Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине

Изобретение относится к скважинным телеметрическим системам, используемым при бурении скважин, а именно к трубе с проводной линией, такой как бурильная труба, которая приспособлена для передачи данных и/или энергии между одним или несколькими участками внутри ствола скважины и поверхностью. Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине через колонну стыкующихся труб содержит электрические проводники, расположенные вдоль тела труб, и элементы бесконтактной связи, расположенные на ниппеле и муфте замка стыкующихся труб и выполненные в виде трансформатора, первичная и вторичная обмотки которого размещены в кольцевых проточках, расположенных соответственно на ниппеле и муфте стыкующихся труб. Между первичной и вторичной обмотками трансформатора стыкующихся труб нанесена электропроводящая смазка для снижения магнитного сопротивления. Технический результат, который может быть получен при осуществлении изобретения, заключается в повышении надежности, эффективности передачи сигнала и снижении допусков при выполнении труб. 1 ил.

 

Изобретение относится к скважинным телеметрическим системам, используемым при бурении скважин, а именно к трубе с проводной линией, такой как бурильная труба, которая приспособлена для передачи данных и/или энергии между одним или несколькими участками внутри ствола скважины и поверхностью.

Известна линия связи для забойных телеметрических систем контроля параметров бурения, содержащая проводной канал связи, встроенный с элементами электрической контактной связи, размещенными на ниппельной и муфтовой частях бурильных труб. Линия связи снабжена центраторами, установленными в муфтовой и ниппельной частях бурильных труб, пружиной и регулировочной и упорной гайками. На ниппельной части бурильных труб элементы контактной электрической связи выполнены в виде цанговых щеток, а на муфтовой - в виде колец. Элементы контактной электрической связи ниппельной и муфтовой частей бурильных труб размещены в соответствующих центраторах. В центраторе ниппельной части бурильных труб установлена пружина с возможностью взаимодействия с элементами контактной электрической связи ниппельной части бурильных труб. Элементы контактной электрической связи муфтовой части бурильных труб с помощью упорной гайки опираются на торец собственного центратора, а проводной канал связи соединен с регулировочной гайкой (патент RU №2111352, опубл. 20.05.1998 г.).

Недостатком известной линии связи является необходимость использования центраторов и различных типов центраторов для бурильных труб с разными диаметрами. Это предъявляет высокие требования к качеству выполнения труб, а также приводит к снижению эффективности передачи сигнала.

Известна система соединенных труб для передачи сигналов в скважинных условиях, каждая из которых содержит трубчатое тело, оснащенное коммуникационным элементом связи на каждом конце трубчатого тела или вблизи него, предназначенным для передачи сигналов между соседними соединенными трубами, удлиненную подкладку, расположенную вдоль внутренней стенки трубчатого тела, и один или несколько соединительных проводов, проходящих вдоль подкладки, расположенных между внутренней стенкой трубчатого тела и по меньшей мере участком подкладки и присоединенных к коммуникационному элементу связи для образования проводной линии связи, и трубчатую втулку, расширенную внутри трубчатого тела так, что подкладка закреплена между трубчатым телом и расширяемой втулкой (US 4126848 А, опубл. 21 ноября 1978 г.).

Недостатком известной системы являются высокие требования в изготовлении труб и составляющих для обеспечения контактирующей поверхности проводников.

Известна система двусторонней телеметрии по бурильной колонне для измерений и управления бурением, при которой используется буровая установка, бурильная колонна, верхний конец которой имеет возможность механического соединения с буровой установкой и возможность подвешиваться на буровой установке и компоновка низа бурильной колонны, которая примыкает к нижнему концу бурильной колонны, причем компоновка низа бурильной колонны включает в себя буровое долото у своего нижнего конца. Устройство содержит, по меньшей мере, одно измерительное устройство в компоновке низа бурильной колонны, причем, по меньшей мере, одно измерительное устройство выполнено с возможностью выдавать данные измерений, соответствующие измеренному параметру у компоновки низа бурильной колонны; систему процессора у верха скважины на поверхности земли; систему телеметрии по бурильной колонне, которая соединяется с упомянутым, по меньшей мере, одним измерительным устройством и которая соединяется с упомянутой системой процессора у верха скважины; и передатчик для передачи данных от упомянутого измерительного устройства на упомянутую систему процессора у верха скважины через упомянутую систему телеметрии по бурильной колонне, один скважинный датчик на участке бурильной трубы с проводом бурильной колонны, причем упомянутый датчик осуществляет связь с процессором у верха скважины через бурильные трубы с проводом (патент RU №2413841, опубл. 10.03.2011 г.).

Недостатками известной системы являются наличие воздушного зазора между контактами магнитопроводов и высокие технологические требования для изготовления вышеуказанных труб.

Известна система измерения параметров условий в стволе скважины вдоль конкретных зон скважины, содержащая гибкую насосно-компрессорную трубу (НКТ), имеющую оптоволоконный проводник и секцию с контрольно-измерительными приборами. При этом оптоволоконный проводник расположен в углублении заподлицо с внешней поверхностью секции гибкой НКТ, снабженной контрольно-измерительными приборами. Причем указанное углубление выполнено криволинейным. Кроме того, система содержит устройство закрепления оптоволоконного проводника на поверхности стенки гибкой НКТ, переходник, через который указанный проводник проходит к внутреннему оптоволоконному проводнику, и соединительную муфту. Причем соединительная муфта выполнена с возможностью передачи данных посредством бесконтактной телеметрии (патент RU №2484247, опубл. 10.06.2013 г.).

Недостатком известной системы является применение оптоволоконной связи, не выдерживающей появление минимальных зазоров или разрывов в проводах труб.

Наиболее близкой системой того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является система передачи информации, электрической энергии, содержащая электрические проводники, расположенные вдоль тела труб, и элементы бесконтактной связи на ниппеле и муфте. Эти элементы выполнены в виде трансформаторных обмоток, размещенных в кольцевых проточках стыкуемых труб. Кольцевые проточки выполняются или на торце муфты и на упорной плоскости ниппеля, или в конических резьбовых поверхностях ниппеля и муфты, или на торце ниппеля и противолежащей ему плоскости муфты, или в наружных цилиндрических поверхностях ниппеля и муфты, или во внутренних поверхностях ниппеля и муфты. Трансформаторные обмотки могут быть размещены внутри собственных разомкнутых магнитопроводов, при этом трубы могут быть выполнены из немагнитного материала. Трансформаторные обмотки могут быть намотаны вокруг собственных замкнутых кольцевых магнитопроводов, установленных в кольцевых проточках, при этом трубы могут быть выполнены из немагнитного электропроводного материала (патент RU №2040691, опубл. 25.07.1995 г.). Данная система принята за прототип.

Признаки прототипа, совпадающие с существенными признаками заявляемого изобретения: электрические проводники, расположенные вдоль тела труб, и элементы бесконтактной связи, расположенные на ниппеле и муфте замка стыкующихся труб; элементы бесконтактной связи выполнены в виде трансформатора, первичная и вторичная обмотки которого размещены на кольцевых проточках, расположенных соответственно на ниппеле и муфте стыкующихся труб.

Недостатками известной системы, принятой за прототип, являются наличие воздушного зазора между контактами магнитопроводов и высокие технологические требования для изготовления вышеуказанных труб.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении изобретения, заключается в повышении надежности, эффективности передачи сигнала и снижении допусков при выполнении труб.

Указанный технический результат достигается тем, что в известной системе передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине через колонну стыкующихся труб, содержащей электрические проводники, расположенные вдоль тела труб, и элементы бесконтактной связи, расположенные на ниппеле и муфте замка стыкующихся труб и выполненные в виде трансформатора, первичная и вторичная обмотки которого размещены в кольцевых проточках, расположенных соответственно на ниппеле и муфте стыкующихся труб, согласно изобретению между первичной и вторичной обмотками трансформатора стыкующихся труб нанесена электропроводящая смазка для снижения магнитного сопротивления.

Признак заявляемого технического решения, отличительный от прототипа, - между первичной и вторичной обмотками трансформатора стыкующихся труб нанесена электропроводящая смазка для снижения магнитного сопротивления.

Нанесение электропроводящей смазки между первичной и вторичной обмотками трансформатора стыкующихся труб позволяет снизить магнитоэлектрическое сопротивление, образованное воздушным зазором сопротивления, заменив его на магнитоэлектрическое сопротивление электропроводящей смазки. Благодаря этому достигается заявленный технический результат: повышение надежности, эффективности передачи сигнала и снижение допусков при выполнении труб.

Заявителю неизвестно использование в науке и технике отличительного признака системы передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине с получением указанного технического результата.

Предлагаемая система поясняется чертежом, на котором представлена колонна труб электрической системы передачи, в которой трансформаторные обмотки размещены в кольцевых выточках на торце муфты и на упорной плоскости ниппеля.

Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине через колонну стыкующихся труб (фиг.) содержит электрические проводники 1, расположенные вдоль тела труб 2, 3, зафиксированные и изолированные компаундом, и элементы бесконтактной связи, расположенные на ниппеле 4 и муфте 5 замка стыкующихся труб 2, 3. Ниппель 4 одной из труб 2 колонны соединен с муфтой 5 второй трубы 3 резьбовым соединением 6. Элементы бесконтактной связи выполнены в виде трансформатора, первичная и вторичная обмотки 7 которого размещены в кольцевых проточках 8, расположенных соответственно на ниппеле 4 и муфте 5 стыкующихся труб 2, 3. Между первичной и вторичной обмотками 7 трансформатора стыкующихся труб 2, 3 нанесена электропроводящая смазка 9 для снижения магнитного сопротивления.

Кольцевые проточки 8 выполнены или на торце муфты 5 и на упорной плоскости ниппеля 4, или в конических резьбовых поверхностях ниппеля 4 и муфты 5, или на торце ниппеля 4 и противолежащей ему плоскости муфты 5, или в наружных цилиндрических поверхностях ниппеля 4 и муфты 5, или во внутренних поверхностях ниппеля 4 и муфты 5. Трансформаторные обмотки 7 могут быть размещены внутри собственных разомкнутых магнитопроводов, при этом трубы 2, 3 могут быть выполнены из немагнитного материала. Трансформаторные обмотки 7 могут быть намотаны вокруг собственных замкнутых кольцевых магнитопроводов, установленных в кольцевых проточках 8, при этом трубы 2, 3 могут быть выполнены из немагнитного электропроводного материала. Электропроводящая смазка 9 наносится в места контактирования магнитопроводов трансформаторных обмоток 7. Нанесение смазки 9 производится при монтаже бурильных труб.

Электропроводящая смазка 9 является типовой, служит для снижения электрического сопротивления на контактах, а также снижения коррозийных эффектов. Может быть использована электропроводящая смазка - «УВС Суперконт» или другие аналоги, например, ЭПС-150, ЭПС-250.

Электропроводящая смазка содержит минеральное масло, присадку, металлический порошок, в качестве которого используют высокодисперсный порошок меди, стабилизирующую добавку, загуститель, в качестве которого используют этилцеллюлозу. В качестве присадки используют органическую матрицу, представляющую собой соли высокомолекулярных органических соединений (мыло) и высших органических жирных кислот. В качестве стабилизирующей добавки используют 30%-ный раствор бензотриазола в ацетоне. Электрическая смазка содержит компоненты в следующем соотношении, мас. %: органическая матрица - 40, высокодисперсный порошок меди - 30, загуститель - 20, стабилизирующая добавка - 5, минеральное масло - остальное.

Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине работает следующим образом.

Датчики измеряемых параметров производят регистрацию температуры, давления, магнитного поля и т.д. Полученная информация поступает на электронику обработки данных, где информация обрабатывается и поступает на передающее устройство, которое формирует сигнал для передачи на поверхность. Далее сигнал проходит через электрические проводники 1, расположенные вдоль тела трубы 3. Фиксация и изоляция проводников 1 выполняется при помощи компаунда. Для передачи сигнала между трубами 2, 3 используется трансформатор, первичная и вторичная обмотки 7 которого размещены в кольцевых проточках 8, расположенных соответственно на ниппеле 4 и муфте 5 стыкующихся труб 2, 3. Электропроводящая смазка 9 снижает магнитное сопротивление контакта обмоток 7 трансформатора, затем сигнал передается по электрическим проводникам 1 трубы 2. Таким образом по колонне труб 2, 3 информация передается на поверхность.

Заявляемая система позволяет повысить надежность и эффективность передачи сигнала на 10% по сравнению с прототипом, что дает возможность уменьшить допуски при изготовлении труб. Этот технический результат был установлен при лабораторном испытании опытного образца системы передачи электрической энергии и информации в колонне стыкующихся труб.

Преимущество изобретения заключается в снижении магнитоэлектрического сопротивления, создаваемого на контактах индуктивной электрической муфты, что существенно повышает надежность и качество передачи сигнала телеметрической системы с возможностью уменьшения допусков при изготовлении труб.

Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине через колонну стыкующихся труб, содержащая электрические проводники, расположенные вдоль тела труб, и элементы бесконтактной связи, расположенные на ниппеле и муфте замка стыкующихся труб и выполненные в виде трансформатора, первичная и вторичная обмотки которого размещены в кольцевых проточках, расположенных соответственно на ниппеле и муфте стыкующихся труб, отличающаяся тем, что между первичной и вторичной обмотками трансформатора стыкующихся труб нанесена электропроводящая смазка для снижения магнитного сопротивления.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к передаче предупреждений об опасности пересечения скважин на удаленное устройство. Способ включает этапы, на которых определяют обрабатывающим устройством, соединенным с инструментами в выбуриваемой скважине, существование опасности пересечения первой скважины со второй скважиной, принимают полевой вычислительной машиной сообщение, причем сообщение содержит предупреждение о том, что существует опасность пересечения первой скважины, которая является выбуриваемой скважиной, со второй скважиной, отправляют полевой вычислительной машиной сообщение по беспроводной связи посредством беспроводной сети сторонней компании на мобильное устройство и отображают уведомление, отражающее предупреждение, в удаленном графическом пользовательском интерфейсе мобильного устройства и в полевой вычислительной машине.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области геофизических исследований скважин, а именно к способам для осуществления измерения и контроля параметров скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для передачи информации между забоем и устьем, и может быть использовано для определения направления бурения скважин с горизонтальным участком, в том числе непосредственно в процессе бурения роторным способом.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к технике для контроля и оперативного управления траекторией ствола наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к технике для контроля и оперативного управления траекторией ствола наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Изобретение относится к области строительства глубоких скважин, в частности к способам контроля забойных параметров скважины. Техническим результатом является упрощение выполнения контроля забойных параметров и повышение эффективности его использования, в том числе в аварийных ситуациях.

Группа изобретений относится к системам бурения в земной коре. Технический результат – стабильная скорость вращения каждого из участков бурильной колонны.

Изобретение относится к способу и системе управления рабочим процессом каротажа с использованием механизма адаптивного обучения, применяемого в забое и(или) на поверхности.

Изобретение относится к управлению работами в стволе скважины для добычи углеводородов из подземных продуктивных пластов. Техническим результатом является повышение точности управления траекторией ствола скважины.

Область применения: изобретение относится к геофизическим исследованиям технического состояния нефтегазовых скважин и может быть использовано для обнаружения различных дефектов в нескольких колоннах скважин.

Группа изобретений относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. Технический результат – обеспечение свободы движения с возможностью преобразования вращения вокруг одной продольной оси во вращение вокруг другой продольной оси, несоосной первой продольной оси.

Группа изобретений относится к извлечению нефти, газа или минералов. Технический результат – мониторинг и контроль за забоем скважины.

Группа изобретений относится к погружным насосным установкам. Технический результат – усовершенствование конструкции за счет повышения устойчивости к загрязнениям и износу, вызванному твердыми частицами.

Изобретение относится к области бурения, а именно к бурильным штангам. Технический результат – уменьшение веса бурильных штанг при сохранении и уменьшении потери жесткости при сгибании-скручивании.
Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований и ремонтно-изоляционных работ в действующих скважинах.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения скважин. Узел дефлектора заканчивания для применения со стволом скважины, имеющим по меньшей мере одну боковую ветвь, содержит дефлектор заканчивания, имеющий по сути трубчатое тело, сформированное стенкой, проходящей вдоль оси, полую внутреннюю часть, наружную поверхность, верхний по стволу скважины конец и нижний по стволу скважины конец, причем указанные верхний по стволу скважины и нижний по стволу скважины концы открыты для указанной внутренней части, указанный верхний по стволу скважины конец имеет наклоненную поверхность относительно указанной оси; и сегмент первой линии связи, проходящий между указанным верхним по стволу скважины концом и указанным нижним по стволу скважины концом, причем указанный сегмент первой линии связи расположен полностью снаружи указанной внутренней части указанного дефлектора заканчивания.

Изобретение относится к устройствам, предназначенным для отсоединения колонны бурильных труб от прихваченного в скважине колонкового снаряда или бурового долота, преимущественно при бурении со съемным керноприемником.

Группа изобретений относится к скважинному инструменту, способу и компоновке, применяемым для бурения или заканчивания крутых наклонных скважин или горизонтальных участков стволов скважин в нефтегазовой промышленности.

Изобретение относится к области эксплуатации газонефтяных скважин, а именно к гибким трубам нефтяного сортамента (колтюбингу). Технический результат – составление многоканальной длинномерной гибкой колонны с необходимым набором сервисных каналов в соответствии с применяемой скважинной технологией или способом механизированной добычи.

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано в компоновке обсадной колонны или хвостовиков при креплении нефтяных и газовых скважин, а также боковых стволов.

Изобретение относится к ударно-поворотному разведочному бурению. Технический результат – улучшение жесткости и промывки резьбовой бурильной штанги. Удлиненный бурильный компонент для ударно-поворотного бурения содержит охватывающий резьбовой конец, имеющий наружный диаметр (Dot), вставной резьбовой конец, центральную часть между концами, имеющую наружный диаметр (Doc), и при этом наружный диаметр охватывающего резьбового конца больше наружного диаметра центральной части. Сквозной промывочный канал, содержащий центральный промывочный канал, имеющий диаметр (Dic), и промывочные каналы резьбы, имеющие диаметр (Dit). Отношение упругого момента сопротивления сечения резьбового бурильного замка, измеренного, когда охватывающий резьбовой конец соединен с вставным резьбовым концом идентичного компонента, к упругому моменту сопротивления сечения центральной части, St/Sc, больше 1,5 и отношение диаметра центрального промывочного канала к наружному диаметру центральной части, Dic/Doc имеет величину между 0,45 и 0,95. 10 з.п. ф-лы, 2 табл., 6 ил.

Изобретение относится к скважинным телеметрическим системам, используемым при бурении скважин, а именно к трубе с проводной линией, такой как бурильная труба, которая приспособлена для передачи данных иили энергии между одним или несколькими участками внутри ствола скважины и поверхностью. Система передачи информации о пространственном расположении на расстояние в скважине через колонну стыкующихся труб содержит электрические проводники, расположенные вдоль тела труб, и элементы бесконтактной связи, расположенные на ниппеле и муфте замка стыкующихся труб и выполненные в виде трансформатора, первичная и вторичная обмотки которого размещены в кольцевых проточках, расположенных соответственно на ниппеле и муфте стыкующихся труб. Между первичной и вторичной обмотками трансформатора стыкующихся труб нанесена электропроводящая смазка для снижения магнитного сопротивления. Технический результат, который может быть получен при осуществлении изобретения, заключается в повышении надежности, эффективности передачи сигнала и снижении допусков при выполнении труб. 1 ил.

Наверх