EA025452B1 - Система и способ дистанционного измерения - Google Patents
Система и способ дистанционного измерения Download PDFInfo
- Publication number
- EA025452B1 EA025452B1 EA201390692A EA201390692A EA025452B1 EA 025452 B1 EA025452 B1 EA 025452B1 EA 201390692 A EA201390692 A EA 201390692A EA 201390692 A EA201390692 A EA 201390692A EA 025452 B1 EA025452 B1 EA 025452B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- power
- signal
- drill string
- sensor
- sensor signal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 17
- 239000012212 insulator Substances 0.000 claims description 17
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 3
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 claims description 3
- 230000000712 assembly Effects 0.000 claims description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 claims description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims 5
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 11
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 9
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 9
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 8
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 7
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 5
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 229910000859 α-Fe Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000003534 oscillatory effect Effects 0.000 description 2
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- -1 without limitation Substances 0.000 description 2
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000615 nonconductor Substances 0.000 description 1
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Abstract
Система для контроля условий в стволе скважины и способ ее использования. Скважинная колонна насосно-компрессорных труб и обсадная колонна действуют как электропроводная пара для подачи питания на один или несколько активных датчиков в забойной зоне скважины. На поверхности питание и сигнал изолируются так, что та же электропроводная пара может действовать, передавая сигналы датчика на поверхность. В варианте осуществления сигналы датчика являются радиочастотными (РЧ) сигналами и наземные электронные схемы демодулируют радиочастотные (РЧ) сигналы от питания датчика.
Description
Заявка на данное изобретение испрашивает приоритет по предварительной патентной заявке США 61413,179, поданной 12 ноября 2010 г., которая полностью включена в данный документ в виде ссылки.
Область техники
Настоящее изобретение относится, в общем, к дистанционному измерению и, конкретнее, к измерению давлений и температур в среде забойной зоны скважины.
В добыче запасов полезных ископаемых может быть полезным осуществление контроля различных условий в местах, удаленных от наблюдателя. В частности, может быть полезным обеспечение контроля температур и давлений на глубине в стволе скважины, пробуренной для разведки или добычи. Поскольку такие стволы скважин могут проходить несколько миль, часто не является практичной замена источников питания для датчиков, установленных в стволе скважины.
Сущность изобретения
Аспект варианта осуществления настоящего изобретения включает в себя устройство для контроля условий в стволе скважины. Скважинная колонна насосно-компрессорных труб и обсадная колонна действуют как электропроводная пара для подачи питания на один или несколько внутрискважинных активных датчиков. На поверхности питание и сигнал являются изолированными, так что одна электропроводная пара может действовать, передавая сигналы датчика на поверхность.
Аспект варианта осуществления настоящего изобретения включает в себя систему для измерения условий в среде забойной зоны скважины под землей, включающую в себя источник, сконфигурированный и выполненный с возможностью передачи сигнала питания с помощью бурильной колонны в стволе скважины, модуль датчика, электрически связанный с источником с помощью бурильной колонны, причем модуль датчика, содержащий осциллятор, имеющий резонансную частоту, изменяющуюся с изменением условия в среде забойной зоны скважины, причем модуль датчика сконфигурирован и выполнен с возможностью приема питания из источника и выработки сигнала датчика в ответ на условие в среде забойной зоны скважины и передачи сигнала с помощью бурильной колонны, к поверхности, а также детектор, электрически связанный с модулем датчика с помощью бурильной колонны и сконфигурированный и выполненный с возможностью приема сигнала датчика.
Аспект варианта осуществления настоящего изобретения включает в себя систему для контроля условий в стволе скважины. Скважинная колонна насосно-компрессорных труб и обсадная колонна действуют как электропроводная пара для подачи питания на один или несколько внутрискважинных активных датчиков. Как на поверхности, так и на датчике сигналы питания и датчика являются изолированными, так что одна электропроводная пара может действовать, передавая сигналы датчика на поверхность.
Другой аспект варианта осуществления настоящего изобретения включает в себя способ контроля условий в стволе скважины. Сигнал питания передается с помощью бурильной колонны на один или несколько внутрискважинных активных датчиков. Сигнал датчика передается с помощью бурильной колонны на поверхность. Как на поверхности, так и в датчике сигналы питания и датчика являются изолированными.
Аспекты вариантов осуществления настоящего изобретения включают в себя материальный машиночитаемый носитель с исполняемыми компьютером инструкциями для выполнения любого из упомянутых выше способов и/или для управления любым из упомянутых выше устройств или систем.
Описание чертежей
Другие признаки, описываемые в данном документе, должны стать ясны специалисту в данной области техники из подробного описания с прилагаемыми чертежами.
На фиг. 1 схематично показана система получения данных среды забойной зоны в стволе скважины под землей согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 2 показана электрическая схема цепи, выполненной с возможностью обеспечения питания постоянным током датчика на месте в забойной зоне скважины и приема входных данных с датчика для передачи на поверхность.
На фиг. 3 показана схема варианта осуществления для переменного тока системы передачи питания и сигнала для удаленного датчика.
На фиг. 4 показана схема варианта осуществления для постоянного тока системы передачи питания и сигнала для удаленного датчика.
На фиг. 5 показана блок-схема системы соединения трансформатора согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 6 показана блок-схема сборки модуля датчика согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 7 показана блок-схема интерфейса модуля датчика согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 8 показана блок-схема изолированной системы согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
- 1 025452
Подробное описание
На фиг. 1 показан пример устройства 100 для контроля условий в подземном стволе скважины. Устройство 100 включает в себя электромагнитный передающий канал, такой как электропроводная линия 102 для передачи электромагнитной энергии через ствол скважины. Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что электропроводная линия 102 может иметь различные формы или варианты осуществления, в зависимости от состояния ствола скважины. Так, например, электропроводная линия 102 может содержать эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб в законченной скважине или бурильную колонну в скважине, находящейся в процессе строительства. Вблизи верха электропроводной линии 102 обеспечен трансформатор 104 для соединения электропроводной трубы с источником электромагнитной энергии. Можно использовать альтернативные способы соединения с трансформатором 104. Например, линию передачи можно напрямую соединять с коаксиальным кабелем или любым другим подходящим кабелем.
Как показано в примере варианта осуществления, трансформатор 104 включает в себя пакет ферритовых колец 106 и провод 108, обмотанный вокруг колец. Провод 108 включает в себя концевые выводы 110, которые могут соединяться с генератором 112 сигналов, который может быть выполнен с возможностью производить импульсный или непрерывный волновой сигнал, как необходимо или желательно. Провод 108 может дополнительно соединяться с приемником 114. Приемник 114 может быть выполнен в виде компьютера, включающего в себя шину для приема сигналов от устройства 100 для сохранения, обработки и/или отображения. При этом, компьютер 114 может быть снабжен дисплеем 118, который может включать в себя, например, графический интерфейс пользователя.
Компьютер 114 может программироваться с возможностью обработки принимаемых сигналов датчика для предоставления величины измеренного параметра. Компьютер 114 может выполнять любую необходимую обработку регистрируемого сигнала, включающую в себя, без ограничения этим, статистический анализ (например, Фурье) сигнала, деконволюцию сигнала, корреляцию с другим сигналом или т.п. Имеются серийно производимые изделия, известные специалистам в данной области техники, которые можно использовать для выполнения любого подходящего частотного детектирования. Альтернативно, компьютер может быть снабжен таблицей соответствия в запоминающем устройстве или в доступном носителе, дающей корреляцию принятых модулированных сигналов с измеренными параметрами условий в стволе скважины.
В типичном варианте применения в бурении в стволе скважины должна находиться обсадная колонна 120 скважины, которую используют для крепления ствола скважины. Данную обсадную колонну 120 часто выполняют из проводящего материала, такого как сталь, в таком случае колонна работает совместно линией 102 для образования коаксиальной линии передачи, и нет необходимости создавать какое-либо дополнительное проводящее средство. В случае, если обсадная колонна не является проводящей, проводящая гильза (не показано) может быть создана в обсадной колонне для формирования коаксиальной структуры. Для поддержания зазора между линией 102 и обсадной колонной 120, устройство 100 может включать в себя диэлектрические кольца 122, расположенные с интервалами вдоль проводящей линии 102.
Разделители могут, например, быть выполнены в качестве изолированных центраторов, представляющих собой диски из любого подходящего материала, включающего в себя, без ограничения этим, нейлон или политетрафторэтилен (ПТФЭ). Хотя показанный вариант осуществления использует коаксиальную линию передачи, предполагается, что можно использовать альтернативные варианты осуществления линии передачи, такие как однопроводная линия, спаренные проводные линии или волновод. Например, обсадная колонна может действовать автономно в качестве волновода для некоторых частот электромагнитных волн. Кроме того, отрезки длины коаксиального кабеля можно использовать во всей линии или ее части. Такой коаксиальный кабель может быть особенно полезным, когда электроизоляционную текучую среду нельзя использовать в обсадной колонне 120 (например, когда минерализованная вода или другая проводящая текучая среда присутствует в обсадной колонне 120).
Участок 124 зонда расположен вблизи дальнего конца устройства 100. В принципе, участок зонда может располагаться в любой точке по длине линии передачи данных. На самом деле, несколько таких участков зонда можно устанавливать с интервалами по длине. В принципе, мультиплексирование по длине волны в коаксиальной линии можно использовать для обеспечения применения нескольких зондов с одной линии связи без создания помех друг другу.
Участок зонда включает в себя отверстие 126, выполненное с возможностью передачи давления и температуры окружающей текучей среды, присутствующей в стволе скважины, в зонд, где его может измерять датчик (не показано на фиг. 1). Под зондом показан пакер 128 и зубья 130 пакера.
На фиг. 2 показана электрическая схема участка на забое скважины варианта осуществления системы согласно изобретению. Резистивно-емкостное оконечное устройство 200 предназначено для уменьшения или устранения отраженных волн на конце линии. От конца линии, путь сигнала питания зависит от того, каким является сигнал, сигналом постоянного тока или сигналом переменного тока. Примененный постоянный ток должен проходить по верхнему пути 202 через индуктор 204 высокой индуктивности (которая может составлять, например, около 1 мГн) и проходить через диод 206, прибывая на участок
- 2 025452 вывода питания постоянного тока цепи 208 справа на фигуре. С другой стороны, примененный переменный ток должен проходить через индуктор 212 относительно низкой индуктивности (которая может составлять, например, около 17 мкГн). Энергия переменного тока проходит через силовой трансформатор 214 и мостовой выпрямитель 216 для получения питания постоянного тока на том же участке ввода питания постоянного тока цепи 208. Датчики вырабатывают сигнал (в общем, радиочастотный (РЧ) сигнал), который принимается на участке ввода радиочастотного датчика цепи 218 и соединяется обратно с электропроводной парой для передачи на поверхность.
Изобретатели определили, что электрически изолированная скважинная колонна должна обеспечивать лучшее соответствие полного сопротивления скважинной колонны по отношению к передаваемому радиочастотному (РЧ) сигналу. Кроме того и одновременно, такой электроизолятор должен обеспечивать передачу питания переменного и постоянного тока по колонне насосно-компрессорных труб для питания при выполнении функций в забойной зоне скважины. Способ и устройство пассивного переключения питания обеспечивает избирательное подключение питания к цепям и нагрузкам в забойной зоне скважины.
Физическая реализация изолятора постоянного тока скважинной колонны в общем, требует прочных механических компонентов, которые при объединении в сборку, могут надежно нести до 200000 фунтов нагрузки скважинной колонны насосно-компрессорных труб, выдерживать высокие крутящие моменты скрепления и соответствовать требованиям эксплуатации по воздействию химреагентов и окружающей среды.
В теории изолятор может представлять собой не более, чем диэлектрический разрыв в сплошной детали насосно-компрессорной трубы. На практике, такой изолятор должен входить в скважинные обсадные колонны с достаточным зазором, иметь низкое сквозное емкостное сопротивление, быть способным выдерживать приложенную разность потенциалов в сотни вольт, и, что возможно наиболее важно, приниматься буровыми мастерами с уверенностью в безотказной работе. Встроенные в конструкцию элементы безотказной работы могут также быть полезны, или требуются для приемки пользователями.
Согласно варианту осуществления изобретения методика изоляции по постоянному току включает в себя керамические или другие неэлектропроводные изоляторы, вставленные последовательно со скважинной насосно-компрессорной трубой. Изолятор может, например, встраиваться в 4 футовую секцию насосно-компрессорной трубы, обычно именуемую переводником.
Керамические части и части насосно-компрессорной трубы могут соединяться друг с другом фиксаторами и должны соединяться без электрического закорачивания частей насосно-компрессорных труб друг с другом. Изоляционное покрытие может наноситься на внутреннюю и наружную поверхности сборки в качестве защиты от электрического пробоя на промежутке.
В варианте осуществления РЧ соединение (сигнал датчика) и соединение постоянного тока (питание) выполняется на насосно-компрессорной трубе в виде общего соединения, с выполнением разделения сигнала электронным устройством за пределами скважины.
Многочисленные структуры механических соединений и узлов уже спроектированы и построены. Многие из них демонстрируют величины электрического сопротивления слишком низкие для практического использования. На практике оказываются полезными величины сопротивления изоляции, составляющие 2000 Ом или больше.
Пример установки согласно варианту осуществления изобретения схематично показан на фиг. 3. В примере фиг. 3 сигнал питания, генерируемый на поверхности, является сигналом переменного тока, передаваемым на ввод 300. Сигнал переменного тока передается в пару проводников через силовые сердечники 302 типа ферритового трансформатора описанного выше, показанного на фиг. 1. На фиг. 4 показано альтернативное решение, в котором сигнал питания является сигналом постоянного тока.
Как показано на фиг. 3 и 4, основная разница заключается в использовании трансформатора, который может представлять собой, например, тороидальный трансформатор, выполненный со спиральными ленточными сердечниками на скважинной колонне насосно-компрессорных труб несколько ниже оборудования устья скважины и над набором радиочастотных ферритовых сердечников 304. В данном подходе небольшое число витков составляет основной трансформатор, со скважинной насосно-компрессорной трубой составляющей вторичную обмотку трансформатора. В примере это может быть одновитковая вторичная обмотка. Решение с модулем 310 датчика и пружинным центратором 312, используемыми в изоляторе постоянного тока, не меняется в варианте применения переменного тока.
В данном способе сигналы питания, вырабатываемые источником 318 питания, подаются на модуль 310 датчика от нижнего трансформатора 304. В реверсивном направлении модуль 310 датчика генерирует сигналы связи, которые передаются на нижний трансформатор 304. Сигналы связи проводятся вверх по колонне насосно-компрессорных труб на верхний трансформатор 302 и затем передаются на приемник 320 наземной системы 500 (как показано на фиг. 5). Электрический путь завершается заземлением колонны насосно-компрессорных труб на не используемых сторонах верхнего и нижнего трансформаторов и заземлением системы на поверхности и модуля 310 датчика. На практике, обсадная колонна является, в общем, заземленной. Таким образом, колонна насосно-компрессорных труб над верхним трансформатором может заземляться с помощью соединения колонны насосно-компрессорных труб с обсад- 3 025452 ной колонной через оборудование устья скважины. Колонна насосно-компрессорных труб под нижним трансформатором 304 может заземляться с помощью соединения колонны насосно-компрессорных труб с обсадной колонной через пружинный центратор 312, например.
В варианте осуществления трансформаторы выполнены с использованием колонны насоснокомпрессорных труб как одной из обмоток каждого трансформатора. Например, на верхнем трансформаторе сигнал питания от системы на поверхности передается на первичную обмотку тороидального трансформатора, установленного вокруг колонны насосно-компрессорных труб. Колонна насоснокомпрессорных труб сама является одним витком вторичной обмотки трансформатора для силовой цепи. Аналогично, нижний трансформатор является другим тороидальным трансформатором, окружающим колонну насосно-компрессорных труб, и включает в себя для силовой цепи первичную обмотку, которой является сама колонна насосно-компрессорных труб, и вторичную обмотку, которая соединяется с модулем 310 датчика. В цепи связи сигналы передаются с использованием одних трансформаторов, хотя (в сравнении с силовой цепью) первичная и вторичная обмотки в каждом трансформаторе меняются ролями.
В варианте осуществления методика изоляции переменного тока включает в себя изолятор, смонтированный на короткой секции стальной насосно-компрессорной трубы, содержащей магниты переменного тока и радиочастотные магниты. Отдельные электрические соединения (300, 314, соответственно) переменного тока и РЧ, могут выполняться с проходом через подвеску 316 оборудования устья скважины. Подходящее полное сопротивление для РЧ сигнала можно устанавливать, выбирая РЧ магнитный материал. Подходящее полное сопротивление для источника переменного тока можно устанавливать, выбирая характеристики трансформатора переменного тока.
В данном подходе на РЧ полное сопротивление, установленное РЧ магнитами, также влияет присутствие магнитов переменного тока, которые представляют очень высокое РЧ полное сопротивление. При этом, может потребоваться создание электрического пути вокруг магнитов переменного тока к оборудованию устья скважины для токов РЧ, проходящих вверх по скважинной колонне от блока 310 датчика. В таком случае требуются два различных электрических соединения с оборудованием устья скважины.
На практике частоты питания могут составлять между 5 и 200 КГц, например. С другой стороны, радиочастоты передачи данных могут иметь диапазон между 3 и 8 МГ ц. В варианте осуществления питание подается с частотой в диапазоне между 1 и 10 КГц, и в передаче данных используют схему частотной модуляции в диапазоне частот между 15 и 30 КГц. Частоты питания выше диапазона радиочастот (РЧ) являются в теории применимыми. Частоты данных датчика можно также выбирать за пределами упомянутых диапазонов. Поскольку частоты питания и передачи сигналов датчика являются различными, разделение их является возможным с использованием фильтрования либо в системе 500 на поверхности и/или в модуле 310 датчика.
В результате питания и передачи данных на основе использования трансформатора через бурильную колонну можно исключить необходимость токоограничивающих или направляющих ток устройств (т.е. устройств, обеспечивающих поток тока либо вверх или вниз по колонне насосно-компрессорных труб). Поскольку отсутствует требование направления питания и передачи данных по колонне насоснокомпрессорных труб, передача становится менее восприимчивой к затуханию, чем в случае применения необходимых направляющих ток устройств. Это, в свою очередь, обеспечивает использование маломощных датчиков (например, менее 10 В) в модуле датчика. Данные маломощные датчики позволяют системе в целом выдерживать значительное затухание между источником питания и внутрискважинными датчиками.
На фиг. 6 показана блок-схема сборки модуля 600 датчика согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Как должно быть ясно, модуль 600 датчика является аналогичным устройству, показанному на фиг. 2 и представляет альтернативный подход, иллюстрирующий аналогичные концепции.
Модуль 600 датчика соединяется с нижним трансформатором с помощью шины 602, которая передает как сигнал питания, так и сигнал данных датчика. Фильтр 604 нижних частот пропускает низкочастотный сигнал питания в силовую цепь модуля датчика, которая составлена из трансформатора 606, выпрямителя 608 и регулятора 610 напряжения. Питание подается на микропроцессор 612 и на один или несколько цифровых измерительных приборов 614, каждый из которых может представлять собой, например, измерительный прибор ОиаП/йупс®. который серийно производится и поставляется ОиаП/йупс. 1пс., 8а11 Ьаке ΟίΙν, ϋΤ. Такие измерительные приборы составляют кварцевый резонатор и часто комплектуются прилагаемыми колебательным контуром и процессором (например, частотомером), и могут включать в себя базовые и температурные пьезокристаллы вместе с соответствующим колебательным контуром.
Выходные сигналы измерительных приборов 614 подаются на процессор 612, который обрабатывает данные и выдает сигнал связи через частотный модулятор 616. Сигнал связи передается назад в колонну насосно-компрессорных труб с помощью шины 602 и нижнего трансформатора. Фильтр 618 верхних частот (который может представлять собой конденсатор), в соединении с фильтром 604 нижних час- 4 025452 тот изолирует сигнал связи от силового пути.
Часть наземной системы 500, которая действует как модуль интерфейса измерительного прибора, показана в форме блок-схемы более подробно на фиг. 7. Шина 702 осуществляет связь с верхним трансформатором 302. Последовательный ввод 704 получает питание от источника питания (не показано). Микропроцессорный блок 706 управляет вводом питания и выводит питание с помощью фильтра 708 нижних частот, ступенчатого аттенюатора 710, и усилителя 712 мощности. Силовой монитор 714 измеряет выходную мощность и возвращает данные по измеренной мощности в микропроцессорный блок 706. Второй фильтр 716 нижних частот, который в показанном варианте осуществления является индуктором, пропускает сигнал питания в шину 702 и исключает сигналы передачи данных более высокой частоты, которые возвращаются из модуля датчика. Сигналы передачи данных вместо этого проходят через фильтр 718 верхних частот в демодулятор 720 и из него в микропроцессорный блок 706. Выходные данные из микропроцессорного блока могут проходить через соединение 722 ЕШсгпсО или соединение другого типа.
На фиг. 8 показана блок-схема компоновки, аналогичной устройству, показанному на фиг. 4, и представлен альтернативный подход для иллюстрации сходных концепций. Как описано выше, в данном подходе используют керамические изолированные переводники колонны насосно-компрессорных труб для изоляции участка колонны насосно-компрессорных труб. Один изолирующий переводник образует верхний изолятор 319, а другой образует нижний изолятор 321. Промежуточный участок 802 колонны насосно-компрессорных труб становится линией передачи сигналов и питания в системе. Аналогично варианту осуществления трансформатора, колонна насосно-компрессорных труб проводит сигналы питания от точки соединения, расположенной непосредственно под верхним керамическим изолированным переводником колонны насосно-компрессорных труб (верхний изолятор 319) к точке соединения, расположенной непосредственно над нижним керамически изолированным переводником насоснокомпрессорной трубы (нижний изолятор 321). Сигналы питания передаются в сборку 310 модуля датчика/измерительного прибора от точки соединения, расположенной непосредственно над нижним изолятором 321. В обратном направлении модуль 310 датчика генерирует сигналы связи, которые передаются в точку соединения, расположенную непосредственно над нижним изолятором 321. Сигналы связи передаются вверх по колонне насосно-компрессорных труб в точку соединения, расположенную непосредственно под верхним изолятором 319 и затем передаются в систему 500 на поверхности. Электрический путь завершается заземлением колонны насосно-компрессорных труб над верхним керамическим изолированным переводником колонны насосно-компрессорных труб и под нижним керамическим изолированным переводником колонны насосно-компрессорных труб и заземлением системы на поверхности и модуля датчика. На практике обсадная колонна является в общем, заземленной. Таким образом, колонна насосно-компрессорных труб над верхним керамическим изолированным переводником насоснокомпрессорных труб может заземляться с помощью соединения колонны насосно-компрессорных труб с обсадной колонной через оборудование устья скважины. Колонна насосно-компрессорных труб под нижним керамическим изолированным переводником колонны насосно-компрессорных труб может заземляться с помощью соединения колонны насосно-компрессорных труб с обсадной колонной через закорачивающий пружинный центратор, например.
В экспериментальном испытании, изобретатели расположили до 17000 футов коаксиального кабеля, соответствующего потерям испытания в поле (т.е., имитировали глубину типичной глубокой скважины). Удаленный двухполупериодный силовой выпрямитель/фильтр переменного тока был обеспечен на конце кабеля для обеспечения питания постоянного тока для усиления сигнала датчика.
Напряжение переменного тока низкой частоты 60 Гц передавалось вниз по кабелю. При этом подавалось напряжение около 10 В постоянного тока (из выпрямителя/фильтра) на конце кабеля. Усиленный сигнал датчика (частотный пик) принимался на поверхности с использованием высокочастотного (ВЧ) радиодетектора. Данное оборудование обеспечивает прием более 120 отсчетов в секунду на поверхности.
В варианте осуществления параметры, такие как давление или температура измеряются (по одному или одновременно) на большой глубине с использованием технических средств скважиной колонны, как в качестве пути для питания датчиков (и других связанных с ними устройств), так и пути для передачи сигналов данных с датчиков. По существу, в данной методике используется одна система как для подачи электропитания, так и создания пути сигнала для передачи данных параметров. Применяемое питание может быть постоянного и/или переменного тока с различными частотами для выполнения нескольких функций в оборудовании дистанционного управления малой мощности или в оборудовании высокой мощности в составе систем механизированной добычи (насосов).
В данной методике используется скважинная колонна насосно-компрессорных труб и обсадная колонна в качестве электропроводной пары для подачи питания вниз к комплекту удаленных, питаемых датчиков или связанных с ними устройств. Это выполняется с помощью соединения переменного тока с магнитным сердечником (по типу трансформатора) или элемента 319 с изоляцией колонны насоснокомпрессорных труб непосредственно под подвеской колонны насосно-компрессорных труб (на поверхности) и аналогичного элемента 321 с изоляцией колонны насосно-компрессорных труб вблизи дальнего конца колонны насосно-компрессорных труб для постоянного тока. Насосно-компрессорная труба удер- 5 025452 живается по центру скважинной обсадной колонны с помощью кольцевых изолирующих распорок (центраторов) так что электропроводная пара (колонна насосно-компрессорных труб и обсадная колонна) не замыкаются накоротко друг с другом. На конце колонны насосно-компрессорных труб, под нижним элементом с изоляцией колонны насосно-компрессорных труб должен находиться электропроводный пакер или пружинный центратор 312 или другой механизм для создания контакта с обсадной колонной для замыкания цепи.
Как должно быть ясно, с помощью электронного разделения/изоляции питания и сигнала данная одна пара проводников может работать как путь к оборудованию устья скважины для обработки данных с комплекта датчиков. Специалист в данной области техники должен понимать способы селективного частотного фильтрования, используемые здесь для отделения питания от сигнала и функции от функции. В данном способе используют датчики, передающие параметр, представляющий интерес, в маломощный радиочастотный передатчик. Несущая каждого передатчика модулируется для передачи встроенных данных на наземные контрольно-измерительные приборы. РЧ несущая затем демодулируется на наземном электронном оборудовании для использования.
Вторым предназначением компоновки электропроводной пары скважинного оборудования, описанной в данном документе, является питание системы электроцентробежного погружного насоса (ЭЦН) для механизированной добычи текучих сред в зоне добычи. Электрическое питание, подаваемое на ЭЦН по колонне насосно-компрессорных труб, можно использовать для питания прикрепленных систем датчиков, при этом, для сигналов от таких датчиков используется та же электропроводная пара в качестве РЧ пути назад к наземным контрольно-измерительным приборам.
В варианте осуществления способы управления различными функциями в забойной зоне скважины можно исполнять, выбирая определенную частоту питания, которая должна выполнять различные отдельные операции дистанционного управления (т.е. управление клапанами в нескольких зонах и т.д.) с использованием резонансных сетей частотного переключения на месте удаленного клапана.
Специалисту в данной области техники должно быть ясно, что варианты осуществления изобретения, описанные в данном документе, являются только примерами, и что должны существовать их многочисленные вариации. Изобретение ограничено только пунктами формулы, которые охватывают варианты осуществления, описанные в данном документе, а также варианты, очевидные для специалистов в данной области техники. Кроме того, должно быть ясно, что конструктивные признаки или этапы способа, показанные или описанные в любом варианте осуществления в данном документе, могут также использоваться в других вариантах осуществления.
Claims (15)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система для измерения внутренних параметров среды в забойной зоне скважины под поверхностью, содержащая источник питания, электрически связанный с бурильной колонной;модуль датчика, электрически связанный с источником питания через бурильную колонну, причем модуль датчика содержит осциллятор, имеющий резонансную частоту, изменяющуюся с изменением условий в среде забойной зоны скважины, причем модуль датчика сконфигурирован и выполнен с возможностью приема питания из источника питания и выработки сигнала датчика в зависимости от условий в среде забойной зоны скважины и передачи сигнала через бурильную колонну к поверхности;детектор, электрически связанный с модулем датчика через бурильную колонну, сконфигурированный и выполненный с возможностью приема сигнала датчика.
- 2. Система по п.1, дополнительно содержащая верхний трансформатор, сконфигурированный и выполненный с возможностью приема сигнала питания из источника и соединения сигнала питания с бурильной колонной и приема сигнала датчика с бурильной колонны и соединения сигнала датчика с детектором;нижний трансформатор, сконфигурированный и выполненный с возможностью приема сигнала питания с бурильной колонны и соединения сигнала питания с модулем датчика и приема сигнала датчика с модуля датчика и соединения сигнала датчика с бурильной колонной.
- 3. Система по п.1, дополнительно содержащая верхний изолятор, сконфигурированный и выполненный с возможностью электрической изоляции участка бурильной колонны от поверхности;нижний изолятор, сконфигурированный и выполненный с возможностью электрической изоляции участка бурильной колонны от дальнего конца бурильной колонны, причем верхний изолятор и нижний изолятор образуют соответствующие концы проводящего участка бурильной колонны для передачи сигнала питания и сигнала датчика.
- 4. Система по п.1, в которой модуль датчика дополнительно содержит цепь преобразования питания.
- 5. Система по п.1, в которой модуль датчика дополнительно содержит фильтр, сконструированный и выполненный с возможностью разделения сигналов питания и данных.- 6 025452
- 6. Система по п.5, в которой фильтр содержит фильтр нижних частот, сконфигурированный и выполненный с возможностью пропуска сигнала питания через цепь преобразования питания на осциллятор, и в которой модуль датчика дополнительно содержит частотный модулятор, сконфигурированный и выполненный с возможностью модулирования сигнала датчика для передачи на детектор;фильтр верхних частот, сконфигурированный и выполненный с возможностью пропуска модулированного сигнала датчика и ослабления частей сигнала питания, которые в ином случае могли бы передаваться на детектор.
- 7. Система по п.1, в которой детектор и источник вместе содержат систему на поверхности и в которой система на поверхности дополнительно содержит фильтр, сконструированный и выполненный с возможностью разделения сигналов питания и данных.
- 8. Система по п.7, в которой фильтр содержит фильтр нижних частот, сконфигурированный и выполненный с возможностью пропуска сигнала питания из источника в цепь преобразования питания, и в которой детектор системы на поверхности дополнительно содержит дополнительный фильтр нижних частот, сконфигурированный и выполненный с возможностью пропуска сигнала питания из цепи преобразования питания в бурильную колонну и ослабления частей сигнала датчика, которые в ином случае могли бы передаваться в цепь преобразования питания;фильтр верхних частот, сконфигурированный и выполненный с возможностью ослабления сигнала питания и пропуска сигнала датчика в демодулятор, причем демодулятор сконфигурирован и выполнен с возможностью демодулирования сигнала датчика и пропуска демодулированного сигнала датчика в детектор.
- 9. Система по п.1, дополнительно содержащая цепь короткого замыкания, установленную в стволе скважины под модулем датчика и соединяющую бурильную колонну с обсадной колонной ствола скважины.
- 10. Способ измерения внутренних параметров среды в забойной зоне скважины под поверхностью с помощью системы по п.1, содержащий этапы, на которых от источника питания подают питание через бурильную колонну в стволе скважины модулю датчика, который содержит осциллятор, имеющий резонансную частоту, изменяющуюся с изменением внутренних параметров среды в забойной зоне скважины, и установленному в среде забойной зоны скважины;регистрируют сигнал датчика на поверхности.
- 11. Способ по п.10, в котором разделение сигнала питания и сигнала датчика содержит этап, на котором фильтруют сигналы на основании частоты.
- 12. Способ по п.10, в котором разделение сигнала питания и сигнала датчика содержит этап, на котором пропускают через фильтр нижних частот объединенный сигнал питания и сигнал датчика перед передачей сигнала питания.
- 13. Способ по п.10, в котором разделение сигнала питания и сигнала датчика содержит этап, на котором пропускают через фильтр верхних частот объединенный сигнал питания и сигнал датчика перед обнаружением сигнала датчика на поверхности.
- 14. Способ по п.10, дополнительно содержащий этап, на котором изолируют участок бурильной колонны, используемый в передаче с помощью соответствующих сборок изолирующего переводника сверху участка и снизу участка.
- 15. Способ по п.10, в котором сигналы питания и датчика соединяют с бурильной колонной с помощью пары трансформаторов, причем один трансформатор образует верхний участок бурильной колонны, используемый в передаче, и другой трансформатор образует нижний участок.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US41317910P | 2010-11-12 | 2010-11-12 | |
| PCT/US2011/060454 WO2012065118A2 (en) | 2010-11-12 | 2011-11-11 | System and method for remote sensing |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201390692A1 EA201390692A1 (ru) | 2014-03-31 |
| EA025452B1 true EA025452B1 (ru) | 2016-12-30 |
Family
ID=45464825
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201390692A EA025452B1 (ru) | 2010-11-12 | 2011-11-11 | Система и способ дистанционного измерения |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20120211278A1 (ru) |
| EP (1) | EP2638244B1 (ru) |
| CN (1) | CN103221635A (ru) |
| AU (1) | AU2011325931B2 (ru) |
| BR (1) | BR112013011709B1 (ru) |
| CA (1) | CA2817593C (ru) |
| EA (1) | EA025452B1 (ru) |
| MX (1) | MX2013005021A (ru) |
| WO (1) | WO2012065118A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2022015193A1 (ru) * | 2020-07-14 | 2022-01-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Тота Систем С" (Ооо "Тота Системс") | Способ определения физических величин в скважине |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9103198B2 (en) * | 2010-11-12 | 2015-08-11 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for remote sensing |
| US9506340B2 (en) * | 2013-03-14 | 2016-11-29 | Sercel-Grc Corporation | Downhole quartz gauge with minimal electronics |
| US9425619B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-08-23 | Merlin Technology, Inc. | Advanced inground device power control and associated methods |
| US10240456B2 (en) * | 2013-03-15 | 2019-03-26 | Merlin Technology, Inc. | Inground device with advanced transmit power control and associated methods |
| US9828848B2 (en) * | 2014-10-09 | 2017-11-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Wireless passive pressure sensor for downhole annulus monitoring |
| DE102014224749B3 (de) | 2014-12-03 | 2016-01-14 | Heidelberger Druckmaschinen Ag Intellectual Property | Temperaturerfassung im Stecker mittels überlagerter Prüffrequenz |
| US9708905B2 (en) * | 2015-06-05 | 2017-07-18 | Sensor Developments As | Wellbore wireless thermal conductivity quartz transducer with waste-heat management system |
| CN107503743B (zh) * | 2017-08-15 | 2020-06-09 | 马鞍山鹏远电子科技有限公司 | 一种精确且可伸缩的井下定位装置 |
| BR102020026546A2 (pt) * | 2020-12-23 | 2022-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Método, e, aparelho |
| US11994023B2 (en) | 2021-06-22 | 2024-05-28 | Merlin Technology, Inc. | Sonde with advanced battery power conservation and associated methods |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1193368A2 (en) * | 2000-10-02 | 2002-04-03 | Baker Hughes Incorporated | Resonant acoustic transmitter apparatus and method for signal transmission |
| US20070235184A1 (en) * | 2006-03-31 | 2007-10-11 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and apparatus for sensing a borehole characteristic |
| US20090159361A1 (en) * | 2007-12-21 | 2009-06-25 | Chevron U.S.A., Inc. | Apparatus and method for monitoring acoustic energy in a borehole |
| US20090174409A1 (en) * | 2007-09-04 | 2009-07-09 | Chevron U.S.A., Inc. | Downhole sensor interrogation employing coaxial cable |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4308499A (en) * | 1978-05-26 | 1981-12-29 | Kali Und Salz A.G. | Method utilizing electromagnetic wave pulses for determining the locations of boundary surfaces of underground mineral deposits |
| US5751895A (en) * | 1996-02-13 | 1998-05-12 | Eor International, Inc. | Selective excitation of heating electrodes for oil wells |
| DE69921722T2 (de) * | 1998-04-15 | 2005-04-07 | Halliburton Energy Services, Inc., Duncan | Werkzeug und Verfahren zur Erkundung und zum Testen geologischer Formationen |
| US6633236B2 (en) * | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters |
| US6434372B1 (en) * | 2001-01-12 | 2002-08-13 | The Regents Of The University Of California | Long-range, full-duplex, modulated-reflector cell phone for voice/data transmission |
| US6795373B1 (en) * | 2003-02-14 | 2004-09-21 | Baker Hughes Incorporated | Permanent downhole resonant source |
| US7158049B2 (en) * | 2003-03-24 | 2007-01-02 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless communication circuit |
| US8390471B2 (en) * | 2006-09-08 | 2013-03-05 | Chevron U.S.A., Inc. | Telemetry apparatus and method for monitoring a borehole |
| US8106791B2 (en) * | 2007-04-13 | 2012-01-31 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for receiving and decoding electromagnetic transmissions within a well |
| WO2008133633A1 (en) * | 2007-04-28 | 2008-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless telemetry repeater systems and methods |
-
2011
- 2011-11-11 EA EA201390692A patent/EA025452B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-11-11 CN CN2011800541736A patent/CN103221635A/zh active Pending
- 2011-11-11 CA CA2817593A patent/CA2817593C/en active Active
- 2011-11-11 WO PCT/US2011/060454 patent/WO2012065118A2/en active Application Filing
- 2011-11-11 AU AU2011325931A patent/AU2011325931B2/en not_active Ceased
- 2011-11-11 BR BR112013011709-5A patent/BR112013011709B1/pt active IP Right Grant
- 2011-11-11 MX MX2013005021A patent/MX2013005021A/es active IP Right Grant
- 2011-11-11 EP EP11806009.4A patent/EP2638244B1/en active Active
- 2011-11-14 US US13/295,784 patent/US20120211278A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1193368A2 (en) * | 2000-10-02 | 2002-04-03 | Baker Hughes Incorporated | Resonant acoustic transmitter apparatus and method for signal transmission |
| US20070235184A1 (en) * | 2006-03-31 | 2007-10-11 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and apparatus for sensing a borehole characteristic |
| US20090174409A1 (en) * | 2007-09-04 | 2009-07-09 | Chevron U.S.A., Inc. | Downhole sensor interrogation employing coaxial cable |
| US20090159361A1 (en) * | 2007-12-21 | 2009-06-25 | Chevron U.S.A., Inc. | Apparatus and method for monitoring acoustic energy in a borehole |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2022015193A1 (ru) * | 2020-07-14 | 2022-01-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Тота Систем С" (Ооо "Тота Системс") | Способ определения физических величин в скважине |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2817593A1 (en) | 2012-05-18 |
| AU2011325931B2 (en) | 2015-12-10 |
| MX2013005021A (es) | 2013-06-03 |
| AU2011325931A1 (en) | 2013-05-02 |
| BR112013011709A2 (pt) | 2017-07-25 |
| EP2638244A2 (en) | 2013-09-18 |
| WO2012065118A3 (en) | 2013-03-07 |
| CN103221635A (zh) | 2013-07-24 |
| EP2638244B1 (en) | 2020-03-25 |
| US20120211278A1 (en) | 2012-08-23 |
| WO2012065118A2 (en) | 2012-05-18 |
| EA201390692A1 (ru) | 2014-03-31 |
| CA2817593C (en) | 2018-09-18 |
| BR112013011709B1 (pt) | 2020-10-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA025452B1 (ru) | Система и способ дистанционного измерения | |
| US9103198B2 (en) | System and method for remote sensing | |
| CA2353648C (en) | High-power well logging method and apparatus | |
| US7170424B2 (en) | Oil well casting electrical power pick-off points | |
| CA2300029C (en) | Combined electric field telemetry and formation evaluation method and apparatus | |
| EP0916101B1 (en) | Combined electric-field telemetry and formation evaluation apparatus | |
| CA2663043C (en) | A telemetry apparatus and method for monitoring a borehole | |
| CA2513998C (en) | Armoured flat cable signalling and instrument power acquisition | |
| US6817412B2 (en) | Method and apparatus for the optimal predistortion of an electromagnetic signal in a downhole communication system | |
| EP1259710B1 (en) | Oilwell casing electrical power pick-off points | |
| EA011835B1 (ru) | Скважина с индуктивной передачей питания и сигнала | |
| AU2001247280A1 (en) | Oilwell casing electrical power pick-off points | |
| RU95200U1 (ru) | Система беспроводной передачи энергии и/или информации для контроля и/или управления удаленными объектами, размещенными в скважине | |
| US11588354B2 (en) | Electrical isolation in transferring power and data signals between completion systems in a downhole environment | |
| EP1650401A2 (en) | High-power well logging method and apparatus | |
| CA2399130C (en) | A method and apparatus for the optimal predistortion of an electromagnetic signal in a downhole communication system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |