EA041839B1 - ELECTRO-ACOUSTIC TRANSDUCER - Google Patents
ELECTRO-ACOUSTIC TRANSDUCER Download PDFInfo
- Publication number
- EA041839B1 EA041839B1 EA202192307 EA041839B1 EA 041839 B1 EA041839 B1 EA 041839B1 EA 202192307 EA202192307 EA 202192307 EA 041839 B1 EA041839 B1 EA 041839B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- electro
- acoustic transducer
- chamber
- end section
- movable element
- Prior art date
Links
Description
Изобретение относится к электроакустическому преобразователю, особенно, но не исключительно, пригодному к использованию в нефтяной отрасли.The invention relates to an electro-acoustic transducer, especially, but not exclusively, suitable for use in the oil industry.
При бурении нефтяных скважин во все большей степени требуется управление операциями для минимизации затрат, времени и рисков. Это трансформируется в увеличение объема оборудования, присутствующего в головной части бурового комплекта (бурильных труб и бурового долота), так называемой компоновки низа бурильной колонны, в соответствии с которым в дополнение к типичному оборудованию для мониторинга параметров бурения (измерений в процессе бурения - MWD) также размещают оборудование для оценивания пласта, операции, которую выполняют специализированными приборами, спускаемыми в скважину на кабеле (инструментальном тросе) после прекращения бурения.Oil drilling increasingly requires operations management to minimize cost, time and risk. This translates into an increase in the amount of equipment present at the head of the drilling package (drill pipes and drill bit), the so-called bottom hole assembly, whereby in addition to the typical equipment for monitoring drilling parameters (measurements while drilling - MWD) also place equipment for formation evaluation, an operation that is performed by specialized devices lowered into the well on a cable (tool cable) after drilling is stopped.
В нефтяной промышленности на протяжении длительного времени известно использование способов геофизического анализа, основанных на интерпретации сигнала, выделенного из отражения акустических волн, и способов передачи измеренных данных на поверхность через буровой раствор для мониторинга хода бурения и состояния скважины при добыче. В случае геофизического анализа многочисленные технические решения для излучения сейсмических волн включают в себя использование гидравлических исполнительных механизмов, которые перемещают поршень по гидравлическим линиям, управляемым сервоклапанами. Пример преобразовательного устройства согласно предшествующему уровню техники представлен в документе US 4702343, в котором описано устройство для генерирования сейсмических волн для геологических исследований.The oil industry has long known the use of geophysical analysis methods based on the interpretation of a signal extracted from the reflection of acoustic waves and methods of transmitting measured data to the surface through the drilling fluid to monitor the progress of drilling and the state of the well during production. In the case of geophysical analysis, numerous seismic wave emission solutions involve the use of hydraulic actuators that move a piston along hydraulic lines controlled by servo valves. An example of a prior art transducer device is presented in US 4,702,343, which describes a device for generating seismic waves for geological surveys.
Для телеметрических применений излучение акустических волн обеспечивается исполнительными механизмами электродинамического типа. Такие устройства обычно способны генерировать волны давления путем модуляции потока бурового раствора через сервоклапаны.For telemetry applications, the emission of acoustic waves is provided by actuators of the electrodynamic type. Such devices are typically capable of generating pressure waves by modulating the flow of drilling fluid through servo valves.
В документе US 20160146001A1 описано так называемое электродинамическое устройство для рабочего подвижного элемента, который устанавливает клапан в открытое и закрытое положения.US 20160146001A1 describes a so-called electrodynamic device for a working movable element that sets the valve in open and closed positions.
В документе US 20170167252A1 показан исполнительный механизм для телеметрического устройства типа генератора импульсов давления в столбе бурового раствора, который содержит соленоидный сервоклапан.US 20170167252A1 shows an actuator for a drilling fluid pulser type telemetry device that includes a solenoid servo valve.
При обоих применениях эти устройства характеризуются относительно большими размерами, а диапазон частот, в котором они работают, ограничен временем реакции существующих сервоклапанов. Кроме того, эти устройства обычно имеют довольно высокое энергопотребление, что требует подключения к системе энергоснабжения, и это приводит к повышению сложности монтажа оборудования на больших глубинах; наконец, упомянутые выше устройства не рассчитаны на работу при высоких давлениях, которые являются типичными для рабочей зоны в забое скважины.In both applications, these devices are characterized by relatively large dimensions, and the frequency range in which they operate is limited by the response time of existing servo valves. In addition, these devices usually have a rather high power consumption, which requires connection to the power supply system, and this leads to an increase in the complexity of installing equipment at great depths; finally, the devices mentioned above are not designed to operate at the high pressures that are typical of the downhole working zone.
В документе US 5247490A описан акустооптический датчик, который компенсирован по давлению для работы в условиях высокого давления, таких как условия на морском дне.US 5,247,490A describes an acousto-optical sensor that is pressure compensated for operation in high pressure environments such as seafloor conditions.
В любом случае увеличение объема оборудования и скорости проходки приводит к повышению требований к количеству передаваемых данных (при однонаправленной передаче из забоя скважины на поверхность) или данных при обмене (при двунаправленной передаче между забоем скважины и поверхностью) в единицу времени при мониторинге хода бурения.In any case, an increase in the volume of equipment and the rate of penetration leads to an increase in the requirements for the amount of data transmitted (for unidirectional transmission from the bottom hole to the surface) or data exchange (for bidirectional transmission between the bottom hole and the surface) per unit of time when monitoring the progress of drilling.
В настоящее время известны различные системы для двунаправленной передачи в забой скважины и из забоя скважины, более конкретно с оборудования и к оборудованию забоя скважины, в дальнейшем называемому скважинными инструментами. В основном существующие системы основаны на передаче сигналов акустических или упругих волн или электрических или электромагнитных сигналов.Various systems are currently known for bi-directional transmission to and from the wellbore, more specifically from and to the downhole equipment, hereinafter referred to as downhole tools. Basically, existing systems are based on the transmission of acoustic or elastic wave signals or electrical or electromagnetic signals.
В той части, которая касается передачи акустических сигналов, известна технология генератора импульсов давления в столбе бурового раствора, которая основана на передаче импульсов давления через буровой раствор, имеющийся в скважине в течение всех операций бурения.As regards the transmission of acoustic signals, mud pulser technology is known which is based on the transmission of pressure pulses through the drilling fluid present in the well during all drilling operations.
Кроме того, известно использование распространения упругих волн в металле бурильных труб, которые составляют буровой комплект.In addition, it is known to use the propagation of elastic waves in the metal of the drill pipes that make up the drilling kit.
В той части, которая касается передачи электромагнитных сигналов, известна так называемая технология снабженной проводом трубы, в соответствии с которой сигналы передаются по электрическим проводам, помещенным в бурильные трубы.As far as the transmission of electromagnetic signals is concerned, so-called wired pipe technology is known, in which signals are transmitted over electrical wires placed in drill pipes.
Кроме того, известна технология беспроводной телеметрии, в соответствии с которой электромагнитные сигналы передаются через буровой раствор при использовании ретрансляторов на всем протяжении бурового комплекта для перемещения сигналов на поверхность и с поверхности или через грунт в районе бурения.In addition, wireless telemetry technology is known in which electromagnetic signals are transmitted through the drilling fluid using repeaters throughout the drilling string to move the signals to and from the surface or through the ground in the drilling area.
Каждая из этих технологий имеет несколько недостатков.Each of these technologies has several disadvantages.
Фактически, технология генератора импульсов давления в столбе бурового раствора ограничена в отношении частоты и поэтому скорости передачи, а также надежности, поскольку может быть необходимо передавать один и тот же сигнал несколько раз до момента точного приема. Пропускная способность передачи этой технологии зависит от характеристик бурового раствора и скорости потока этого раствора.In fact, mud pulser technology is limited in terms of frequency and therefore transmission rate, as well as reliability, since it may be necessary to transmit the same signal several times before an accurate reception. The transmission capacity of this technology depends on the characteristics of the drilling fluid and the flow rate of that fluid.
Применение технологии снабженной проводом трубы влечет за собой очень большие затраты, поскольку снабженные проводом бурильные трубы являются очень дорогими; более того, аналогичноThe use of wired pipe technology entails very high costs because wired drill pipes are very expensive; moreover, similarly
- 1 041839 технологии генератора импульсов давления в столбе бурового раствора, всякий раз, когда необходимо добавить бурильную трубу к бурильной колонне, приходится прерывать проводное соединение и тем самым нарушать двунаправленную связь с забоем скважины в течение этих операций.- 1 041839 Mud Pulser technology, whenever it is necessary to add a drill pipe to the drill string, it is necessary to interrupt the wire connection and thus break the bi-directional communication with the bottom hole during these operations.
Технология, основанная на прохождении упругих волн в металле бурильной колонны, влечет за собой наличие потенциальных ошибок при передаче вследствие рабочего шума при бурении долотом или отклонения скважины от вертикали.The technology based on the passage of elastic waves in the metal of the drill string entails the presence of potential transmission errors due to operating noise when drilling with a bit or well deviation from the vertical.
Технология, основанная на распространении электромагнитных волн через грунт, влечет за собой очень низкую скорость передачи (эквивалентную скорости передачи при использовании технологии генератора импульсов давления в столбе бурового раствора) вследствие низких частот, используемых для покрытия дальности передачи порядка километров, и проблемы надежности вследствие пересечения нескольких слоев пласта с разными характеристиками распространения электромагнитных волн.Ground-based electromagnetic wave propagation technology entails very low transmission rates (equivalent to those of mud pulser technology) due to the low frequencies used to cover a transmission range on the order of kilometers and reliability problems due to crossing several reservoir layers with different characteristics of the propagation of electromagnetic waves.
Задача настоящего изобретения заключается в создании электроакустического преобразователя с уменьшенными размерами и способного работать в более широком диапазоне частот, чем электроакустические преобразователи из предшествующего уровня техники.The object of the present invention is to provide an electro-acoustic transducer with reduced dimensions and capable of operating over a wider frequency range than the electro-acoustic transducers of the prior art.
Еще одна задача настоящего изобретения заключается в создании двунаправленной системы передачи данных в скважине для добычи пластовых флюидов, которая является простой, надежной и недорогой.Yet another object of the present invention is to provide a bi-directional downhole data communication system for producing formation fluids that is simple, reliable, and inexpensive.
Эти и другие задачи согласно настоящему изобретению решаются путем реализации электроакустического преобразователя, описанного в п.1 формулы изобретения, и двунаправленной системы передачи данных, показанной в п.7 формулы изобретения.These and other problems according to the present invention are solved by implementing the electro-acoustic transducer described in claim 1 of the claims, and the bidirectional data transmission system shown in claim 7 of the claims.
Дополнительные характеристики электроакустического преобразователя и двунаправленной системы передачи данных представлены в зависимых пунктах формулы изобретения.Additional characteristics of the electro-acoustic transducer and the bi-directional data transmission system are presented in the dependent claims.
Особенности и преимущества электроакустического преобразователя и двунаправленной системы передачи данных согласно настоящему изобретению станут более очевидными из последующего описания, которое следует понимать как примерное и не ограничивающее, при обращении к схематичным приложенным чертежам, на которых фиг. 1а - разрез электроакустического преобразователя согласно настоящему изобретению;The features and advantages of the electro-acoustic transducer and the bi-directional data transmission system of the present invention will become more apparent from the following description, which is to be understood as exemplary and non-limiting, with reference to the schematic appended drawings, in which FIG. 1a is a sectional view of an electro-acoustic transducer according to the present invention;
фиг. 1b - вид отдельной части преобразователя из фиг. 1а;fig. 1b is a view of a separate part of the transducer of FIG. 1a;
фиг. 2 - схематичное перспективное изображение электрической обмотки, имеющейся в электроакустическом преобразователе из фиг. 1;fig. 2 is a schematic perspective view of the electrical winding present in the electro-acoustic transducer of FIG. 1;
фиг. 3 - схематичный вид буровой установки для добычи углеводородов, содержащей двунаправленную систему передачи данных согласно настоящему изобретению;fig. 3 is a schematic view of a hydrocarbon drilling rig incorporating the bi-directional data communication system of the present invention;
фиг. 4а - схематичный вид сверху бурильной трубы из фиг. 3 согласно первому варианту осуществления, которая является частью двунаправленной системы передачи данных;fig. 4a is a schematic plan view of the drill pipe of FIG. 3 according to the first embodiment, which is part of a bi-directional data transmission system;
фиг. 4b - схематичный разрез бурильной трубы из фиг. 4а по линии IV-IV;fig. 4b is a schematic sectional view of the drill pipe of FIG. 4a along the line IV-IV;
фиг. 5а - схематичный вид сверху бурильной трубы из фиг. 3 согласно второму варианту осуществления, которая является частью двунаправленной системы передачи данных; и фиг. 5b - схематичный разрез бурильной трубы из фиг. 5а по линии V-V.fig. 5a is a schematic plan view of the drill pipe of FIG. 3 according to the second embodiment, which is part of a bidirectional data transmission system; and fig. 5b is a schematic sectional view of the drill pipe of FIG. 5a along the line V-V.
Что касается чертежей, то на них показан электроакустический преобразователь, в целом обозначенный позицией 10. В частности, этот электроакустический преобразователь 10 предназначен для нахождения в контакте с флюидом под давлением, через который акустические сигналы принимаются или передаются. Кроме того, электроакустический преобразователь 10 рассчитан на работу в качестве передатчика или приемника акустических волн в диапазоне частот 450-5000 Гц, предпочтительно в диапазоне частот 500-3000 Гц.Referring to the drawings, an electro-acoustic transducer is shown, generally indicated by 10. In particular, this electro-acoustic transducer 10 is intended to be in contact with a pressurized fluid through which acoustic signals are received or transmitted. In addition, electro-acoustic transducer 10 is designed to operate as a transmitter or receiver of acoustic waves in the frequency range of 450-5000 Hz, preferably in the frequency range of 500-3000 Hz.
Электроакустический преобразователь 10 является осесимметричным и содержит основной трубчатый корпус 20, предпочтительно цилиндрической формы и предпочтительно из ферромагнитного материала, который продолжается по длине в продольном направлении X; этот основной цилиндрический корпус 20 содержит первый концевой участок 21 и второй концевой участок 22, противоположные друг другу в продольном направлении.Electroacoustic transducer 10 is axisymmetric and includes a main tubular body 20, preferably cylindrical in shape and preferably made of ferromagnetic material, which extends along the length in the longitudinal direction X; this main cylindrical body 20 includes a first end section 21 and a second end section 22 opposite each other in the longitudinal direction.
Кроме того, основной трубчатый корпус 20 имеет внутри первую камеру 23, которая заканчивается вместе с первым концевым участком 21, и вторую камеру 24, на одной стороне прилегающую к первой камере 23 и находящуюся с ней в сообщении по флюиду, и на другой стороне заканчивающуюся вместе с вторым концевым участком 22.In addition, the main tubular body 20 has inside the first chamber 23, which ends together with the first end section 21, and the second chamber 24, on one side adjacent to the first chamber 23 and in fluid communication with it, and on the other side ending together with the second end section 22.
По сути дела отсек, задаваемый камерами 23, 24, может быть любой формы, предпочтительно, чтобы он имел цилиндрическую форму.As such, the compartment defined by the chambers 23, 24 can be of any shape, preferably cylindrical.
Первый концевой участок 21 закрыт относительно наружной стороны мембраной 26, наложенной на основной трубчатый корпус 20.The first end section 21 is closed relative to the outer side by a membrane 26 superimposed on the main tubular body 20.
Предпочтительно, чтобы мембрана 26 была выполнена из пружинной стали.Preferably, the membrane 26 is made of spring steel.
Второй концевой участок 22 имеет одно или несколько отверстий 27, которых включают в сообщение по флюиду с наружной стороны основного трубчатого корпуса 20.The second end portion 22 has one or more openings 27 that are included in fluid communication on the outside of the main tubular body 20.
Первая камера 23 содержит на стенках множество электрических обмоток 25, расположенных последовательно друг за другом в продольном направлении X.The first chamber 23 contains on the walls a plurality of electrical windings 25 arranged one after the other in the longitudinal direction X.
- 2 041839- 2 041839
Предпочтительно, чтобы электрические обмотки 25 были выполнены из металлических колец, предпочтительно из меди, разделенных изолирующими слоями, например изолирующими пленками.Preferably, the electrical windings 25 are made of metal rings, preferably copper, separated by insulating layers, such as insulating films.
Этот вариант осуществления электрических обмоток 25 является особенно предпочтительным при использовании электроакустического преобразователя в качестве передатчика акустических сигналов.This embodiment of the electrical windings 25 is particularly preferred when using an electro-acoustic transducer as an acoustic transmitter.
Кроме того, электроакустический преобразователь 10 содержит подвижный элемент 30, размещенный в первой камере 23; с достижением преимущества этот подвижный элемент 30 содержит множество постоянных магнитов 31, предпочтительно, но не обязательно, цилиндрических, объединенных в группу, расположенных друг над другом. В частности, постоянные магниты 31 расположены с чередованием намагниченности в продольном направлении X, сложены в стопку, и отделены друг от друга дисками 32 из ферромагнитного материала, и совместно удерживаются штырем 33, который, например, пересекает их посредине, как показано на фиг. 1.In addition, electro-acoustic transducer 10 includes a movable element 30 placed in the first chamber 23; Advantageously, this movable element 30 comprises a plurality of permanent magnets 31, preferably, but not necessarily cylindrical, grouped one above the other. In particular, the permanent magnets 31 are arranged in alternating magnetization in the longitudinal direction X, stacked, and separated from each other by disks 32 of ferromagnetic material, and are held together by a pin 33 which, for example, crosses them in the middle, as shown in FIG. 1.
Предпочтительно, чтобы постоянные магниты 31 были самариево-кобальтовыми.Preferably, the permanent magnets 31 are samarium cobalt.
Подвижный элемент 30 поддерживается на продольных концах пружинами 40, предпочтительно парой предварительно напряженных тарельчатых пружин, показанных на фиг. 1. Каждая из этих пружин 40 ограничена на одной стороне подвижным элементом 30 и на другой стороне внутренними стенками первой камеры 23.The movable element 30 is supported at its longitudinal ends by springs 40, preferably a pair of preloaded belleville springs as shown in FIG. 1. Each of these springs 40 is limited on one side by a movable element 30 and on the other side by the inner walls of the first chamber 23.
Кроме того, подвижный элемент 30 с достижением преимущества соединен с мембраной 26, предпочтительно посредством удлинительного элемента 27, связанного на одной стороне с концом подвижного элемента 30 и на другой стороне с мембраной 26.In addition, the movable element 30 is advantageously connected to the membrane 26, preferably by means of an extension element 27 connected on one side to the end of the movable element 30 and on the other side to the membrane 26.
Кроме того, электроакустический преобразователь 10 содержит подвижный поршень 45, расположенный на втором концевом участке 22.In addition, electro-acoustic transducer 10 contains a movable piston 45 located at the second end section 22.
Предпочтительно, чтобы второй концевой участок 22 был связан с гильзой 28, которая продолжается внутрь второй камеры 24 для разделения на участки ее длины таким образом, что гильза ограничивает внутренний проход. В этом случае подвижный поршень 45 расположен в узком внутреннем проходе.Preferably, the second end section 22 is associated with a sleeve 28 which extends into the second chamber 24 to divide into sections of its length in such a way that the sleeve defines the internal passage. In this case, the movable piston 45 is located in a narrow internal passage.
Вторая камера 24 заполнена жидкостью, предпочтительно маслом.The second chamber 24 is filled with liquid, preferably oil.
Когда электрические обмотки 25 снабжаются электрической энергией за счет сигнала, подлежащего передаче, вследствие взаимодействия переменного магнитного поля, генерируемого электрическими обмотками 25, и постоянных магнитов 31 подвижного элемента 30 наводится осциллирующее перемещение подвижного элемента 30, которое воздействует на мембрану 26, побуждая ее вибрировать, и тем самым создаются акустические волны во флюиде, окружающем электроакустический преобразователь 10, находящийся в контакте с мембраной 26. Перемещения подвижного элемента 30 вызывают изменения давления внутри второй камеры 24. Эти изменения давления компенсируются перемещением подвижного поршня 45, который свободно перемещается в соответствии с разностью давлений, которая может временно возникать между окружающей средой с наружной стороны электроакустического преобразователя и второй камерой 24. Фактически, подвижный поршень 45 снижает или повышает объем второй камеры 24, в которой содержится масло, и поэтому достигается компенсация статического давления.When the electrical coils 25 are supplied with electrical energy by the signal to be transmitted, due to the interaction of the alternating magnetic field generated by the electrical coils 25 and the permanent magnets 31 of the movable element 30, an oscillating movement of the movable element 30 is induced, which acts on the membrane 26, causing it to vibrate, and thereby creating acoustic waves in the fluid surrounding the electro-acoustic transducer 10 in contact with the membrane 26. Movements of the movable element 30 cause pressure changes within the second chamber 24. These pressure changes are compensated by the movement of the movable piston 45, which moves freely in accordance with the pressure difference, which may temporarily occur between the environment on the outside of the electro-acoustic transducer and the second chamber 24. In fact, the movable piston 45 reduces or increases the volume of the second chamber 24, which contains oil, and therefore achieves static pressure compensation.
Эта компенсация давления, выполняемая поршнем, позволяет успешно использовать электроакустический преобразователь 10 в критических окружающих условиях при высоких давлениях до около 700 бар (70 МПа).This pressure compensation performed by the piston allows the electro-acoustic transducer 10 to be successfully used in critical environments at high pressures up to about 700 bar (70 MPa).
Подвижный поршень 45 и вторая камера 24 подобраны по размерам, что делает возможной компенсацию давления, когда акустические сигналы передаются и принимаются во всем диапазоне частот, определенном выше, то есть 450-5000 Гц, предпочтительно 500-3000 Гц.The movable piston 45 and the second chamber 24 are sized to allow pressure compensation when acoustic signals are transmitted and received over the entire frequency range defined above, i.e. 450-5000 Hz, preferably 500-3000 Hz.
В частности, вторая камера 24 подобрана по размеру таким образом, что система, состоящая из подвижного элемента 30, жидкости, содержащейся внутри второй камеры 24, и подвижного поршня 45, имеет такую общую динамическую характеристику, что гарантируются равновесие внутреннего и внешнего давлений, удержание разности между значениями двух давлений близким к нулю за пределами всего диапазона частот 450-5000 Гц на фоне полного размаха перемещения подвижного элемента 30 на несколько десятков микрометров.In particular, the second chamber 24 is sized in such a way that the system consisting of the movable element 30, the liquid contained inside the second chamber 24, and the movable piston 45 has such an overall dynamic characteristic that the balance of internal and external pressures is guaranteed, the difference is maintained between the values of two pressures close to zero outside the entire frequency range of 450-5000 Hz against the background of the full range of movement of the moving element 30 by several tens of micrometers.
Эта характеристика определяется передаточной функцией, которая устанавливается между перемещением подвижного элемента 30 и разностью давлений между внутренним пространством и наружной стороной электроакустического преобразователя 10. Передаточная функция зависит от объема второй камеры 24, от сечения этой же камеры, от массы и диаметра подвижного поршня 45 и от модуля упругости жидкости, которая заполняет вторую камеру 24, обычно называемого объемным модулем.This characteristic is determined by the transfer function, which is set between the movement of the movable element 30 and the pressure difference between the inner space and the outer side of the electro-acoustic transducer 10. The transfer function depends on the volume of the second chamber 24, on the section of the same chamber, on the mass and diameter of the movable piston 45 and on the elastic modulus of the fluid that fills the second chamber 24, commonly referred to as the bulk modulus.
Длина второй камеры 24 определяется как функция внутреннего участка электроакустического преобразователя 10, то есть внутреннего участка первой камеры 23, как функция массы, диаметра подвижного поршня 45 и объемного модуля жидкости, которая заполняет вторую камеру 24.The length of the second chamber 24 is determined as a function of the interior of the electro-acoustic transducer 10, that is, the interior of the first chamber 23, as a function of the mass, the diameter of the movable piston 45, and the volume modulus of the fluid that fills the second chamber 24.
Поскольку этот последний параметр изменяется в зависимости от вида используемой жидкости, давления и температуры, подбор размеров должен проводиться с учетом наиболее критических ожидаемых условий. Подбор размеров выполняется на основе динамической модели системы, описываемой следующими уравнениями:Since this last parameter varies with the type of fluid used, pressure and temperature, sizing must be carried out taking into account the most critical conditions expected. The sizing is based on a dynamic model of the system, described by the following equations:
- 3 041839 /ПрЛ 4- + [/£ + {A (Ν + A )л — /· ч- /1Д1 I t><r /1 in ^'li’l + β131 + ^131 = АА — Ptsr-ll — 1 io Anл 5 ·113’1- 3 041839 /PrL 4- + [/£ + {A (N + A)l - / h- /1D1 I t ><r /1 in ^'li'l + β131 + ^131 = AA - Ptsr- ll - 1 io An l 5 113'1
JPt _£>!_(_ (1Г I ! \ rf Г f где F - сила, которая создается преобразователем, x - перемещение подвижного элемента 30, y1 - перемещение подвижного поршня 45,JP t _£>!_(_ (1Г I !\rf Г f where F is the force generated by the transducer, x is the movement of the moving element 30, y1 is the movement of the moving piston 45,
P1 - давление во второй камере 24,P 1 - pressure in the second chamber 24,
Pest - внешнее давление,P est - external pressure,
Ap - площадь поперечного сечения подвижного элемента 30,Ap - cross-sectional area of the movable element 30,
A1 - площадь поперечного сечение подвижного поршня 45,A1 - cross-sectional area of the movable piston 45,
Am - площадь поперечного сечения мембраны 26,Am is the cross-sectional area of the membrane 26,
V1-V10 - изменение объема второй камеры 24 вследствие перемещения соединительных элементов и подвижного поршня, βol - коэффициент сжимаемости масла, βm, β1 и βp - коэффициенты демпфирования мембраны 26, подвижного поршня 45 и подвижного элемента 30, соответственно, mp и m1 - массы подвижного элемента 30 и подвижного поршня 45, соответственно, km, kp и k1 - жесткости мембраны 26, подвижного элемента 30 и подвижного поршня 45, соответственно.V1-V 10 - change in the volume of the second chamber 24 due to the movement of the connecting elements and the movable piston, β ol - oil compressibility coefficient, β m , β1 and β p - damping coefficients of the membrane 26, the movable piston 45 and the movable element 30, respectively, m p and m1 are the masses of the movable element 30 and the movable piston 45, respectively, km, k p and k1 are the stiffnesses of the membrane 26, the movable element 30 and the movable piston 45, respectively.
Например, для работы при температуре 200°С и давлении 700 бар (70 МПа) определена следующая конфигурация: диаметр мембраны 26 составляет 9,6 мм; диаметр второй камеры 24 составляет 8 мм; длина второй камеры 24 составляет 25,5 мм; участок подвижного поршня 45 составляет 6 мм; масса подвижного поршня 45 составляет 0,9 г; модуль упругости масла 1<β<2,5 ГПа.For example, for operation at a temperature of 200° C. and a pressure of 700 bar (70 MPa), the following configuration is defined: the diameter of the membrane 26 is 9.6 mm; the diameter of the second chamber 24 is 8 mm; the length of the second chamber 24 is 25.5 mm; the area of the movable piston 45 is 6 mm; the mass of the movable piston 45 is 0.9 g; oil elasticity modulus 1<β<2.5 GPa.
Кроме того, и в этом случае для примера, для максимизации передаваемой мощности и чувствительности электроакустического преобразователя 10 в диапазоне 500-3000 Гц эквивалентные жесткости пар тарельчатых пружин должны быть 3,5 кН/мм для электроакустического преобразователя, предназначенного для использования в качестве передатчика, и 0,4 кН/мм для электроакустического преобразователя, предназначенного для использования в качестве приемника.In addition, and in this case as an example, to maximize the power transmission and sensitivity of the acoustic transducer 10 in the range of 500-3000 Hz, the equivalent spring rates of the belleville pairs should be 3.5 kN/mm for the acoustic transducer intended for use as a transmitter, and 0.4 kN/mm for electro-acoustic transducer intended for use as a receiver.
Например, электроакустический преобразователь 10, предназначенный для использования в качестве передатчика, рассчитывают на работу в установившемся состоянии в диапазонах, определенных выше, с гарантированной эффективной акустической мощностью приблизительно 20 МВт.For example, electro-acoustic transducer 10 intended for use as a transmitter is expected to operate in a steady state in the ranges defined above, with a guaranteed effective acoustic power of approximately 20 MW.
Электроакустический преобразователь 10, предназначенный для использования в качестве приемника, предпочтительно проектировать так, чтобы гарантировалась чувствительность преобразования 20 Вю/м.The transducer 10 intended for use as a receiver is preferably designed to guarantee a transducer sensitivity of 20 V/m.
Двунаправленная система передачи данных согласно настоящему изобретению будет описана ниже.The bidirectional communication system according to the present invention will be described below.
Эта двунаправленная система передачи данных является особенно пригодной для использования в скважине для добычи пластовых флюидов, например в нефтяной скважине.This bi-directional communication system is particularly suitable for use in a reservoir fluid production well, such as an oil well.
Кроме того, двунаправленная система передачи данных может быть использована как на этапе бурения, так и на этапе добычи; поэтому двунаправленная система передачи данных может быть связана как с буровой установкой 100, так и с установкой для заканчивания скважины.In addition, the bi-directional communication system can be used in both drilling and production phases; therefore, the bi-directional communication system may be associated with both the drilling rig 100 and the completion.
Для простоты рассмотрения ниже будет сделано обращение к применению двунаправленной системы передачи данных для буровой установки 100, такой как буровая установка, показанная на фиг. 3. Буровая установка 100 содержит бурильную колонну 110, содержащую, в свою очередь, множество бурильных труб 111, соединенных друг с другом последовательно для образования бурильной колонны из бурильных труб, и инструмент для извлечения, соединенный со свободным выходом одной из концевых бурильных труб из колонны бурильных труб.For ease of discussion, reference will be made below to the use of a bi-directional communication system for drilling rig 100, such as the drilling rig shown in FIG. 3. The drilling rig 100 includes a drill string 110, which in turn contains a plurality of drill pipes 111 connected to each other in series to form a drill string of drill pipes, and a retrieval tool connected to the free exit of one of the end drill pipes from the string. drill pipes.
Бурильные трубы 111 имеют внутренний сквозной проход 112 для обеспечения возможности прохождения бурового раствора к забою скважины. Как известно, этот буровой раствор поднимается через промежуточное пространство между колонной бурильных труб и стенками буровой скважины, то есть через так называемое кольцевое пространство.The drill pipes 111 have an internal through passage 112 to allow drilling fluid to pass to the bottom of the well. As is known, this drilling fluid rises through the intermediate space between the drill string and the walls of the borehole, ie through the so-called annulus.
- 4 041839- 4 041839
В случае, когда стенки буровой скважины покрыты обсадной колонной, кольцевое пространство соответствует промежуточному пространству между колонной бурильных труб и стенками обсадной колонны, покрывающей стенки буровой скважины.In the case where the walls of the borehole are lined with casing, the annulus corresponds to the intermediate space between the drill string and the walls of the casing covering the walls of the borehole.
Что касается узла для заканчивания скважины, то он содержит колонну насосно-компрессорных труб для заканчивания, образованную трубами, пригодными для транспортировки пластового флюида, например нефти, к поверхности.As for the well completion assembly, it comprises a completion tubing string formed by pipes suitable for transporting formation fluid, such as oil, to the surface.
В любом случае двунаправленная система передачи данных содержит множество модулей 120 связи, расположенных вдоль бурильной колонны или колонны для заканчивания скважины и выполненных с возможностью передачи и/или приема информации или командных сигналов в забой скважины и из забоя скважины.In any case, the bi-directional communication system includes a plurality of communication modules 120 located along the drill string or completion string and configured to transmit and/or receive information or command signals to and from the bottom of the well.
В дальнейшем в настоящем рассмотрении соображения, излагаемые для бурильных труб 111, точно так же могут быть применены к колонне насосно-компрессорных труб для заканчивания скважины.Further in this discussion, the considerations set forth for drill pipe 111 can be applied similarly to a completion tubing string.
Каждый из этих модулей 120 связи содержит по меньшей мере один электроакустический преобразователь 10; блок 50 обработки и управления, содержащий, например, микропроцессор, связанный с по меньшей мере одним электроакустическим преобразователем 10, выполненный с возможностью обработки сигналов, передаваемых и/или принимаемых по меньшей мере одним электроакустическим преобразователем 10; источник 60, 70 снабжения электрической энергией, электрически соединенный с по меньшей мере одним электроакустическим преобразователем 10 и с блоком 50 обработки и управления.Each of these communication modules 120 includes at least one transducer 10; a processing and control unit 50, comprising, for example, a microprocessor connected to at least one electro-acoustic transducer 10, configured to process signals transmitted and/or received by at least one electro-acoustic transducer 10; power supply source 60, 70 electrically connected to at least one electro-acoustic transducer 10 and to processing and control unit 50.
Следовательно, модуль 120 связи может содержать один электроакустический преобразователь 10, сконфигурированный как передатчик, или один электроакустический преобразователь 10, сконфигурированный как приемник, или один электроакустический преобразователь 10, сконфигурированный как приемопередатчик, или пару электроакустических преобразователей, один из которых сконфигурирован как передатчик и другой как приемник.Therefore, communication module 120 may comprise one acoustic transducer 10 configured as a transmitter, or one acoustic transducer 10 configured as a receiver, or one acoustic transducer 10 configured as a transceiver, or a pair of acoustic transducers, one configured as a transmitter and the other as receiver.
В любом случае по меньшей мере один электроакустический преобразователь 10 из каждого модуля 120 связи соединен со стенками бурильной трубы или колонны насосно-компрессорных труб для заканчивания скважины, внутри или снаружи, но в любом случае в контакте с буровым раствором.In either case, at least one transducer 10 from each communication module 120 is connected to the walls of the drill pipe or completion tubing string, internally or externally, but in any case in contact with the drilling fluid.
Блок 50 обработки и управления содержится в корпусе, введенном в бурильную трубу или колонну насосно-компрессорных труб для заканчивания скважины, или в отсеке, имеющемся в бурильной трубе или колонне насосно-компрессорных труб.The processing and control unit 50 is contained in a housing inserted into the drill pipe or tubing string for completing a well, or in a compartment provided in the drill pipe or tubing string.
Источник 60, 70 снабжения электрической энергией может содержать один или несколько аккумуляторов 60, содержащихся в корпусе, введенном в бурильную трубу или колонну насоснокомпрессорных труб для заканчивания скважины, или в отсеке, имеющемся в бурильной трубе или колонне насосно-компрессорных труб. В ином случае или в дополнение к аккумуляторам 60 источник 60, 70 снабжения электрической энергией может содержать по меньшей мере одно генерирующее устройство 70, выполненное с возможностью выработки электрической энергии из потока бурового раствора. Например, это генерирующее устройство 70 может быть, например, турбиной, расположенной на пути бурового раствора, выполненной с возможностью отбора энергии из потока бурового раствора и выработки электрической энергии, для снабжения электроэнергией электроакустического преобразователя и/или зарядки аккумуляторов 60 таким образом, чтобы гарантировалась работа электроакустического преобразователя 10 даже в случае временного прерывания потока бурового раствора.The power supply source 60, 70 may comprise one or more batteries 60 contained in a housing inserted into the drill pipe or tubing string to complete the well, or in a compartment provided in the drill pipe or tubing string. Alternatively, or in addition to the batteries 60, the electrical power supply 60, 70 may comprise at least one generating device 70 configured to generate electrical power from the drilling fluid stream. For example, this generating device 70 may be, for example, a turbine located in the mud path, configured to extract power from the drilling mud flow and generate electrical power to supply electrical power to the electro-acoustic transducer and/or charge batteries 60 in such a way that operation is guaranteed. electroacoustic transducer 10 even in the event of a temporary interruption in the flow of drilling fluid.
В вариантах осуществления, показанных на фиг. 4а и 5а, бурильная труба, снабженная модулем 120 связи, имеет сужение прохода для бурового раствора.In the embodiments shown in FIG. 4a and 5a, the drill pipe provided with the communication module 120 has a drilling fluid constriction.
В варианте осуществления из фиг. 4а стенки бурильной трубы имеют в этом сужении каналы, обращенные к проходу, в которых расположены генерирующие устройства 70, в частности несколько турбин.In the embodiment of FIG. 4a, the walls of the drill pipe have, in this narrowing, channels facing the passage, in which generating devices 70, in particular several turbines, are located.
В варианте осуществления из фиг. 5а генерирующее устройство 70, в частности турбина, располагается в центральном проходе.In the embodiment of FIG. 5a, the generating device 70, in particular the turbine, is located in the central passage.
Передача и прием сигналов, осуществляемые посредством электроакустических преобразователей 10, позволяют охватывать значительные расстояния на частотах, указанных выше.Transmission and reception of signals carried out by means of electro-acoustic transducers 10, allow you to cover considerable distances at the frequencies indicated above.
В конкретном варианте осуществления двунаправленная система передачи данных содержит два модуля связи 120, каждый из которых содержит соответствующую пару электроакустических преобразователей, сконфигурированных как передатчик и приемник.In a specific embodiment, the bi-directional data communication system includes two communication modules 120, each containing a respective pair of electro-acoustic transducers configured as a transmitter and receiver.
В этом случае один модуль 120 связи расположен в так называемой забойной компоновке и другой модуль 120 помещен вблизи блока перемещения бурильных труб или так называемого верхнего привода.In this case, one communication module 120 is located in the so-called downhole assembly and the other module 120 is placed near the drill pipe moving unit or the so-called top drive.
Из приведенного выше описания должны стать понятными особенности электроакустического преобразователя и двунаправленной системы передачи данных согласно настоящему изобретению, а также преимущества изобретения.From the above description, the features of the electro-acoustic transducer and bi-directional data transmission system according to the present invention, as well as the advantages of the invention, should become clear.
Наконец, должно быть понятно, что многочисленные модификации и варианты представленных электроакустического преобразователя и двунаправленной системы передачи данных допускаются без отступления от объема изобретения; более того, все детали могут быть заменены техническиFinally, it should be understood that numerous modifications and variations of the presented electro-acoustic transducer and bi-directional data transmission system are allowed without departing from the scope of the invention; moreover, all parts can be replaced technically
--
Claims (9)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IT102019000004215 | 2019-03-22 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA041839B1 true EA041839B1 (en) | 2022-12-08 |
Family
ID=
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7777645B2 (en) | Acoustic telemetry transceiver | |
| US8284075B2 (en) | Apparatus and methods for self-powered communication and sensor network | |
| US7400262B2 (en) | Apparatus and methods for self-powered communication and sensor network | |
| US5283768A (en) | Borehole liquid acoustic wave transducer | |
| US5318129A (en) | Method and device for setting up sondes against the wall of a cased well | |
| US6675914B2 (en) | Pressure reading tool | |
| WO2004113677A1 (en) | Apparatus and method for self-powered communication and sensor network | |
| US5080189A (en) | Electro-hydraulic dipole vibrator | |
| CN113678026B (en) | electroacoustic transducer | |
| EA041839B1 (en) | ELECTRO-ACOUSTIC TRANSDUCER | |
| US11860328B2 (en) | Detection system for detecting discontinuity interfaces and/or anomalies in pore pressures in geological formations | |
| OA20844A (en) | Electro-acoustic transducer. | |
| EP3097258B1 (en) | Wellbore energy collection | |
| EA042146B1 (en) | A SYSTEM FOR DETECTING PORE PRESSURE DIFFERENCES AT INTERFACES AND/OR ANOMALIES IN GEOLOGICAL FORMATIONS | |
| BR122017005602B1 (en) | APPARATUS AND SYSTEM FOR TRANSCEIVER FOR ACOUSTIC TELEMETRY | |
| BR122017005600B1 (en) | APPARATUS, SYSTEM AND METHOD FOR TRANSCEIVER FOR ACOUSTIC TELEMETRY |