FR2745847A1 - Well measurement data transmission system - Google Patents
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Abstract
Description
La présente invention concerne un système de transmission d'informations liées à des mesures effectuées dans un puits foré dans le sol dans le but d'une exploitation des fluides pouvant y être contenus. The present invention relates to a system for transmitting information linked to measurements carried out in a well drilled in the ground for the purpose of exploiting the fluids which may be contained therein.
La présente invention peut concerner le domaine de la transmission de données en cours de forage ou le domaine des diagraphies différées avant ou en cours de production. Le système selon l'invention comporte des moyens optiques de transmission et des moyens de conversion des signaux optiques en signaux électriques et/ou inversement. The present invention may relate to the field of data transmission during drilling or the field of deferred logging before or during production. The system according to the invention comprises optical transmission means and means for converting the optical signals into electrical signals and / or vice versa.
On connaît des systèmes de transmission de données de fond de puits, soit par ondes de pression dans le fluide en place dans le puits, par ondes électromagnétiques, soit par câble de mesure équipé de conducteurs électriques. Seul le dernier cas autorise des flux important de données. I1 est cependant intéressant d'envisager l'utilisation de la technique de transmission par fibre optique dans le domaine des mesures à très grand débit sur une distance de plusieurs kilomètres. Mais dans le cas où il est nécessaire d'utiliser un connecteur enfichable dans un milieu liquide, tel celui décrit dans les documents US 4457370, US 4570709, ou US 4039242, un tel connecteur n'est actuellement pas disponible avec des liaisons optiques. En effet, les connecteurs optiques connus dans l'industrie sont très difficilement transposables dans l'industrie du forage et de l'exploitation des puits de pétrole, où il faut notamment combiner la caractéristique de très grande fiabilité avec la nécessité d'effectuer les connexions et déconnexions au fond d'un puits plein d'un fluide dans une ambiance difficile compte tenu de la pression et de la température. Downhole data transmission systems are known, either by pressure waves in the fluid in place in the well, by electromagnetic waves, or by measurement cable fitted with electrical conductors. Only the last case allows large data flows. It is however interesting to consider the use of the optical fiber transmission technique in the field of very high speed measurements over a distance of several kilometers. But in the case where it is necessary to use a plug-in connector in a liquid medium, such as that described in documents US 4457370, US 4570709, or US 4039242, such a connector is currently not available with optical links. Indeed, the optical connectors known in the industry are very difficult to transpose in the drilling industry and the exploitation of oil wells, where it is particularly necessary to combine the characteristic of very high reliability with the need to make the connections. and disconnections at the bottom of a well full of a fluid in a difficult atmosphere taking into account the pressure and the temperature.
Ainsi, la présente invention concerne un système de transmission d'informations liées à des mesures effectuées dans un puits, comportant des moyens de mesure placés dans ledit puits, une ligne de transmission reliant lesdits moyens de mesure à la surface, des moyens de connexion constitués par deux parties enfichables au fond du puits pour relier ladite ligne audits moyens de mesure, une première partie étant solidaire de ladite ligne, une deuxième partie étant solidaire des moyens de mesure. La ligne comporte au moins une fibre optique, les moyens de connexion sont du type par contact électrique et la première partie comporte des moyens optoélectriques pour convertir des informations électriques liées à des mesures en informations optiques, et/ou inversement. Thus, the present invention relates to a system for transmitting information related to measurements made in a well, comprising measurement means placed in said well, a transmission line connecting said measurement means to the surface, connection means constituted by two plug-in parts at the bottom of the well to connect said line to said measurement means, a first part being secured to said line, a second part being secured to measurement means. The line comprises at least one optical fiber, the connection means are of the electrical contact type and the first part comprises optoelectric means for converting electrical information linked to measurements into optical information, and / or vice versa.
La ligne peut être constituée par un câble armé comportant au moins une fibre optique et un conducteur électrique. The line can be constituted by an armored cable comprising at least one optical fiber and an electrical conductor.
La ligne peut comporter au moins une portion de tige semi-rigide. The line can include at least a portion of semi-rigid rod.
La ligne peut être manoeuvrée dans le puits à l'aide d'un touret situé en surface et comportant un collecteur tournant lié, d'un coté à ladite ligne et de l'autre à une installation électronique de surface. The line can be operated in the well using a drum located on the surface and comprising a rotating collector linked, on one side to said line and on the other to an electronic surface installation.
Le collecteur peut être électrique et peut comporter du coté ligne de transmission des moyens optoélectriques de conversion des informations optiques en informations électriques et/ou inversement. The collector may be electrical and may include on the transmission line side optoelectric means for converting optical information into electrical information and / or vice versa.
Le collecteur peut comporter au moins une piste optique. The collector may include at least one optical track.
La première partie peut comporter des moyens d'entraînement de la ligne vers le fond du puits, lesdits moyens d'entraînement comportant lesdits moyens optoélectriques. The first part may include means for driving the line towards the bottom of the well, said driving means comprising said optoelectric means.
Les moyens d'entraînement peuvent être constitués par au moins des barres de charge, des coupelles de pompage, une unité d'entraînement motorisé. The drive means can be constituted by at least load bars, pumping cups, a motorized drive unit.
La présente invention concerne également une utilisation du système pour effectuer la transmission des données dans une méthode de diagraphie dans un puits horizontal, la sonde de mesure étant fixée au bout d'une garniture de tubes et déplacée par ajout ou retrait de tubes, ladite ligne passant de l'espace intérieur des tubes à l'espace annulaire par un raccord à ouverture latérale. The present invention also relates to a use of the system for carrying out the data transmission in a logging method in a horizontal well, the measurement probe being fixed at the end of a tube lining and moved by adding or removing tubes, said line passing from the interior space of the tubes to the annular space by a fitting with lateral opening.
La présente invention concerne également une utilisation du système pour effectuer la transmission des mesures effectuées à partir de capteurs disposés le long d'une colonne de production, lesdits capteurs étant reliés à un ensemble électronique de fond comportant des moyens de connexion avec la ligne. The present invention also relates to a use of the system for transmitting the measurements carried out from sensors arranged along a production column, said sensors being connected to an electronic bottom assembly comprising means for connection with the line.
La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture des exemples, nullement limitatifs, qui suivent et illustrés par les figures ci-après annexées parmi lesquelles:
- La figure 1 représente schématiquement le système selon l'invention.The present invention will be better understood and its advantages will appear more clearly on reading the examples, which are in no way limitative, which follow and are illustrated by the attached figures below, among which:
- Figure 1 schematically shows the system according to the invention.
- La figure 2 représente un variante de mise en oeuvre. - Figure 2 shows an alternative implementation.
La figure 1 représente un puits 1 foré dans le sol ou en cours de forage. Un ensemble ou garniture de tubes 2 est assemblé dans le puits et comporte fixé à son extrémité inférieure un ensemble de mesure 3 qui peut être constitué par différentes sondes de diagraphies différées conventionnelles. Un raccord 4 de fixation de l'ensemble de mesure 3 avec la garniture de tubes 2 comprend une partie 5 des moyens de connexion 6 avec un élément de transmission 7. L'élément de transmission 7 effectue une liaison par fibre optique sur, au moins une grande portion de la distance entre les moyens de connexions 6 et une installation de surface 8. Cette installation de
surface est destiné à traiter, enregistrer, visualiser ou imprimer les données ou mesure
fournies par les capteurs de l'ensemble 3.FIG. 1 represents a well 1 drilled in the ground or during drilling. A set or lining of tubes 2 is assembled in the well and has fixed at its lower end a measuring set 3 which can be constituted by various conventional deferred logging probes. A connection 4 for fixing the measuring assembly 3 with the tube lining 2 comprises a part 5 of the connection means 6 with a transmission element 7. The transmission element 7 performs a fiber optic connection on, at least a large portion of the distance between the connection means 6 and a surface installation 8. This installation of
surface is intended to process, record, view or print data or measurement
supplied by the sensors in set 3.
Les moyens de connexion 6 comportent donc au moins deux parties: 5 et 9. La partie 5 est solidaire du raccord 4, lui même solidaire de l'ensemble de mesure 3. la partie 9 est solidaire de la ligne 7. Ces moyens de connexions peuvent être du type mâle-femelle à simple ou multi contacts électriques. Ces connecteurs enfichable en ambiance humide sont de technologie connue. The connection means 6 therefore comprise at least two parts: 5 and 9. Part 5 is integral with the connector 4, itself integral with the measuring assembly 3. Part 9 is integral with the line 7. These connection means can be of the male-female type with single or multiple electrical contacts. These plug-in connectors in a humid environment are of known technology.
Entre la partie 9 des moyens de connexion 6 et la ligne 7. se trouvent des moyens de déplacement ou de propulsion 10. Ces moyens peuvent être des barres de charge, une locomotive hydraulique faisant fonction de piston, ou encore un tracteur à galets motorisé, par exemple électriquement par le moyen de la ligne 7. Between the part 9 of the connection means 6 and the line 7. there are displacement or propulsion means 10. These means can be load bars, a hydraulic locomotive acting as a piston, or even a motorized roller tractor, for example electrically by means of line 7.
Selon l'invention, on placera dans ces moyens de propulsion 10 des moyens électroniques de conversion de signaux optiques en signaux électriques ou inversement de signaux électriques en signaux optiques. According to the invention, electronic means will be placed in these propulsion means 10 for converting optical signals into electrical signals or vice versa from electrical signals into optical signals.
La ligne 7 est constituée préférentiellement d'un câble armé du type "logging" comportant au moins une fibre optique, par exemple décrit dans le document US4891640. Line 7 preferably consists of an armored cable of the "logging" type comprising at least one optical fiber, for example described in document US4891640.
La ligne 7 passe dans l'annulaire défini par la garniture 2 et le puits 1 grâce à un raccord à ouverture latérale l l ("side entry sub") pour être stockée sur un touret 12 situé à la surface du sol. Line 7 passes through the annular defined by the lining 2 and the well 1 through a side opening connection l l ("side entry sub") to be stored on a drum 12 located on the surface of the ground.
La fibre optique est reliée à un joint tournant 13 comportant au moins une piste optique pour communiquer avec l'installation de surface 8 par l'intermédiaire d'une liaison 14 comportant au moins une fibre optique. On pourra. par exemple, utiliser le joint optique rotatif fabriqué par Focal Technologies Inc. (Canada) sous le nom: "Fiber
Optic Rotary Joint-Model 190). Dans ce système, I'installation 8 comprend généralement un convertisseur optoélectrique pour traiter électroniquement les données transmises de façon optique.The optical fiber is connected to a rotary joint 13 comprising at least one optical track for communicating with the surface installation 8 via a link 14 comprising at least one optical fiber. We will be able to. for example, use the rotary optical joint manufactured by Focal Technologies Inc. (Canada) under the name: "Fiber
Optic Rotary Joint-Model 190). In this system, the installation 8 generally comprises an optoelectric converter for electronically processing the data transmitted optically.
Dans une autre variante, le touret comporte un convertisseur optoélectrique entre la ligne 7 enroulée sur le touret et le joint rotatif 13. Ainsi. il n'est pas nécessaire d'équiper le touret 12 d'un joint rotatif optique au lieu du simple joint rotatif électrique conventionnel. In another variant, the reel comprises an optoelectric converter between the line 7 wound on the reel and the rotary joint 13. Thus. it is not necessary to equip the reel 12 with an optical rotary joint instead of the simple conventional electric rotary joint.
Dans une autre variante. le câble armé comportant au moins une fibre optique peut être remplacé par une tige semi -rigide. par exemple, celle décrit dans le document
US-5184682 cité ici en référence.In another variant. the armored cable comprising at least one optical fiber can be replaced by a semi-rigid rod. for example, the one described in the document
US-5184682 cited here with reference.
Dans la variante où l'on utilise une tige semi-rigide, il n'est pas indispensable que toute la ligne 7 soit constituée par cette tige. Une portion seulement peut-être utilisée, en particulier la portion de tige qui sera disposée dans la partie la plus inclinée du drain. Des moyens de propulsion pourront équiper au moins une des extrémités de cette portion de tige semi-rigide. In the variant where a semi-rigid rod is used, it is not essential that the entire line 7 is constituted by this rod. Only a portion may be used, in particular the portion of rod which will be disposed in the most inclined part of the drain. Propulsion means can be fitted to at least one of the ends of this portion of semi-rigid rod.
La figure 2 montre une variante de mise en oeuvre de la présente invention dans un puits de production 20 foré dans un réservoir 21 producteur d'hydrocarbures. Une colonne de tubes de production 22 est mise en place dans le puits 20. Cette colonne comporte une série de capteurs de mesure 23 installés à des distances détenninées les uns des autres, par rapport aux zones de production du réservoir 21. Ces capteurs sont reliés à des moyens électroniques de traitement ou pré-traitement, de mémorisation ou de gestion 24. Les moyens 24 comportent une partie 5 d'un connecteur 6 qui peut être similaire à celui décrit sur la figure 1. FIG. 2 shows an alternative embodiment of the present invention in a production well 20 drilled in a tank 21 producing hydrocarbons. A column of production tubes 22 is placed in the well 20. This column comprises a series of measurement sensors 23 installed at determined distances from each other, with respect to the production zones of the reservoir 21. These sensors are connected to electronic processing or pre-processing, storage or management means 24. The means 24 comprise a part 5 of a connector 6 which can be similar to that described in FIG. 1.
Une ligne 7 comportant au moins une fibre optique est descendue dans l'intérieur des tubes 22 pour relier le fond avec la surface grâce à une seconde partie 9 des moyens de connexion 6 fixée à son extrémité inférieure. La partie 9 est solidaire de moyens de propulsion 10 pouvant être ceux décrits sur la figure 1. L'installation de surface du système selon l'invention comprend également un touret 12 et des moyens électroniques de surface 8. A line 7 comprising at least one optical fiber is lowered into the interior of the tubes 22 to connect the bottom with the surface by means of a second part 9 of the connection means 6 fixed at its lower end. Part 9 is integral with propulsion means 10 which can be those described in FIG. 1. The surface installation of the system according to the invention also comprises a drum 12 and electronic surface means 8.
Il faut noter que le fluide produit par la formation géologique 21 remonte soit dans l'annulaire 25, soit dans les tubes 26, ou dans les deux. Un installation conventionnelle en tête de puits contrôle les débits. It should be noted that the fluid produced by the geological formation 21 rises either in the annular 25, or in the tubes 26, or in both. A conventional wellhead installation controls the flow rates.
Ainsi, le système selon l'invention permet de relier à la surface un ensemble de capteurs permanents sur une colonne de production. Cette liaison comporte au moins une fibre optique et un convertisseur optoélectrique. Il est clair qu'ainsi l'ensemble descendu dans le puits avec la colonne de production ne comportera que le minimum d'électronique destiné à la liaison, à la gestion des capteurs et à l'enregistrement de mesures. Thus, the system according to the invention makes it possible to connect to the surface a set of permanent sensors on a production column. This link includes at least one optical fiber and one optoelectric converter. It is clear that thus the assembly lowered into the well with the production column will only include the minimum of electronics intended for the connection, the management of the sensors and the recording of measurements.
Une telle mise en oeuvre selon la figure 2 permet d'effectuer des mesures in situ en cours de production. Such an implementation according to FIG. 2 makes it possible to carry out in situ measurements during production.
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CD | Change of name or company name | ||
| ST | Notification of lapse |
Effective date: 20121130 |