле изобретения, означают один или несколько элементов.

1. Способ контроля и передачи данных из ствола скважины на поверхность, включающий:

введение колонны труб в ствол скважины, при этом указанная колонна труб содержит компонент и трубчатый элемент, соединенный с колонной труб;

выполнение операции с колонной труб посредством приложения усилия к компоненту в стволе скважины;

измерение деформации, испытываемой колонной труб, с помощью по меньшей мере одного датчика деформации, включенного в трубчатый элемент; и

передачу в местоположение на поверхности данных, относящихся к деформации, с применением устройства передачи данных и, таким образом, определение усилия, прикладываемого к компоненту, при этом устройство передачи данных размещено в стенке трубчатого элемента таким образом, что канал через трубчатый элемент остается неограниченным;

работу устройства для создания импульсов давления в первом режиме передачи данных, пока не будет достигнуто пороговое значение усилия ниже требуемого прикладываемого усилия, которое должно быть приложено к компоненту;

работу устройства для создания импульсов давления во втором режиме передачи данных при достижении порогового значения усилия.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что выполнению операции с колонной труб предшествует:

приведение в действие насоса с целью подачи жидкости в ствол скважины;

выжидание стабилизации давления жидкости в скважине рядом с трубчатым элементом; и

измерение вызванного потоком напряжения колонны труб с помощью по меньшей мере одного датчика деформации, и при этом измерение деформации, испытываемой колонной труб, включает компенсацию вызванного потоком напряжения.

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что в трубчатом элементе размещен по меньшей мере один датчик давления, при этом способ дополнительно включает контроль давления жидкости в скважине с помощью по меньшей мере одного датчика давления и передачу данных о давлении в скважине в указанное местоположение на поверхности с применением устройства передачи данных.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что устройство передачи данных представляет собой устройство для создания импульсов давления, и при этом передача в указанное местоположение на поверхности данных, относящихся к деформации, включает передачу импульсов давления жидкости в указанное местоположение на поверхности через жидкость в стволе скважины.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что работа устройства для создания импульсов давления в первом режиме передачи данных включает генерирование одной или нескольких последовательностей импульсов давления жидкости, где длительность импульсов давления жидкости является постоянной.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что работа устройства для создания импульсов давления во втором режиме передачи данных включает постепенное изменение времени покоя импульсов давления жидкости, пока не будет достигнуто требуемое прикладываемое усилие.

7. Способ по п. 6, дополнительно включающий постепенное изменение времени покоя импульсов давления жидкости после превышения требуемого прикладываемого усилия.

8. Способ по п. 6, отличающийся тем, что время покоя между импульсами давления жидкости коррелирует с разностью между измеренной деформацией и требуемым прикладываемым усилием.

9. Способ по п. 1, дополнительно включающий приведение в действие устройства для создания импульсов давления с целью генерирования специальной последовательности импульсов давления жидкости при достижении требуемого прикладываемого усилия.

10. Способ по п. 1, дополнительно включающий:

сохранение данных, относящихся к деформации, в запоминающем устройстве, предусмотренном в трубчатом элементе;

извлечение трубчатого элемента в указанное местоположение на поверхности после завершения операции;

выгрузку данных, сохраненных в запоминающем устройстве; и

оценку усилия, приложенного к компоненту.

11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что устройство передачи данных представляет собой акустическое устройство, и передача данных, относящихся к деформации, в указанное местоположение на поверхности включает передачу акустических сигналов в указанное местоположение на поверхности.

12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что приложение усилия к компоненту в стволе скважины включает приложение к колонне труб осевого усилия.

13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что приложение усилия к компоненту в стволе скважины включает приложение к колонне труб крутящего усилия.

14. Узел для контроля и передачи данных из ствола скважины на поверхность, содержащий:

колонну труб, содержащую компонент для выполнения операции в стволе скважины при принятии усилия, прикладываемого колонной труб;

трубчатый элемент, соединенный с колонной труб и содержащий по меньшей мере один датчик деформации для измерения деформации, испытываемой колонной труб;

устройства для создания импульсов давления, размещенное в стенке трубчатого элемента таким образом, что канал через трубчатый элемент остается неограниченным, при этом устройство для создания импульсов давления выполнено с возможностью передачи данных, относящихся к деформации, в местоположение на поверхности и, таким образом, определения усилия, приложенного к компоненту,

причем устройство для создания импульсов давления выполнено с возможностью работы в первом режиме передачи данных, пока не будет достигнуто пороговое значение усилия ниже требуемого прикладываемого усилия, которое должно быть приложено к компоненту, и работы во втором режиме передачи данных при достижении порогового значения усилия.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. Предложено устройство для создания импульса давления для запуска оборудования, приводимого в действие давлением текучей среды и расположенного в трубе (12) для передачи текучей среды, в котором секция (27) стенки трубы имеет сквозные отверстия и на наружной стороне секции (27) расположена гибкая мембрана (24).

Изобретение относится к средствам гидроимпульсной скважинной телеметрии. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности передачи сигналов по гидравлическому каналу связи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для формирования импульса давления в буровом растворе в бурильной колонне для осуществления измерений в процессе бурения.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям в скважинах, а именно к анализу и обработке полученных данных с устройства акустического каротажа. .

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано при передаче измеренной забойной информации в процессе бурения по гидравлическому каналу связи. .

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано для передачи информации в процессе бурения. .

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано при контроле забойных параметров в процессе бурения. .

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для контроля забойных параметров в процессе бурения глубоких и сверхглубоких скважин. .

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для контроля забойных параметров процесса бурения нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение в целом относится к бурению скважин, и в частности к способу и устройству для распознавания трубного соединения внутри конструкции скважины. Система для обнаружения соединения труб внутри конструкции скважинного ствола содержит устройство, соединяемое в линию с конструкцией скважины.

Изобретение относится к разведке нефтяных месторождений, в частности к дальномерной системе позиционирования и методике с применением магнитных монополей. Техническим результатом является точное определение местоположения приемника относительно передатчиков и определение расстояния между передатчиком и приемником за счет использования передатчика и/или приемника, содержащего магнитный монополь.

Группа изобретений относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к скважинным инструментам. Технический результат – ориентирование насосно-компрессорной колонны относительно обсадной колонны в стволе скважины.

Изобретение относится к скважинному инструменту для определения боковых ответвлений в стенке ствола скважины или обсадной колонне. Техническим результатом является повышение достоверности измерений за счет увеличения разрешающей способности устройства.

Изобретение относится к учету состояния спуско-подъемных операций, в частности к учету буровых труб. Техническим результатом является исключение ошибок и искажений в вычислениях.

Изобретение относится к способу и инструменту для определения местоположения для определения местоположения скважинного инструмента, перемещающегося в обсадной колонне в скважине.

Изобретение относится к обнаружению положения плунжера при его перемещении вдоль скважины. Система 182 для идентификации местоположения плунжера 110, который перемещается вдоль скважины 100, включает источник звуковых волн, который переносится в скважине, выполненный с возможностью передачи акустического сигнала, когда плунжер 110 достигает места обнаружения в скважине 100.

Изобретение относится к операциям гидроразрыва, в частности к средствам идентификации трещи. Техническим результатом является упрощение, снижение трудозатрат на проведение операций в скважине и повышение безопасности и эффективности исследований.

Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано в нефтяной промышленности для непрерывного контроля местоположения бурового инструмента при бурении скважин.

Данное изобретение относится к области перфорирования и обработки подземных пластов для обеспечения добычи нефти и газа из них. Технический результат заключается в создании автономного скважинного инструмента, выполненного с возможностью саморазрушения, при этом нет необходимости в отдельной операции по удалению частей инструмента.

Изобретение в целом относится к бурению скважин, и в частности к способу и устройству для распознавания трубного соединения внутри конструкции скважины. Система для обнаружения соединения труб внутри конструкции скважинного ствола содержит устройство, соединяемое в линию с конструкцией скважины.

Изобретение относится к способу контроля усилия, прикладываемого к компоненту в стволе скважины после бурения ствола скважины и к узлу, предназначенному для использования при выполнении операции в скважине после бурения ствола скважины. Техническим результатом является повышение точности измерения нагрузки на долотокрутящего момента. Способ включает введение колонны труб в ствол скважины, при этом указанная колонна труб содержит компонент и трубчатый элемент, соединенный с колонной труб, выполнение операции с колонной труб посредством приложения усилия к компоненту в стволе скважины, измерение деформации, испытываемой колонной труб, с помощью по меньшей мере одного датчика деформации, включенного в трубчатый элемент, и передачу в местоположение на поверхности данных, относящихся к деформации, с применением устройства передачи данных и, таким образом, определение усилия, прикладываемого к компоненту, при этом устройство передачи данных размещено в стенке трубчатого элемента таким образом, что канал через трубчатый элемент остается неограниченным, работу устройства для создания импульсов давления в первом режиме передачи данных, пока не будет достигнуто пороговое значение усилия ниже требуемого прикладываемого усилия, которое должно быть приложено к компоненту, работу устройства для создания импульсов давления во втором режиме передачи данных при достижении порогового значения усилия. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.

Наверх