RU2262598C2 - Аппарат для передачи мощности, способ выработки сигнала дистанционного управления внутри трубной конструкции и нефтяная скважина - Google Patents
Аппарат для передачи мощности, способ выработки сигнала дистанционного управления внутри трубной конструкции и нефтяная скважина Download PDFInfo
- Publication number
- RU2262598C2 RU2262598C2 RU2002126213/03A RU2002126213A RU2262598C2 RU 2262598 C2 RU2262598 C2 RU 2262598C2 RU 2002126213/03 A RU2002126213/03 A RU 2002126213/03A RU 2002126213 A RU2002126213 A RU 2002126213A RU 2262598 C2 RU2262598 C2 RU 2262598C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- coil
- transmitting power
- transformer
- signal
- pipe structure
- Prior art date
Links
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 title claims abstract description 59
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 51
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 230000007274 generation of a signal involved in cell-cell signaling Effects 0.000 title abstract 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 45
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 7
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 7
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 7
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 7
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 7
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 claims description 5
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims description 5
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 2
- 241000282326 Felis catus Species 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 16
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 13
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 12
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 9
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 230000006870 function Effects 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 7
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 7
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 5
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 5
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 5
- 238000012916 structural analysis Methods 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 229910000889 permalloy Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000004836 empirical method Methods 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000005415 magnetization Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000012811 non-conductive material Substances 0.000 description 1
- 239000000615 nonconductor Substances 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04B—TRANSMISSION
- H04B5/00—Near-field transmission systems, e.g. inductive or capacitive transmission systems
- H04B5/20—Near-field transmission systems, e.g. inductive or capacitive transmission systems characterised by the transmission technique; characterised by the transmission medium
- H04B5/24—Inductive coupling
- H04B5/26—Inductive coupling using coils
- H04B5/266—One coil at each side, e.g. with primary and secondary coils
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/003—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/066—Valve arrangements for boreholes or wells in wells electrically actuated
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/16—Control means therefor being outside the borehole
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- 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
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04B—TRANSMISSION
- H04B5/00—Near-field transmission systems, e.g. inductive or capacitive transmission systems
- H04B5/70—Near-field transmission systems, e.g. inductive or capacitive transmission systems specially adapted for specific purposes
- H04B5/79—Near-field transmission systems, e.g. inductive or capacitive transmission systems specially adapted for specific purposes for data transfer in combination with power transfer
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
- Signal Processing (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Cable Transmission Systems, Equalization Of Radio And Reduction Of Echo (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Near-Field Transmission Systems (AREA)
- Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
- Housings And Mounting Of Transformers (AREA)
- Transmitters (AREA)
- Feeding And Controlling Fuel (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для передачи мощности и осуществления связи через колонну труб. Аппарат содержит внешнее устройство, предназначенное для передачи мощности, расположенное вокруг первой трубной конструкции и получающее первый переменный ток из первой трубной конструкции, и внутреннее устройство, предназначенное для передачи мощности, расположенное внутри первой трубной конструкции рядом с внешним устройством и вырабатывающее второй ток, индуцируемый при подаче первого переменного тока во внешнее устройство. Внешнее устройство может включать в себя катушку тороидального трансформатора, электрически соединенную с первичной катушкой соленоидного трансформатора, а внутреннее устройство - вторичную катушку соленоидного трансформатора. Для выработки сигнала дистанционного управления устанавливают внешнее устройство вокруг первой трубной конструкции, устанавливают внутреннее устройство внутри первой трубной конструкции, подключают основной сигнал переменного тока к первой трубной конструкции, индуцируют первый сигнал переменного тока внутри внешнего устройства и индуцируют сигнал дистанционного управления переменного тока внутри внутреннего устройства. Нефтяная скважина содержит обсадную трубу с расположенной в ней колонной насосно-компрессорных труб (НКТ). Внешнее устройство расположено вокруг обсадной трубы, а внутреннее - вокруг НКТ рядом с внешним устройством с обеспечением осевого выравнивания с ним. Внутреннее устройство имеет магнитную связь с внешним устройством при подаче переменного тока во внешнее устройство. Изобретения позволяют повысить эффективность передачи электрической мощности от внешней стороны колонны труб к внутренней. 3 з. и 31 н.п.ф-лы, 8 ил.
Description
1. Область техники, к которой относится изобретение
Данное изобретение относится к нефтяной скважине, имеющей обсадную колонну, которая используется в качестве электропроводного тракта для передачи электрической мощности переменного тока и сигналов связи от поверхности к скважинному оборудованию, расположенному рядом с обсадной трубой, в частности, в том месте, где в качестве обратного тракта для цепи переменного тока используется грунт пласта.
2. Характеристика предшествующего уровня техники
Связь между двумя местами в нефтяной или газовой скважине принято осуществлять с помощью кабелей и оптических волокон для передачи сигналов между упомянутыми местами. В нефтяной скважине, конечно, весьма нежелательно и практически затруднительно использовать кабель, проложенный вдоль колонны насосно-компрессорных труб, который либо выполнен как единое целое с колонной насосно-компрессорных труб, либо находится в кольцевом пространстве между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной трубой. Использование кабелей создает трудности для операторов скважин во время сборки и введения колонны обсадных труб в ствол скважины. Кроме того, кабель подвергается коррозии и сильному износу вследствие перемещения колонны насосно-компрессорных труб внутри ствола скважины. Пример скважинной системы связи, в которой используется кабель, приведен в документе РСТ/ЕР 97/01621.
В патенте США №4839644 описаны способ и система беспроводной двухсторонней связи в обсаженном стволе скважины, имеющем колонну насосно-компрессорных труб. Однако эта система характерна схемой связи, предназначенной для передачи электромагнитной энергии в режиме поперечной электромагнитной волны (Т-волны) с использованием кольцевого пространства между обсадной трубой и насосно-компрессорными трубами. Такая передача требует наличия, по существу, неэлектропроводной текучей среды, такой как пластовая нефть, в кольцевом пространстве между обсадной трубой и насосно-компрессорными трубами. Поэтому изобретение, описанное в патенте США №4839644, не нашло широкого применения в качестве практичной схемы для двухсторонней связи внутри скважины.
Другая система связи внутри скважины, предусматривающая использование телеизмерений пульсации давления, вызываемой работой бурового насоса, описана в патентах США №№4648471 и 5887657. Хотя телеизмерения пульсации давления, вызываемой работой бурового насоса, могут оказаться успешными при малых скоростях передачи данных, польза от таких измерений оказывается ограниченной, если необходимы большие скорости передачи данных или если нежелательно иметь сложную аппаратуру для телеизмерений пульсации давления, вызываемой работой бурового насоса, внутри скважины. Другие способы связи внутри ствола скважины описаны в патентах США №№4468665, 4578675, 4739325, 5130706, 5467083, 5493288, 5576703, 5574374 и 5883516.
В публикации WO 93/26115 заявки РСТ приведено общее описание системы связи для установки подводного трубопровода. Важно, что каждое подводное оборудование, такое как оборудование устья скважины, должно иметь свой собственный источник независимого питания. В предпочтительном конкретном варианте осуществления, источником питания является блок батарей для операций запуска и генератор термоэдс для длительных операций. Для осуществления связи в публикации WO 93/26115 предложена подача электромагнитного сигнала очень низкой частоты (ОНЧ) или крайне низкой частоты (КНЧ) в трубу, при этом уровень напряжения колеблется около уровня напряжения постоянного тока. На фиг.18 и 19 и в прилагаемом тексте на с. 42 описаны простая система и способ проведения измерений давления и температуры в скважине. Однако датчики температуры и давления являются пассивными (манометр Бурдона и биметаллическая полоска), а к достижению резонансных частот, связанных с температурой и давлением, приводит механическое смещение чувствительного элемента, вносящее изменение в цепь. Поиск резонансных пиков, характерных для давления и температуры в скважине, осуществляют путем качания частоты в устье скважины. Данные, полученные в устье скважины, передаются на поверхность по кабелю или с помощью трубопроводной системы связи, описанной в публикации WO 93/26115.
Следовательно, если бы удалось разработать альтернативное средство связи и передачи мощности внутри скважины, это обеспечило бы значительное преимущество в эксплуатации нефтяных скважин. Кроме того, значительное преимущество дала бы возможность расположения внутри скважины устройств, таких как датчики и управляемые клапаны, связь с которыми и запитывание которых осуществлялись бы оборудованием на поверхности скважины.
Цитирование всех первоисточников, упоминаемых для справок в данном описании, осуществляется со степенью полноты изложения, максимально допустимой по закону. В той степени, в которой цитирование какого-либо первоисточника, упоминаемого здесь для справок, является неполным, оно имеет целью описание предшествующего уровня техники и соответствует квалификации обычного специалиста в данной области техники.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Данное изобретение позволяет решить задачу осуществления связи и передачи мощности внутри нефтяной скважины. Путем подключения переменного тока к обсадной колонне, находящейся в стволе скважины, можно передавать мощность и сигналы связи внутри обсадной колонны за счет использования внешнего устройства для передачи мощности и внутреннего устройства для передачи мощности. Тогда мощность и сигналы связи, передаваемые внутри обсадной колонны, можно использовать для эксплуатации различных скважинных устройств и управления ими.
Аппарат для передачи мощности, соответствующий данному изобретению, включает в себя внешнее устройство для передачи мощности, конфигурация которого обеспечивает его расположение вокруг первой трубной конструкции, и внутреннее устройство для передачи мощности, конфигурация которого обеспечивает его расположение вокруг второй трубной конструкции. Внешнее устройство для передачи мощности получает первый поверхностный ток из первой трубной конструкции. Внешнее устройство для передачи мощности имеет магнитную связь с внутренним устройством для передачи мощности и поэтому первый поверхностный ток индуцирует вторичный ток во внутреннем устройстве для передачи мощности.
В еще одном конкретном варианте осуществления данного изобретения аппарат для передачи мощности включает в себя аналогичные внешнее устройство для передачи мощности и внутреннее устройство для передачи мощности, расположенные вокруг первой трубной конструкции и второй трубной конструкции соответственно. И опять, между обоими устройствами для передачи мощности имеется магнитная связь. Внутреннее устройство для передачи мощности имеет конфигурацию, обеспечивающую получение первого скважинного тока, который индуцирует второй скважинный ток во внешнем устройстве для передачи мощности.
В одном из вариантов осуществления первый ток, получаемый внешним устройством для передачи мощности, индуцируется основным током, протекающим в первой трубной конструкции.
В одном из вариантов осуществления аппарат для передачи мощности включает в себя вторую трубную конструкцию, конфигурация которой обеспечивает ее расположение внутри первой трубной конструкции и расположение внутреннего устройства для передачи мощности таким образом, что обеспечивается осевое выравнивание внутреннего устройства для передачи мощности с внешним устройством для передачи мощности.
В одном из вариантов осуществления в аппарате для передачи мощности секция первой трубной конструкции, расположенная рядом с внешним устройством для передачи мощности, изготовлена из немагнитного материала.
В одном из вариантов осуществления в аппарате для передачи мощности внешнее устройство для передачи мощности включает в себя катушку тороидального трансформатора, электрически соединенную с первичной катушкой соленоидного трансформатора.
В одном из вариантов осуществления в аппарате для передачи мощности внешнее устройство для передачи мощности включает в себя катушку тороидального трансформатора, электрически соединенную с первичной катушкой соленоидного трансформатора, а первый ток индуцируется в катушке тороидального трансформатора основным сигналом переменного тока, подаваемым в первую трубную конструкцию.
В одном из вариантов осуществления в аппарате для передачи мощности внутреннее устройство для передачи мощности включает в себя вторичную катушку соленоидного трансформатора.
В одном из вариантов осуществления в аппарате для передачи мощности внешнее устройство для передачи мощности включает в себя катушку тороидального трансформатора, электрически соединенную с первичной катушкой соленоидного трансформатора,
внутреннее устройство для передачи мощности включает в себя вторичную катушку соленоидного трансформатора,
первый сигнал переменного тока индуцируется в катушке тороидального трансформатора основным сигналом переменного тока, протекающим в первой трубной конструкции, а
второй сигнал переменного тока индуцируется во вторичной катушке соленоидного трансформатора первым сигналом переменного тока, протекающим через первичную катушку соленоидного трансформатора.
В одном из вариантов осуществления в аппарате для передачи мощности первая трубная конструкция представляет собой обсадную трубу, расположенную внутри ствола нефтяной скважины.
В одном из вариантов осуществления в аппарате для передачи мощности вторая трубная конструкция представляет собой колонну насосно-компрессорных труб, расположенную внутри ствола нефтяной скважины.
В одном из вариантов осуществления в аппарате для передачи мощности первая трубная конструкция представляет собой обсадную трубу, расположенную внутри ствола нефтяной скважины,
внутреннее устройство для передачи мощности связано с колонной обсадных труб, расположенной внутри обсадной трубы, а
второй сигнал переменного тока, индуцируемый во внутреннем устройстве для передачи мощности, используется для передачи мощности в скважинное устройство.
В одном из вариантов осуществления в аппарате для передачи мощности скважинное устройство представляет собой датчик для определения физической характеристики.
Нефтяная скважина, соответствующая данному изобретению, включает в себя обсадную трубу и колонну насосно-компрессорных труб, расположенные внутри ствола скважины, причем колонна насосно-компрессорных труб расположена в обсадной трубе и проходит внутри нее в продольном направлении. Нефтяная скважина дополнительно включает в себя внешнее устройство для передачи мощности, расположенное вокруг обсадной трубы и имеющее магнитную связь с внутренним устройством для передачи мощности, которое расположено вокруг колонны насосно-компрессорных труб.
В одном из вариантов осуществления в нефтяной скважине первый сигнал переменного тока, протекающий внутри внешнего устройства для передачи мощности, индуцирует второй сигнал переменного тока внутри внутреннего устройства для передачи мощности.
В одном из вариантов осуществления в нефтяной скважине первый скважинный ток, протекающий внутри внутреннего устройства для передачи мощности, индуцирует второй скважинный ток внутри внешнего устройства для передачи мощности.
В одном из вариантов осуществления в нефтяной скважине внешнее устройство для передачи мощности включает в себя катушку тороидального трансформатора, электрически соединенную с первичной катушкой соленоидного трансформатора.
В одном из вариантов осуществления в нефтяной скважине внутреннее устройство для передачи мощности включает в себя вторичную катушку соленоидного трансформатора.
В одном из вариантов осуществления в нефтяной скважине внешнее устройство для передачи мощности включает в себя катушку тороидального трансформатора, электрически соединенную с первичной катушкой соленоидного трансформатора,
внутреннее устройство для передачи мощности включает в себя вторичную катушку соленоидного трансформатора,
основной сигнал переменного тока, протекающий внутри обсадной трубы, индуцирует первый сигнал переменного тока в катушке тороидального трансформатора, причем первый сигнал переменного тока протекает из катушки тороидального трансформатора в первичную катушку соленоидного трансформатора, и
первый сигнал переменного тока, протекающий через первичную катушку соленоидного трансформатора, индуцирует второй сигнал переменного тока во вторичной катушке соленоидного трансформатора.
В одном из вариантов осуществления в нефтяной скважине основной сигнал переменного тока подается в обсадную трубу из оборудования на поверхности скважины.
В одном из вариантов осуществления в нефтяной скважине основной сигнал переменного тока представляет собой сигнал связи, подаваемый в обсадную трубу из скважинного устройства.
В одном из вариантов осуществления в нефтяной скважине второй сигнал переменного тока обеспечивает подачу мощности в скважинное устройство и осуществление связи с ним.
В одном из вариантов осуществления в нефтяной скважине внешнее устройство для передачи мощности включает в себя катушку тороидального трансформатора, электрически соединенную с первичной катушкой соленоидного трансформатора,
внутреннее устройство для передачи мощности включает в себя вторичную катушку соленоидного трансформатора,
первый скважинный ток, протекающий внутри первичной катушки соленоидного трансформатора, индуцирует второй скважинный ток во вторичной катушке соленоидного трансформатора, а
второй скважинный ток, протекающий внутри катушки тороидального трансформатора, индуцирует основной скважинный ток внутри обсадной колонны.
В одном из вариантов осуществления в нефтяной скважине первый скважинный ток подается во вторичную катушку соленоидного трансформатора скважинным устройством.
В одном из вариантов осуществления в нефтяной скважине основной скважинный ток представляет собой сигнал связи, предназначенный для обеспечения связи между скважинным устройством и оборудованием на поверхности нефтяной скважины.
В одном из вариантов осуществления в нефтяной скважине основной скважинный ток представляет собой сигнал связи, предназначенный для обеспечения связи между первым скважинным устройством и вторым скважинным устройством.
В одном из вариантов осуществления в нефтяной скважине секция обсадной трубы под внешним устройством для передачи мощности изготовлена из немагнитного материала.
В одном из вариантов осуществления в нефтяной скважине секция обсадной трубы под внешним устройством для передачи мощности изготовлена из нержавеющей стали.
Способ подачи тока внутри первой трубной конструкции включает в себя этап, на котором устанавливают внешнее устройство для передачи мощности и внутреннее устройство для передачи мощности, которое имеет индуктивную связь с внешним устройством для передачи мощности. Внешнее устройство для передачи мощности расположено вокруг первой трубной конструкции и имеет индуктивную связь с ней, тогда как внутреннее устройство для передачи мощности расположено вокруг второй трубной конструкции. Способ также включает в себя этапы, на которых подключают основной поверхностный ток к первой трубной конструкции и индуцируют первый поверхностный ток внутри внешнего устройства для передачи мощности. Первый поверхностный ток обеспечивает заключительный этап, на котором индуцируют второй поверхностный ток внутри внутреннего устройства для передачи мощности.
В одном из вариантов осуществления способа подачи тока этап установки внешнего устройства для передачи мощности дополнительно включает в себя этапы, на которых
располагают катушку тороидального трансформатора вокруг первой трубной конструкции,
располагают первичную катушку соленоидного трансформатора вокруг первой трубной конструкции и
осуществляют электрическое соединение катушки тороидального трансформатора с первичной катушкой соленоидного трансформатора.
В одном из вариантов осуществления способа подачи тока этап установки внутреннего устройства для передачи мощности дополнительно включает в себя этап, на котором располагают вторичную катушку соленоидного трансформатора вокруг второй трубной конструкции, расположенной внутри первой трубной конструкции, осуществляя при этом осевое выравнивание вторичной катушки соленоидного трансформатора с внешним устройством для передачи мощности.
В одном из вариантов осуществления способа подачи тока этапы установки внутреннего и внешнего устройств для передачи мощности дополнительно включают в себя этапы, на которых
располагают катушку тороидального трансформатора вокруг первой трубной конструкции,
располагают первичную катушку соленоидного трансформатора вокруг первой трубной конструкции,
осуществляют электрическое соединение катушки тороидального трансформатора с первичной катушкой соленоидного трансформатора и
располагают вторичную катушку соленоидного трансформатора вокруг второй трубной конструкции, расположенной внутри первой трубной конструкции, таким образом, что при этом осуществляется осевое выравнивание вторичной катушки соленоидного трансформатора с первичной катушкой соленоидного трансформатора.
В одном из вариантов осуществления способа подачи тока этапы индуцирования первого сигнала переменного тока и сигнала дистанционного управления переменного тока дополнительно включают в себя этапы, на которых
индуцируют первый сигнал переменного тока внутри катушки тороидального трансформатора за счет использования основного сигнала переменного тока, протекающего внутри первой трубной конструкции,
пропускают первый сигнал переменного тока из катушки тороидального трансформатора в первичную катушку соленоидного трансформатора и
индуцируют сигнал дистанционного управления переменного тока внутри вторичной катушки соленоидного трансформатора за счет использования первого сигнала переменного тока, протекающего внутри первичной катушки соленоидного трансформатора.
В одном из вариантов осуществления способа подачи тока первая трубная конструкция представляет собой обсадную трубу, расположенную внутри ствола нефтяной скважины, а вторая трубная конструкция представляет собой колонну насосно-компрессорных труб, расположенную внутри обсадной трубы.
В одном из вариантов осуществления способа подачи тока передачу мощности в скважинное устройство и связь с ним осуществляют за счет использования сигнала дистанционного управления переменного тока.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг.1 показано условное изображение нефтяной или газовой скважины, имеющей несколько мест съема мощности в соответствии с данным изобретением, причем скважина имеет колонну насосно-компрессорных труб и обсадную трубу, расположенные внутри ствола скважины.
На фиг.2 показано подробное условное изображение внешнего устройства для передачи мощности, установленного вокруг внешней поверхности обсадной трубы, показанной на фиг.1.
На фиг.3 показано подробное условное изображение, иллюстрирующее магнитную связь между внешним устройством для передачи мощности, показанным на фиг.2, и внутренним устройством для передачи мощности, расположенным внутри обсадной трубы.
На фиг.4 показан график, изображающий результаты анализа конструкции для катушки тороидального трансформатора в виде зависимости оптимального количества витков вторичной обмотки, откладываемого по ординате, рабочей частоты переменного тока, откладываемой по абсциссе.
На фиг.5 показан график, изображающий результаты анализа конструкции для катушки тороидального трансформатора в виде зависимости выходного тока, откладываемого по ординате, от относительной проницаемости, откладываемой по абсциссе.
В «Примере А» приведено описание анализа конструкции, проведенного для конструкции катушки соленоидного трансформатора и конструкции катушки тороидального трансформатора.
На фиг.6-8 приведены графики, изображающие зависимость потребляемой мощности от частоты и глубины (или длины) нефтяной скважины в различных условиях удельной проводимости горной породы и цементного раствора.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В том смысле, в каком о ней идет речь в данной заявке, «трубная конструкция» может быть одной единственной трубой, колонной труб, обсадной трубой скважины, группой взаимно соединенных труб, штанг, рельсов, ферм, решеток, опор, ответвлением бокового продолжения скважины, сетью взаимно соединенных труб или других аналогичных конструкций, известных обычному специалисту в данной области техники. Предпочтительный конкретный вариант осуществления предусматривает использование изобретения применительно к нефтяной скважине, в которой трубная конструкция содержит колонны полых металлических электропроводных подающих труб или насосно-компрессорных труб, но изобретение этим не ограничивается. Для данного изобретения, по меньшей мере, часть трубной конструкции должна быть электропроводной, причем такой электропроводной частью может быть вся трубная конструкция (например, стальные трубы, медные трубы) или продольно проходящая электропроводная часть, объединенная с продольно проходящей неэлектропроводной частью. Иными словами, электропроводная трубная конструкция - это конструкция, которая обеспечивает электропроводный тракт от первой части, где электрически подсоединен источник питания, ко второй части, где электрически подсоединено какое-либо устройство и/или обратный электрический проводник. Трубная конструкция в типичном варианте будет представлять собой обычную круглую металлическую насосно-компрессорную трубу, но геометрия поперечного сечения трубной конструкции или любой ее части может изменяться по форме (которая может быть, например, круглой, прямоугольной квадратной, овальной) и размеру (например, по длине, диаметру, толщине стенки) вдоль любой части трубной конструкции.
«Клапан» - это любое устройство, которое функционирует для регулирования потока текучей среды. Примеры клапанов включают в себя, но не в ограничительном смысле газлифтные клапаны сильфонного типа и управляемые газлифтные клапаны, каждый из которых можно использовать для регулирования потока газа, поднимающегося в колонну насосно-компрессорных труб скважины. Особенности внутренней и/или внешней обработки клапанов могут изменяться в широких пределах, и в данной заявке не предусматривается ограничение описываемых клапанов какой-либо конкретной конфигурации, а оговаривается лишь то, что клапан функционирует для регулирования потока. Некоторые из различных типов механизмов регулирования потока включают в себя, но не в ограничительном смысле конфигурации шаровых клапанов, конфигурации игольчатых клапанов, конфигурации запорных клапанов и конфигурации клеточных клапанов. Способы установки клапанов, рассматриваемые в данной заявке, могут изменяться в широких пределах. Клапаны можно устанавливать внутри ствола скважины многими разными способами, некоторые из которых предусматривают конфигурации установки на перемещаемых трубах, конфигурации с эксцентричными камерами, имеющими боковые карманы, или конфигурации постоянной установки, например, обуславливающие установки клапана в штанге насосно-компрессорных труб, имеющей увеличенный диаметр.
Термин «модем» употребляется в данном описании, в основном, для обозначения любого устройства связи, предназначенного для передачи и/или приема электрических сигналов связи через электрический проводник (например, металл). Поэтому в том смысле, в каком он употребляется в данном описании, этот термин не сводится к акрониму терминов «модулятор» (устройство, которое преобразует речевой или информационный сигнал в некоторую форму, в которой его можно передавать) и «демодулятор» (устройство, которое принимает исходный сигнал после его модуляции высокочастотной несущей). Кроме того, в том смысле, в каком он употребляется в данном описании, термин «модем» не сводится к обычным компьютерным модемам, которые преобразуют цифровые сигналы в аналоговые сигналы и наоборот (например, для посылки цифровых информационных сигналов через аналоговую коммутируемую телефонную сеть общего пользования). Например, если датчик выдает сигналы в аналоговом формате, то может понадобиться лишь модуляция таких измерений (например, модуляция с расширением спектра) и передача, следовательно, аналого-цифрового преобразования не понадобится. В качестве еще одного примера отметим, что транслирующему и/или подчиненному модему или устройству связи может понадобиться лишь идентификация, фильтрация, усиление и/или ретрансляция принимаемого сигнала.
В том смысле, в котором он употребляется в данном описании, термин «датчик» относится к любому устройству, которое обнаруживает, определяет, контролирует, регистрирует или иным образом воспринимает абсолютное значение изменения физической величины. Датчики, описанные в данной заявке, можно использовать для измерения температуры, давления (как абсолютного, так и дифференциального, т.е. разности давлений), расхода, сейсмических данных, акустических данных, уровня рН, уровней солености, положений клапанов или почти всех остальных физических данных.
В том смысле, в каком он употребляется здесь, термин «беспроводная» означает отсутствие обычного проводника с изолированной жилой, например, идущего от скважинного устройства на поверхность. Насосно-компрессорная труба и/или обсадная труба, используемая в качестве проводника, считается «беспроводной».
Термин «электронный модуль» в данном изобретении относится к устройству управления. Электронные модули могут существовать во многих конфигурациях и могут быть установлены внутри скважины многими разными способами. В одной конфигурации установки электронный модуль фактически расположен внутри клапана и обеспечивает управление работой двигателя внутри клапана. Электронные модули также можно устанавливать снаружи любого конкретного клапана. Некоторые электронные модули будут установлены внутри эксцентричных камер, имеющих боковые карманы, или внутри карманов большого размера для насосно-компрессорных труб, тогда как другие могут быть неподвижно прикреплены к колонне насосно-компрессорных труб. Электронные модули зачастую электрически соединены с датчиками и способствуют передаче информации датчиков на поверхность скважины. Понятно, что датчики, связанные с конкретным электронным модулем, могут даже быть заключены внутри этого электронного модуля. И, наконец, электронный модуль зачастую тесно связан с модемом для приема, посылки и трансляции сигналов связи с поверхности скважины и на эту поверхность и может фактически содержать такой модем. Сигналы, принимаемые с поверхности электронным модулем, часто используются для осуществления изменений внутри скважинных управляемых устройств, таких как клапаны. Сигналы, посылаемые или транслируемые на поверхность электронным модулем, как правило, содержат выдаваемую датчиками информацию о физических условиях внутри скважины.
В соответствии с терминологией, общепринятой в области нефтедобычи, описательные термины «верхний», «нижний», «вверх по стволу скважины» и «вниз по стволу скважины» являются относительными и определяют расстояние вдоль глубины ствола от поверхности, которое в наклонных или горизонтальных скважинах может соответствовать или не соответствовать вертикальному возвышению, измеренному относительно условно принятого нулевого уровня (нуля высот).
Обращаясь к фиг.1 чертежей, отмечаем, что здесь изображена нефтяная скважина 10, имеющая множество мест 12 съема мощности. Нефтяная скважина 10 включает в себя ствол 14 скважины, проходящий от поверхности 16 в эксплуатационную зону 18, которая находится ниже по стволу скважины. Обсадная труба, или первая трубная конструкция, 24 расположена в стволе 14 скважины и относится к тому типу, который обычно применяется в нефтяной и газовой промышленности. Обсадную трубу 24 в типичном случае устанавливают в секциях и закрепляют в стволе 14 скважины во время заканчивания скважины с помощью цементного раствора 20. Колонна насосно-компрессорных труб, или вторая трубная конструкция, 26, или эксплуатационная насосно-компрессорная труба, как правило, является обычной, содержащей множество удлиненных полых трубных секций, соединенных резьбовыми муфтами на каждом конце трубных секций. Колонна 26 насосно-компрессорных труб подвешена внутри ствола 14 скважины с помощью подвесной головки 28 для насосно-компрессорных труб, так что колонна 26 насосно-компрессорных труб расположена концентрично внутри обсадной трубы 24. Между колонной 26 насосно-компрессорных труб и обсадной трубой 24 образуется кольцевое пространство 30. Нефть или газ, добываемый посредством нефтяной скважины 10, как правило, подается на поверхность 16 посредством колонны 26 насосно-компрессорных труб.
Колонна 26 насосно-компрессорных труб служит опорой для некоторого количества скважинных устройств 40, некоторые из которых могут включать в себя устройства беспроводной связи, такие как модемы или приемопередатчики сигналов с расширенным спектром, датчики, измеряющие такие условия внутри скважины, как давление или температура, и/или устройства управления, такие, как моторизованные клапаны. Скважинные устройства 40 могут иметь много разных функций и приложений, некоторые из которых описаны в заявках, упоминаемых в данном описании для справок. Глобальное назначение скважинных устройств 40 заключается в том, чтобы способствовать наращиванию и поддержанию эффективной добычи из скважины. Эту функцию реализуют путем установки датчиков, которые контролируют физические условия внутри скважины и выдают отчет о состоянии этих условий на поверхность скважины. Для осуществления изменений во время добычи из скважины используются управляемые клапаны, расположенные внутри скважины. За счет контроля физических условий внутри скважины и сравнения получаемых данных с моделями скважин, построенными с помощью теоретических и эмпирических методов, компьютер, находящийся на поверхности 16 скважины, может изменять настройки управляемых клапанов, тем самым регулируя всю добычу из скважины.
Мощность и сигналы связи передаются в скважинные устройства 40 в глобальных местах 12 съема. Каждое место 12 съема включает в себя внешнее устройство 42 для передачи мощности, которое расположено концентрично вокруг внешней поверхности обсадной трубы 24, и внутреннее устройство 44 для передачи мощности, которое расположено концентрично вокруг колонны 26 насосно-компрессорных труб. Внешнее устройство 42 для передачи мощности установлено во время установки обсадной трубы 24 в стволе 14 скважины и перед укладкой цементного раствора 20 для заканчивания скважины. При заканчивании скважины цементный раствор 20 заливают пространство между стволом 14 скважины и обсадной трубой 24, и этот раствор служит для дополнительного закрепления внешнего устройства 42 для передачи мощности относительно обсадной трубы 24. Внутреннее устройство 44 для передачи мощности расположено вокруг колонны 26 насосно-компрессорных труб таким образом, что это обеспечивается осевое выравнивание внутреннего устройства 44 для передачи мощности с внешним устройством 42 для передачи мощности.
К обсадной трубе 24 скважины и грунту 61 пласта подключен источник 60 большого переменного тока низкого напряжения. Ток, подаваемый источником 60, проходит через обсадную трубу и постепенно рассеивается через цементный раствор 20 в грунт 61 пласта, поскольку цементный раствор 20 образует резистивный тракт тока между обсадной трубой 24 и грунтом 61 пласта, т.е. цементный раствор ограничивает протекание тока, но не является идеальным электрическим изолятором. Таким образом, ток в обсадной трубе в любом конкретном месте в скважине представляет собой разность между током, подаваемым источником 60, и током, который теряется в результате утечки через цементный раствор 20 в грунт 61 пласта на пути между поверхностью 16 и этим конкретным местом в скважине.
Обращаясь к фиг.2 чертежей, отмечаем, что здесь внешнее устройство 42 для передачи мощности изображено более подробно. Каждое внешнее устройство 42 для передачи мощности состоит из катушки 62 тороидального трансформатора, намотанной на сердечник, обладающий большой магнитной проницаемостью, и первичной катушки 64 соленоидного трансформатора. Обмотка катушки 62 тороидального трансформатора электрически соединена с обмоткой первичной катушки 64 соленоидного трансформатора таким образом, что ток, проходящий в обмотках катушки 62 тороидального трансформатора, проходит по обмоткам первичной катушки 64 соленоидного трансформатора. Секция 65 обсадной трубы 24, проходящая сквозь внешнее устройство 42 для передачи мощности, изготовлена из немагнитного материала, такого как нержавеющая сталь.
При эксплуатации основной поверхностный ток подается в обсадную трубу 24. Основной поверхностный ток обычно будет подаваться источником 60, но понятно, что по обсадной трубе 24 будет транслироваться и сигнал связи, идущий с поверхности или от одного из скважинных устройств 40. Основной поверхностный ток имеет связанное с ним магнитное поле, которое индуцирует первый поверхностный ток в обмотках катушки 62 тороидального трансформатора. Первый поверхностный ток, индуцируемый в катушке 62 тороидального трансформатора, затем проходит по обмотке первичной катушки 64 соленоидного трансформатора, создавая соленоидальное магнитное поле внутри обсадной трубы 24. В это магнитное поле может быть введена вторичная катушка 66 соленоидного трансформатора, как показано на фиг.3. Соленоидальное магнитное поле внутри обсадной трубы 24 индуцирует второй поверхностный ток в обмотках вторичной катушки 66 соленоидного трансформатора (см.фиг.3). Этот индуцируемый второй поверхностный ток можно использовать для передачи мощности в скважинные устройства, находящиеся в стволе скважины (т.е. датчики, клапаны и электронные модули), и для осуществления связи с ними.
Обращаясь к фиг.3 чертежей, отмечаем, что здесь более подробно изображены внутреннее устройство 44 для передачи мощности и внешнее устройство 42 для передачи мощности. Внутреннее устройство 44 для передачи мощности содержит вторичную катушку 66 соленоидного трансформатора, намотанную на сердечник 68, обладающий большой магнитной проницаемостью. Внутреннее устройство 44 для передачи мощности расположено таким образом, что вторичная катушка 66 соленоидного трансформатора погружена в соленоидальное магнитное поле, формируемое первичной катушкой 64 соленоидного трансформатора вокруг обсадной трубы 24. Весь узел катушки 62 тороидального трансформатора, первичной катушки 64 соленоидного трансформатора и вторичной катушки 66 соленоидного трансформатора образует средство для передачи мощности, текущей по обсадной трубе 24 в место использования внутри обсадной трубы 24. Очевидно, что эта передача мощности не чувствительна к присутствию электропроводных текучих сред, таких как рассол, внутри кольцевого пространства 30 между обсадной трубой 24 и колонной 26 насосно-компрессорных труб.
Мощность и сигналы связи, передаваемые в место 12 съема мощности, направляются в одно или несколько скважинных устройств 40. На фиг.3 показано, что мощность направляется в электронный модуль 70, который электрически связан с множеством датчиков 72 и управляемым клапаном 74. Электронный модуль 70 распределяет мощность и сигналы связи в датчики 72 и управляемый клапан 74 по мере необходимости получения информации датчиков, а также запитывания клапана и управления им.
Должно быть очевидно, что хотя основное внимание в описании данного изобретения уделено передаче мощности от обсадной трубы к внутреннему модулю, вся система является обратимой, так что мощность и сигналы связи можно также передавать от внутреннего устройства для передачи мощности к обсадной трубе. В такой системе сигнал связи, например информация датчиков, направляется из электронного модуля 70 во вторичную катушку 66 соленоидного трансформатора. Этот сигнал выдается в катушку 66 трансформатора в качестве первого скважинного тока. Этот первый скважинный ток имеет связанное с ним соленоидальное магнитное поле, которое индуцирует второй скважинный ток в обмотках первичной катушки 64 соленоидного трансформатора. Этот второй скважинный ток проходит в обмотки катушки 62 тороидального трансформатора, которая индуцирует основной скважинный ток в обсадной трубе 24. Затем основной скважинный ток передает исходный сигнал из электронного модуля 70 в другие скважинные устройства 40 или в оборудование на поверхности 16 скважины. Возможны различные формы реализации, например электронный модуль 70 может включать в себя устройство для накопления и хранения энергии, такое как батарея или конденсатор. Батарея или конденсатор заряжается в процессе нормальной работы. Когда желательно передать сигнал из модуля 70, батарея или конденсатор обеспечивает питание (подводит мощность).
Следует отметить, что употребление слов «первичная» и «вторичная» применительно к катушкам 64, 66 соленоидного трансформатора является лишь условностью, которую не следует считать ограничением, накладываемым на передачу мощности между катушками 64, 66 соленоидного трансформатора.
При конструировании катушки 62 тороидального трансформатора и первичной катушки 64 соленоидного трансформатора необходимо учесть ряд практических соображений. Для защиты от механического повреждения во время установки и от коррозии во время работы катушку заключают в эпоксидную оболочку, армированную стекловолокном, или в эквивалентный неэлектропроводный материал, а обмотки катушки заполняют эпоксидным или аналогичным материалом для исключения пустот внутри узла обмоток. Для совместимости с существующими комбинациями диаметров стволов скважин и обсадных труб внешний диаметр готового узла катушки (т.е. внешнего устройства 42 для передачи мощности) должен быть не больше, чем диаметр муфт обсадной трубы. Для простоты изготовления или снижения стоимости может оказаться желательным создавать катушку 62 тороидального трансформатора из последовательности торов, которые установлены друг на друге поверх обсадной трубы, а их выходы соединены для передачи совокупной мощности. Как правило, совокупная длина узла торов будет составлять порядка двух метров, и это относительно большая величина по сравнению со стандартной практикой изготовления тороидальных трансформаторов, так что уже по этой причине, если нет других, желательно иметь возможность разделения всего узла на подблоки.
Анализы конструкции для катушки 62 тороидального трансформатора и первичной катушки 64 соленоидного трансформатора проводят на основе информации о стандартной эксплуатации конструкции трансформатора и с учетом новых геометрических очертаний, обусловленных данным изобретением. В рамках анализа конструкции тороидального трансформатора обсадную трубу считают одновитковой токовой первичной обмоткой. В «Примере А» представлен математический аппарат анализа этой конструкции. Фиг.4 иллюстрирует результаты такого анализа конструкции, и в этом случае они показывают, каким образом оптимальное число витков на катушке 62 тороидального трансформатора зависит от частоты мощности переменного тока, передаваемой по обсадной трубе 24.
Фиг.5 иллюстрирует результаты анализа, показывающие, как относительная магнитная проницаемость материала тороидного сердечника влияет на ток, подаваемый на нагрузку величиной 10 Ом, для трех представительных частот мощности: 50 Гц, 60 Гц и 400 Гц. Эти результаты показывают преимущество выбора материалов с высокой магнитной проницаемостью для сердечника тороидального трансформатора. Конкретными примерами материалов-кандидатов являются пермаллой, супермаллой и супермаллой-14, но в общем случае основным требованием является наличие материала, обладающего низким подмагничиванием по Эрстеду и магнитным полем с большим насыщением. Результаты также демонстрируют преимущество выбора частоты и количества витков торовидной обмотки для согласования с полным сопротивлением нагрузки.
Анализ конструкции для определения электропроводности вдоль обсадной трубы требует знания скорости, с которой мощность теряется из обсадной трубы в пласт. Можно построить полуаналитическую модель для прогнозирования распространения электрического тока вдоль такой обсаженной скважины. Решение будет записано в виде интеграла, который поддается количественной оценке. Результаты, полученные с помощью такой модели, сравнивали с опубликованными данными, и они дали превосходное согласование.
По условиям рассматриваемой задачи имеется скважина, окруженная гомогенной горной породой, а между ними уложен цементный раствор. К внешней стенке обсадной трубы приложено постоянное напряжение. Применительно к данному изобретению скважину считают имеющей бесконечную длину, однако можно построить и решение для скважины конечной длины. Результаты, полученные путем анализа обеих моделей, показывают, что концевые эффекты незначительны для рассматриваемых случаев.
Основными целями анализа для определения электропроводности вдоль обсадной трубы являются:
вычисление тока, передаваемого вдоль скважины;
определение максимальной глубины, на которой можно наблюдать значительный ток;
изучение влияния управляемых параметров, в частности удельной электропроводности горной породы и частоты.
Для упрощения задачи предполагают, что толщина обсадной трубы больше, чем глубина проникновения поля в нее, что справедливо для всех рассматриваемых случаев. В результате можно моделировать скважину как твердый стержень. Каждый материал (трубы, цементного раствора, горной породы) характеризуется набором электромагнитных постоянных: удельной электропроводностью σ, магнитной проницаемостью μ и диэлектрической постоянной ε. Свойства металлов хорошо известны; вместе с тем, свойства горных пород, а также цементного раствора значительно изменяются в зависимости от сухости, насыщения водой или нефтью. Поэтому был рассмотрен ряд различных случаев.
Основным параметром, обеспечивающим управление распространением тока вдоль обсадной трубы скважины, является удельная электропроводность горной породы. Обычно она изменяется от 0,001 до 0,1 См/м. В этом исследовании были рассмотрены три случая: σrock=0,01, 0,05, 0,1 См/м. Для изучения влияния удельной проводимости цементного раствора относительно удельной проводимости горной породы анализировали 2 случая: σcement=σrock и σcement=σrock/16 (резистивный цементный раствор). Кроме того, делали допущение, что труба была изготовлена либо из углеродистой стали с электрическим удельным сопротивлением примерно 18·10-8 Ом·м и относительной магнитной проницаемостью, изменяющейся от 100 до 200, либо из нержавеющей стали с электрическим удельным сопротивлением примерно 99·10-8 Ом·м и относительной магнитной проницаемостью, равной 1. Ряд графиков, показывающих зависимость потребляемой мощности от частоты и глубины (или длины) в нефтяной скважине при разных условиях по удельной электропроводности горной породы и цементного раствора, проиллюстрирован на фиг.6-8
Сводку результатов моделирования можно изложить следующим образом.
Показано, что значительный ток (минимальное значение которого составляло 1 А и соответствовало приложенному напряжению 100 В) можно было наблюдать на глубинах до 3000 м.
Если горная порода не является весьма электропроводной (σrock=0,01 или менее), можно использовать широкий диапазон частот (до 60 Гц или еще выше). Это может быть случай нефтеносного пласта.
Для менее электропроводной горной породы частоты должны быть меньше, чем примерно 12 Гц.
Вообще говоря, нержавеющая сталь является предпочтительным материалом для обсадной трубы; углеродистая сталь имеет преимущество лишь на очень низких частотах (менее 8 Гц).
Присутствие резистивного цементного раствора между обсадной трубой и горной породой полезно в ситуациях, когда удельная электропроводность горной породы велика.
Хотя многие рассмотренные в данном описании примеры можно рассматривать как приложения данного изобретения в нефтяных скважинах, данное изобретение также можно применять и к другим типам скважин, включая, но не в ограничительном смысле водяные скважины и скважины для добычи природного газа.
Специалист в данной области техники заметит, что данное изобретение можно применять во многих зонах, где необходимо иметь систему связи или подавать мощность внутри ствола, скважины или в любой другой зоне, куда затруднен доступ. Специалист в данной области техники также заметит, что данное изобретение можно применять во многих зонах, где расположена уже существующая электропроводная трубная конструкция и необходимо направлять мощность и сигналы связи в некоторое место на этой трубной конструкции. Водораспылительная противопожарная система или сеть в здании, предназначенная для тушения пожаров, является примером трубной конструкции, которая уже существует и может иметь тот же самый или аналогичный тракт, что и тот, который желателен для направления мощности и сигналов связи. В таком случае другую трубную конструкцию или другую часть той же трубной конструкции можно использовать в качестве электрического обратного проводника. В качестве трубной конструкции и/или электрического обратного проводника для передачи мощности или сигналов связи в соответствии с настоящим изобретением также можно использовать стальной каркас здания. В качестве трубной конструкции и/или электрического обратного проводника для передачи мощности и сигналов связи в соответствии с настоящим изобретением можно использовать стальной арматурный профиль в бетонной плотине или дорожном покрытии улицы. В качестве трубной конструкции и/или электрического обратного проводника для передачи мощности и сигналов связи в соответствии с настоящим изобретением можно использовать линии электропередачи и сеть труб, проложенных между скважинами или пересекающих большие участки земли. В качестве трубной конструкции и/или электрического обратного проводника для передачи мощности и сигналов связи в соответствии с настоящим изобретением можно использовать расположенные на поверхности сети эксплуатационных труб нефтеперерабатывающих заводов. Таким образом, существует множество приложений данного изобретения во многих разных зонах или областях практической деятельности.
Из вышеизложенного должно быть очевидно, что предложено изобретение, обладающее значительными преимуществами. Хотя это изобретение показано лишь в нескольких формах, его следует считать не сводящимся к ним, а обуславливающим возможность различных изменений и модификаций в рамках его объема притязаний.
Пример А
Конструкция соленоидного трансформатора
С помощью модели, разрабатываемой в процессе нижеследующего вывода, можно будет вычислять входные ток и напряжение для требуемых параметров выходного напряжения и нагрузки, или можно будет вычислять входной ток и выходное напряжение для фиксированных параметров входного напряжения и нагрузки. Эти вычисления основаны на нижеследующих входных параметрах.
Размеры
Длина внутреннего сердечника, lincr, минимальный диаметр внутреннего сердечника Dmin,incr, максимальный диаметр внутреннего сердечника Dmax,incr, ширина зазора между внутренним и внешним сердечниками Wgap, максимальный диаметр внешнего сердечника Dmax,outcr, длина катушек lcoil, максимальный диаметр внешней катушки Dmax,coil, количество витков первичной катушки Nprim и количество витков вторичной катушки Nsec.
Постоянные материалы
Коэффициент заполнения медными проводами Кu, удельное сопротивление меди в магнитной проволоке ρcu, относительная магнитная проницаемость внутреннего и внешнего сердечников μr,incr и μr,outcr, удельные потери в сердечниках, выражаемые в виде рspec,core=afαBβ
Рабочие условия
Температура Т, частота f, сопротивление нагрузки Rload и требуемое входное или выходное напряжение Vin или Vout.
Магнитное сопротивление сердечника задают следующим образом:
где lcore - длина, a Acore - площадь поперечного сечения.
Для первичной катушки магнитное сопротивление представляет собой сумму магнитного сопротивления внешнего сердечника и суммарного магнитного сопротивления пути утечки и пути через зазор и внутренний сердечник. Тогда общее магнитное сопротивление первичного (или внешнего) сердечника задают следующим образом:
где величина Rm,gap удвоена, так как зазор пересекается дважды.
Аналогично магнитное сопротивление вторичной катушки задают следующим образом:
Площадь поперечного сечения внешнего сердечника задают следующим образом:
а длина внешнего сердечника составляет
Площадь поперечного сечения внутреннего сердечника задают следующим образом:
а длина внутреннего сердечника составляет
Площадь поперечного сечения зазора задают следующим образом:
Площадь поперечного сечения для вычисления магнитного сопротивления пути утечки задают следующим образом:
а длина зазора, где происходит утечка, составляет
причем величины dadv,pri и dadv,sec выводят следующим образом:
Индуктивность двух катушек подразделяется на основной член и член утечки:
Основной член обозначен подстрочным символом m. Тогда эти члены выводят следующим образом:
Взаимную индуктивность обеих катушек задают следующим образом:
а коэффициент связи определяют из соотношения
которое можно записать в виде
Потери в резистивном сердечнике этой конфигурации очень малы по сравнению с потерями в индуктивном сердечнике и ими можно пренебречь.
Потери в сердечнике задают следующим образом:
где удельные потери в сердечнике определяются следующим образом:
Поскольку в этой модели для обоих сердечников используют пермаллой, вышеупомянутое уравнение справедливо в обоих случаях. Постоянными материалами в случае пермаллоя являются
a=2,4;
α=1,79;
β=2,01;
μr=35,00.
Параметр В задают следующим образом:
Потери в сердечнике, происходящие в тех частях сердечников, где внутренний и внешний сердечники близки, трудно вычислить, потому что в этих частях нет равномерной плотности магнитного потока. Чтобы оценить эти потери, нужно сделать допущение о том, что плотность магнитного потока в этих частях идентична плотности магнитного потока в средних частях сердечников. Тогда эффективный объем этих частей, где происходят потери в сердечнике, определяется требованием, в соответствии с которым общий магнитный поток через эти части идентичен общему магнитному потоку через средние части. Для вычисления потерь в сердечнике общие эффективные объемы обоих сердечников задают следующим образом:
Величины сопротивления сердечников вызывают рассеивание приблизительно одинаковых количеств мощности, поэтому такие величины задают следующим образом:
Трансформатор можно описать как передаточную функцию, которую можно задать в матричном представлении
где
Объединяя результаты для тороидального и соленоидального трансформаторов, можно представить передаточную функцию всей системы в виде
где матрицы S и Т соответствуют определениям, приведенным выше.
Claims (34)
1. Аппарат для передачи мощности, содержащий внешнее устройство для передачи мощности, конфигурация которого обеспечивает его расположение вокруг первой трубной конструкции, и при этом конфигурация внешнего устройства для передачи мощности обеспечивает получение первого переменного тока из первой трубной конструкции, внутреннее устройство для передачи мощности, конфигурация которого обеспечивает его расположение внутри первой трубной конструкции рядом с внешним устройством для передачи мощности, при этом внутреннее устройство для передачи мощности обеспечивает выработку второго тока, индуцируемого, когда первый переменный ток подается во внешнее устройство для передачи мощности.
2. Аппарат для передачи мощности по п.1, в котором первый ток, получаемый внешним устройством для передачи мощности, индуцируется основным током, протекающим в первой трубной конструкции.
3. Аппарат для передачи мощности по п.1, включающий в себя вторую трубную конструкцию, конфигурация которой обеспечивает ее расположение внутри первой трубной конструкции и расположение внутреннего устройства для передачи мощности таким образом, что обеспечивается осевое выравнивание внутреннего устройства для передачи мощности с внешним устройством для передачи мощности.
4. Аппарат для передачи мощности по п.1, в котором секция первой трубной конструкции, расположенная рядом с внешним устройством для передачи мощности, изготовлена из немагнитного материала.
5. Аппарат для передачи мощности по п.1, в котором внешнее устройство для передачи мощности включает в себя катушку тороидального трансформатора, электрически соединенную с первичной катушкой соленоидного трансформатора.
6. Аппарат для передачи мощности по п.1, в котором внешнее устройство для передачи мощности включает в себя катушку тороидального трансформатора, электрически соединенную с первичной катушкой соленоидного трансформатора, а первый ток индуцируется в катушке тороидального трансформатора основным сигналом переменного тока, подаваемым в первую трубную конструкцию.
7. Аппарат для передачи мощности по п.1, в котором внутреннее устройство для передачи мощности включает в себя вторичную катушку соленоидного трансформатора.
8. Аппарат для передачи мощности по п.1, в котором внешнее устройство для передачи мощности включает в себя катушку тороидального трансформатора, электрически соединенную с первичной катушкой соленоидного трансформатора, внутреннее устройство для передачи мощности включает в себя вторичную катушку соленоидного трансформатора, первый сигнал переменного тока индуцируется в катушке тороидального трансформатора основным сигналом переменного тока, протекающим в первой трубной конструкции, а второй сигнал переменного тока индуцируется во вторичной катушке соленоидного трансформатора первым сигналом переменного тока, протекающим через первичную катушку соленоидного трансформатора.
9. Аппарат для передачи мощности по п.1, в котором первая трубная конструкция представляет собой обсадную трубу, расположенную внутри ствола нефтяной скважины.
10. Аппарат для передачи мощности по п.3, в котором вторая трубная конструкция представляет собой колонну насосно-компрессорных труб, расположенную внутри ствола нефтяной скважины.
11. Аппарат для передачи мощности по п.1, в котором первая трубная конструкция представляет собой обсадную трубу, расположенную внутри ствола нефтяной скважины, внутреннее устройство для передачи мощности связано с колонной обсадных труб, расположенной внутри обсадной трубы, а второй сигнал переменного тока, индуцируемый во внутреннем устройстве для передачи мощности, используется для передачи мощности в скважинное устройство.
12. Аппарат для передачи мощности по п.1, в котором скважинное устройство представляет собой датчик для определения физической характеристики.
13. Нефтяная скважина, имеющая ствол скважины, содержащая обсадную трубу, расположенную в стволе скважины и проходящую внутри него в продольном направлении, колонну насосно-компрессорных труб, расположенную в обсадной трубе и проходящую внутри нее в продольном направлении, внешнее устройство для передачи мощности, расположенное вокруг обсадной трубы, и внутреннее устройство для передачи мощности, расположенное вокруг колонны насосно-компрессорных труб и выполненное с возможностью расположения рядом с внешним устройством для передачи мощности и с обеспечением осевого выравнивания с ним таким образом, что внутреннее устройство для передачи мощности имеет магнитную связь с внешним устройством для передачи мощности, осуществляемую посредством переменного тока, подаваемого во внешнее устройство для передачи мощности.
14. Нефтяная скважина по п.13, в которой первый сигнал переменного тока, протекающий внутри внешнего устройства для передачи мощности, индуцирует второй сигнал переменного тока внутри внутреннего устройства для передачи мощности.
15. Нефтяная скважина по п.13, в которой первый скважинный ток, протекающий внутри внутреннего устройства для передачи мощности, индуцирует второй скважинный ток внутри внешнего устройства для передачи мощности.
16. Нефтяная скважина по п.13, в которой внешнее устройство для передачи мощности включает в себя катушку тороидального трансформатора, электрически соединенную с первичной катушкой соленоидного трансформатора.
17. Нефтяная скважина по п.13, в которой внутреннее устройство для передачи мощности включает в себя вторичную катушку соленоидного трансформатора.
18. Нефтяная скважина по п.13, в которой внешнее устройство для передачи мощности включает в себя катушку тороидального трансформатора, электрически соединенную с первичной катушкой соленоидного трансформатора, внутреннее устройство для передачи мощности включает в себя вторичную катушку соленоидного трансформатора, основной сигнал переменного тока, протекающий внутри обсадной трубы, индуцирует первый сигнал переменного тока в катушке тороидального трансформатора, причем первый сигнал переменного тока протекает из катушки тороидального трансформатора в первичную катушку соленоидного трансформатора и первый сигнал переменного тока, протекающий через первичную катушку соленоидного трансформатора, индуцирует второй сигнал переменного тока во вторичной катушке соленоидного трансформатора.
19. Нефтяная скважина по п.18, в которой основной сигнал переменного тока подается в обсадную трубу из оборудования на поверхности скважины.
20. Нефтяная скважина по п.18, в которой основной сигнал переменного тока представляет собой сигнал связи, подаваемый в обсадную трубу из скважинного устройства.
21. Нефтяная скважина по п.18, в которой второй сигнал переменного тока обеспечивает подачу мощности в скважинное устройство и осуществление связи с ним.
22. Нефтяная скважина по п.13, в которой внешнее устройство для передачи мощности включает в себя катушку тороидального трансформатора, электрически соединенную с первичной катушкой соленоидного трансформатора, внутреннее устройство для передачи мощности включает в себя вторичную катушку соленоидного трансформатора, первый скважинный ток, протекающий внутри первичной катушки соленоидного трансформатора, индуцирует второй скважинный ток во вторичной катушке соленоидного трансформатора, а второй скважинный ток, протекающий внутри катушки тороидального трансформатора, индуцирует основной скважинный ток внутри обсадной колонны.
23. Нефтяная скважина по п.22, в которой первый скважинный ток подается во вторичную катушку соленоидного трансформатора скважинным устройством.
24. Нефтяная скважина по п.22, в которой основной скважинный ток представляет собой сигнал связи, предназначенный для обеспечения связи между скважинным устройством и оборудованием на поверхности нефтяной скважины.
25. Нефтяная скважина по п.22, в которой основной скважинный ток представляет собой сигнал связи, предназначенный для обеспечения связи между первым скважинным устройством и вторым скважинным устройством.
26. Нефтяная скважина по п.22, в которой секция обсадной трубы под внешним устройством для передачи мощности изготовлена из немагнитного материала.
27. Нефтяная скважина по п.22, в которой секция обсадной трубы под внешним устройством для передачи мощности изготовлена из нержавеющей стали.
28. Способ выработки сигнала дистанционного управления переменного тока внутри трубной конструкции, заключающийся в том, что устанавливают внешнее устройство для передачи мощности, конфигурация которого обеспечивает его расположение вокруг первой трубной конструкции, устанавливают внутреннее устройство для передачи мощности, конфигурация которого обеспечивает его расположение внутри первой трубной конструкции, подключают основной сигнал переменного тока к первой трубной конструкции, индуцируют первый сигнал переменного тока внутри внешнего устройства для передачи мощности за счет использования индуктивной связи между первой трубной конструкцией и внешним устройством для передачи мощности и индуцируют сигнал дистанционного управления переменного тока внутри внутреннего устройства для передачи мощности за счет индуктивной связи между внешним устройством для передачи мощности и внутренним устройством для передачи мощности.
29. Способ по п.28, при котором этап установки внешнего устройства для передачи мощности дополнительно включает в себя этапы, на которых располагают катушку тороидального трансформатора вокруг первой трубной конструкции, располагают первичную катушку соленоидного трансформатора вокруг первой трубной конструкции и осуществляют электрическое соединение катушки тороидального трансформатора с первичной катушкой соленоидного трансформатора.
30. Способ по п.28, при котором этап установки внутреннего устройства для передачи мощности дополнительно включает в себя этап, на котором располагают вторичную катушку соленоидного трансформатора вокруг второй трубной конструкции, расположенной внутри первой трубной конструкции, осуществляя при этом осевое выравнивание вторичной катушки соленоидного трансформатора с внешним устройством для передачи мощности.
31. Способ по п.28, при котором этапы установки внутреннего и внешнего устройств для передачи мощности дополнительно включают в себя этапы, на которых располагают катушку тороидального трансформатора вокруг первой трубной конструкции, располагают первичную катушку соленоидного трансформатора вокруг первой трубной конструкции, осуществляют электрическое соединение катушки тороидального трансформатора с первичной катушкой соленоидного трансформатора и располагают вторичную катушку соленоидного трансформатора вокруг второй трубной конструкции, расположенной внутри первой трубной конструкции, таким образом, что при этом осуществляется осевое выравнивание вторичной катушки соленоидного трансформатора с первичной катушкой соленоидного трансформатора.
32. Способ по п.31, при котором этапы индуцирования первого сигнала переменного тока и сигнала дистанционного управления переменного тока дополнительно включают в себя этапы, на которых индуцируют первый сигнал переменного тока внутри катушки тороидального трансформатора за счет использования основного сигнала переменного тока, протекающего внутри первой трубной конструкции, пропускают первый сигнал переменного тока из катушки тороидального трансформатора в первичную катушку соленоидного трансформатора и индуцируют сигнал дистанционного управления переменного тока внутри вторичной катушки соленоидного трансформатора за счет использования первого сигнала переменного тока, протекающего внутри первичной катушки соленоидного трансформатора.
33. Способ по п.31, при котором первая трубная конструкция представляет собой обсадную трубу, расположенную внутри ствола нефтяной скважины, а вторая трубная конструкция представляет собой колонну насосно-компрессорных труб, расположенную внутри обсадной трубы.
34. Способ по п.28, при котором передачу мощности в скважинное устройство и связь с ним осуществляют за счет использования сигнала дистанционного управления переменного тока.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US18637900P | 2000-03-02 | 2000-03-02 | |
| US60/186,379 | 2000-03-02 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002126213A RU2002126213A (ru) | 2004-02-27 |
| RU2262598C2 true RU2262598C2 (ru) | 2005-10-20 |
Family
ID=22684714
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002126213/03A RU2262598C2 (ru) | 2000-03-02 | 2001-03-02 | Аппарат для передачи мощности, способ выработки сигнала дистанционного управления внутри трубной конструкции и нефтяная скважина |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1259710B1 (ru) |
| AU (2) | AU4728001A (ru) |
| BR (1) | BR0108873B1 (ru) |
| CA (1) | CA2402203C (ru) |
| DE (1) | DE60123760T2 (ru) |
| EG (1) | EG22206A (ru) |
| MX (1) | MXPA02008507A (ru) |
| MY (1) | MY134669A (ru) |
| NO (1) | NO324854B1 (ru) |
| OA (1) | OA12226A (ru) |
| RU (1) | RU2262598C2 (ru) |
| WO (1) | WO2001065069A1 (ru) |
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2450123C2 (ru) * | 2006-12-21 | 2012-05-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Испытание скважин в двух измерениях интеллектуальным датчиком-вставкой |
| RU2455460C2 (ru) * | 2006-06-23 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Скважинная система с колонной, имеющей электронасос и индуктивный элемент связи |
| RU2468200C2 (ru) * | 2006-06-05 | 2012-11-27 | Халлибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Устройство измерения расстояния и определения направления между двумя буровыми скважинами (варианты), способ измерения расстояния и определения направления между двумя буровыми скважинами, узел соленоида устройства измерения расстояния и определения направления между двумя буровыми скважинами |
| RU2513073C2 (ru) * | 2009-01-12 | 2014-04-20 | Сенсор Дивелопментс АС | Способ и устройство для скважинных измерений |
| RU2518689C2 (ru) * | 2009-01-09 | 2014-06-10 | Сенсор Дивелопментс АС | Система управления давлением в кольцевом пространстве обсадной колонны скважины |
| RU2649994C1 (ru) * | 2014-05-01 | 2018-04-06 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Способ межскважинной томографии и системы, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных |
| RU2669416C2 (ru) * | 2014-05-01 | 2018-10-11 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Способы контроля добычи из многоствольной скважины и системы, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных |
| RU2671879C2 (ru) * | 2014-05-01 | 2018-11-07 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Участок обсадной трубы, имеющий по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных |
| RU2673090C2 (ru) * | 2014-05-01 | 2018-11-22 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ направленного бурения и система, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных |
| US10294775B2 (en) | 2013-02-28 | 2019-05-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Downhole communication |
| EA033979B1 (ru) * | 2010-07-20 | 2019-12-16 | Метроль Текнолоджи Лимитед | Скважина, содержащая предохранительный механизм и датчики |
| US11156078B2 (en) | 2013-02-28 | 2021-10-26 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Downhole communication |
| RU2761941C2 (ru) * | 2017-06-01 | 2021-12-14 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Механизм передачи энергии для соединительного узла ствола скважины |
| RU2766836C2 (ru) * | 2013-02-28 | 2022-03-16 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Скважинная связь |
| US11506024B2 (en) | 2017-06-01 | 2022-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1662673B1 (en) * | 2004-11-26 | 2017-01-25 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and apparatus for communicating across casing |
| NO324328B1 (no) * | 2005-07-01 | 2007-09-24 | Statoil Asa | System for elektrisk kraft- og signaloverforing i en produksjonsbronn |
| US8198752B2 (en) * | 2010-05-12 | 2012-06-12 | General Electric Company | Electrical coupling apparatus and method |
| GB2486685A (en) | 2010-12-20 | 2012-06-27 | Expro North Sea Ltd | Electrical power and/or signal transmission through a metallic wall |
| NO332520B1 (no) * | 2010-12-28 | 2012-10-08 | Techni As | Anordning for overforing av elektriske signaler og/eller elektrisk energi |
| GB2492947B (en) | 2011-06-27 | 2018-05-09 | Expro North Sea Ltd | Downhole signalling systems and methods |
| WO2014100329A1 (en) * | 2012-12-21 | 2014-06-26 | Shell Oil Company | Combination power source for instrumented sensor subsystems |
| US11156062B2 (en) * | 2017-03-31 | 2021-10-26 | Metrol Technology Ltd. | Monitoring well installations |
| WO2020263961A1 (en) * | 2019-06-25 | 2020-12-30 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-stage wireless completions |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4468665A (en) | 1981-01-30 | 1984-08-28 | Tele-Drill, Inc. | Downhole digital power amplifier for a measurements-while-drilling telemetry system |
| US4578675A (en) | 1982-09-30 | 1986-03-25 | Macleod Laboratories, Inc. | Apparatus and method for logging wells while drilling |
| US4739325A (en) | 1982-09-30 | 1988-04-19 | Macleod Laboratories, Inc. | Apparatus and method for down-hole EM telemetry while drilling |
| US4648471A (en) | 1983-11-02 | 1987-03-10 | Schlumberger Technology Corporation | Control system for borehole tools |
| US4839644A (en) | 1987-06-10 | 1989-06-13 | Schlumberger Technology Corp. | System and method for communicating signals in a cased borehole having tubing |
| US5008664A (en) * | 1990-01-23 | 1991-04-16 | Quantum Solutions, Inc. | Apparatus for inductively coupling signals between a downhole sensor and the surface |
| US5130706A (en) | 1991-04-22 | 1992-07-14 | Scientific Drilling International | Direct switching modulation for electromagnetic borehole telemetry |
| US5574374A (en) | 1991-04-29 | 1996-11-12 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for interrogating a borehole and surrounding formation utilizing digitally controlled oscillators |
| US5493288A (en) | 1991-06-28 | 1996-02-20 | Elf Aquitaine Production | System for multidirectional information transmission between at least two units of a drilling assembly |
| GB9212685D0 (en) | 1992-06-15 | 1992-07-29 | Flight Refueling Ltd | Data transfer |
| WO1994029749A1 (en) | 1993-06-04 | 1994-12-22 | Gas Research Institute, Inc. | Method and apparatus for communicating signals from encased borehole |
| US5467083A (en) | 1993-08-26 | 1995-11-14 | Electric Power Research Institute | Wireless downhole electromagnetic data transmission system and method |
| EP0721053A1 (en) * | 1995-01-03 | 1996-07-10 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Downhole electricity transmission system |
| US5887657A (en) | 1995-02-09 | 1999-03-30 | Baker Hughes Incorporated | Pressure test method for permanent downhole wells and apparatus therefore |
| US5883516A (en) | 1996-07-31 | 1999-03-16 | Scientific Drilling International | Apparatus and method for electric field telemetry employing component upper and lower housings in a well pipestring |
| US6114972A (en) * | 1998-01-20 | 2000-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electromagnetic resistivity tool and method for use of same |
| GB2338253B (en) * | 1998-06-12 | 2000-08-16 | Schlumberger Ltd | Power and signal transmission using insulated conduit for permanent downhole installations |
-
2001
- 2001-02-28 EG EG20010214A patent/EG22206A/xx active
- 2001-03-01 MY MYPI20010920A patent/MY134669A/en unknown
- 2001-03-02 OA OA1200200280A patent/OA12226A/en unknown
- 2001-03-02 RU RU2002126213/03A patent/RU2262598C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-03-02 MX MXPA02008507A patent/MXPA02008507A/es active IP Right Grant
- 2001-03-02 BR BRPI0108873-4A patent/BR0108873B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-03-02 AU AU4728001A patent/AU4728001A/xx active Pending
- 2001-03-02 EP EP01920203A patent/EP1259710B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-03-02 DE DE60123760T patent/DE60123760T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-03-02 WO PCT/US2001/007004 patent/WO2001065069A1/en active IP Right Grant
- 2001-03-02 AU AU2001247280A patent/AU2001247280B2/en not_active Ceased
- 2001-03-02 CA CA002402203A patent/CA2402203C/en not_active Expired - Fee Related
-
2002
- 2002-08-30 NO NO20024135A patent/NO324854B1/no not_active IP Right Cessation
Cited By (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2468200C2 (ru) * | 2006-06-05 | 2012-11-27 | Халлибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Устройство измерения расстояния и определения направления между двумя буровыми скважинами (варианты), способ измерения расстояния и определения направления между двумя буровыми скважинами, узел соленоида устройства измерения расстояния и определения направления между двумя буровыми скважинами |
| RU2455460C2 (ru) * | 2006-06-23 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Скважинная система с колонной, имеющей электронасос и индуктивный элемент связи |
| RU2450123C2 (ru) * | 2006-12-21 | 2012-05-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Испытание скважин в двух измерениях интеллектуальным датчиком-вставкой |
| RU2518689C2 (ru) * | 2009-01-09 | 2014-06-10 | Сенсор Дивелопментс АС | Система управления давлением в кольцевом пространстве обсадной колонны скважины |
| RU2513073C2 (ru) * | 2009-01-12 | 2014-04-20 | Сенсор Дивелопментс АС | Способ и устройство для скважинных измерений |
| EA033979B1 (ru) * | 2010-07-20 | 2019-12-16 | Метроль Текнолоджи Лимитед | Скважина, содержащая предохранительный механизм и датчики |
| US10753196B2 (en) | 2013-02-28 | 2020-08-25 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Downhole communication |
| US11156078B2 (en) | 2013-02-28 | 2021-10-26 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Downhole communication |
| RU2766836C2 (ru) * | 2013-02-28 | 2022-03-16 | ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЭлЭлСи | Скважинная связь |
| US10294775B2 (en) | 2013-02-28 | 2019-05-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Downhole communication |
| RU2673090C2 (ru) * | 2014-05-01 | 2018-11-22 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ направленного бурения и система, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных |
| US10309215B2 (en) | 2014-05-01 | 2019-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing segment having at least one transmission crossover arrangement |
| US10358909B2 (en) | 2014-05-01 | 2019-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interwell tomography methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement |
| US10436023B2 (en) | 2014-05-01 | 2019-10-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral production control methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement |
| RU2649994C9 (ru) * | 2014-05-01 | 2018-06-25 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Способ межскважинной томографии и системы, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных |
| RU2649994C1 (ru) * | 2014-05-01 | 2018-04-06 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Способ межскважинной томографии и системы, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных |
| RU2669416C2 (ru) * | 2014-05-01 | 2018-10-11 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Способы контроля добычи из многоствольной скважины и системы, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных |
| RU2671879C2 (ru) * | 2014-05-01 | 2018-11-07 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Участок обсадной трубы, имеющий по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных |
| RU2761941C2 (ru) * | 2017-06-01 | 2021-12-14 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Механизм передачи энергии для соединительного узла ствола скважины |
| US11261708B2 (en) | 2017-06-01 | 2022-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
| US11506024B2 (en) | 2017-06-01 | 2022-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2001247280B2 (en) | 2004-10-07 |
| DE60123760D1 (de) | 2006-11-23 |
| EG22206A (en) | 2002-10-31 |
| WO2001065069A1 (en) | 2001-09-07 |
| BR0108873B1 (pt) | 2010-05-04 |
| NO324854B1 (no) | 2007-12-17 |
| BR0108873A (pt) | 2005-01-18 |
| NO20024135L (no) | 2002-11-01 |
| DE60123760T2 (de) | 2007-08-23 |
| OA12226A (en) | 2006-05-10 |
| NO20024135D0 (no) | 2002-08-30 |
| AU4728001A (en) | 2001-09-12 |
| EP1259710B1 (en) | 2006-10-11 |
| CA2402203C (en) | 2009-05-12 |
| CA2402203A1 (en) | 2001-09-07 |
| MXPA02008507A (es) | 2003-01-28 |
| MY134669A (en) | 2007-12-31 |
| EP1259710A1 (en) | 2002-11-27 |
| RU2002126213A (ru) | 2004-02-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2262598C2 (ru) | Аппарат для передачи мощности, способ выработки сигнала дистанционного управления внутри трубной конструкции и нефтяная скважина | |
| US7170424B2 (en) | Oil well casting electrical power pick-off points | |
| US6633236B2 (en) | Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters | |
| US6662875B2 (en) | Induction choke for power distribution in piping structure | |
| US7055592B2 (en) | Toroidal choke inductor for wireless communication and control | |
| AU765859B2 (en) | Choke inductor for wireless communication and control in a well | |
| RU2149261C1 (ru) | Система передачи электричества вниз по стволу скважины | |
| AU2001247280A1 (en) | Oilwell casing electrical power pick-off points | |
| EP1899574B1 (en) | Well having inductively coupled power and signal transmission | |
| US7712524B2 (en) | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed | |
| EP0745176B1 (en) | Gas lift system with retrievable gas lift valve | |
| JP7187531B2 (ja) | 共振源を用いたダウンホールセンサシステム | |
| GB2438481A (en) | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed | |
| CA2183458C (en) | Gas lift system with retrievable gas lift valve |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130303 |