RU2324816C2 - Система и способ связи вдоль ствола скважины (варианты) - Google Patents

Система и способ связи вдоль ствола скважины (варианты) Download PDF

Info

Publication number
RU2324816C2
RU2324816C2 RU2005138296/03A RU2005138296A RU2324816C2 RU 2324816 C2 RU2324816 C2 RU 2324816C2 RU 2005138296/03 A RU2005138296/03 A RU 2005138296/03A RU 2005138296 A RU2005138296 A RU 2005138296A RU 2324816 C2 RU2324816 C2 RU 2324816C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wellbore
section
item
communication line
communication
Prior art date
Application number
RU2005138296/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2005138296A (ru
Inventor
Эрве ОХМЕР (US)
Эрве ОХМЕР
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Publication of RU2005138296A publication Critical patent/RU2005138296A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2324816C2 publication Critical patent/RU2324816C2/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • 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
    • 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
    • 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
    • E21B47/14—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 using acoustic waves
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
    • E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
    • E21B47/135—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 using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Radio Transmission System (AREA)
  • Radar Systems Or Details Thereof (AREA)
  • Radio Relay Systems (AREA)

Abstract

Изобретение относится к системе и способу для связи с устройством, расположенным в стволе скважины. Техническим результатом является обеспечение надежной передачи сигнала. Для этого сигналы передают между местом на поверхности и устройством посредством жесткой проводной секции ствола скважины и беспроводной секции ствола скважины. Сигнал посылают вниз по стволу скважины и вверх по стволу скважины на части расстояния посредством линии связи, а на другой части расстояния посредством беспроводной связи. 3 н. и 25 з.п. ф-лы, 9 ил.

Description

При различных применениях ствола скважины осуществляют посылку сообщений между местом на поверхности и местом в скважине. Передача сигналов в стволе скважины обеспечивает возможность регистрации скважинных данных, приведения в действие скважинных устройств и управления ими и решения многочисленных других прикладных задач. Например, командные и управляющие сигналы могут быть посланы с контроллера, размещенного на поверхности, к скважинному устройству, размещенному в стволе скважины. При других применениях посредством скважинных устройств, таких как датчики, собирают данные и ретранслируют эти данные в место на поверхности по «линии восходящей связи» для оценивания или использования при выполнении конкретной, относящейся к скважине операции. Сообщения могут контролироваться и управляться на поверхности управляющей системой, размещенной на буровой площадке.
Сигналы связи передают по физическим линиям управления. Например, сигналы могут быть посланы как электронные сигналы по проводящему проводу или сигналы могут быть посланы как гидравлические сигналы по трубной линии управления. Поэтому физические линии управления часто проходят вдоль рабочей колонны, проходящей через определенный ствол скважины. Однако связь становится трудной или невозможной в случае, если в рабочей колонне имеются зазоры или если секции рабочей колонны не имеют линий связи. Кроме того, на определенных участках ствола скважины линии управления могут быть особенно подвержены повреждению.
Согласно изобретению создана система связи для использования в стволе скважины, содержащая рабочую колонну, имеющую жесткую проводную секцию для передачи сигналов связи и беспроводную секцию, скважинное устройство, расположенное на конце беспроводной секции напротив жесткой проводной секции, и систему беспроводной связи для передачи сигналов между жесткой проводной секцией и скважинным устройством.
Рабочая колонна может содержать трубу.
Жесткая проводная секция может содержать линию связи, развернутую в стенке трубы.
Жесткая проводная секция может содержать линию связи, развернутую вблизи стенки трубы.
Скважинное устройство может содержать приемник или передатчик.
Система беспроводной связи может содержать передатчик, функционально связанный с жесткой проводной секцией.
Система беспроводной связи может содержать приемник, функционально связанный с жесткой проводной секцией.
Жесткая проводная секция может содержать оптическое волокно для передачи желаемых сигналов.
Система беспроводной связи содержит систему электромагнитной связи или систему акустической связи.
Согласно изобретению создан способ для передачи сигналов вдоль ствола скважины, содержащий передачу данных вдоль первого участка ствола скважины по линии связи, развернутой вдоль рабочей колонны, и беспроводную передачу данных вдоль второго участка ствола скважины до скважинного устройства, расположенного в стволе скважины, через зазор в рабочей колонне.
Передачу данных можно осуществлять по линии связи, расположенной в стенке трубы, проходящей вдоль по меньшей мере первого участка ствола скважины.
Передачу данных можно осуществлять по линии связи в виде электрического проводника, проходящего вдоль по меньшей мере первого участка ствола скважины.
Передачу данных можно осуществлять по линии связи в виде оптического волокна, проходящего вдоль по меньшей мере первого участка ствола скважины.
Беспроводную передачу можно осуществлять передачей данных от терминального конца линии связи до скважинного устройства.
Способ может дополнительно содержать передачу данных от скважинного устройства к приемнику, присоединенному к линии связи или передачей сигналов акустически или передачей сигналов посредством системы электромагнитной связи.
Беспроводную передачу можно осуществлять передачей сигналов вдоль необсаженного ствола скважины или передачей сигналов вдоль беспроводной секции рабочей колонны.
Согласно изобретению создан способ передачи данных по стволу скважины, содержащий посылку сигнала вниз по стволу скважины вдоль секции трубы, расположенной в рабочей колонне и имеющей линию связи для передачи сигнала, прием сигнала в скважинном приемопередатчике, и беспроводную передачу сигнала к приемнику, расположенному ниже по стволу скважины, через зазор в рабочей колонне.
Посылку сигнала можно осуществлять от передатчика, расположенного на поверхности земли.
Способ может дополнительно содержать развертывание линии связи в стенке трубы, или развертывание линии связи по внешней стороне стенки трубы, или развертывание линии связи по внутренней стороне стенки трубы.
Способ может дополнительно содержать передачу восходящего сигнала от приемника к скважинному приемопередатчику.
Беспроводную передачу сигнала можно осуществлять через участок необсаженного ствола скважины.
Некоторые варианты осуществления изобретения будут описаны ниже со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых одинаковыми позициями обозначены аналогичные элементы и изображено следующее:
фиг.1 изображает схематический вид системы связи согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг.2 - схематический вид другого варианта осуществления системы связи, показанной на фиг.1;
фиг.3 - сечение по линии 3-3, показанной на фиг.1;
фиг.4 - другое сечение, иллюстрирующее альтернативный вариант осуществления рабочей колонны, показанной на фиг.3;
фиг.5 - сечение, иллюстрирующее другой альтернативный вариант осуществления рабочей колонны, показанной на фиг.3;
фиг.6 - схематический вид системы беспроводной связи, развернутой в стволе скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг.7 - другой схематический вид системы связи, развернутой в стволе скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг.8 - блок-схему последовательности операций, иллюстрирующую один вариант рабочего способа, предназначенного для использования системы связи согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг.9 - блок-схему последовательности операций, иллюстрирующую другой вариант рабочего способа, предназначенного для использования системы связи согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
В нижеследующем описании многочисленные подробности изложены для обеспечения понимания настоящего изобретения. Однако специалистам в данной области техники должно быть понятно, что настоящее изобретение может быть осуществлено на практике без этих подробностей и возможны многочисленные варианты и модификации описанных вариантов осуществления.
В общем настоящее изобретение относится к установлению связи с подземным оборудованием путем передачи сигналов связи по жесткой проводной секции ствола скважины и беспроводной или беспроволочной секции ствола скважины. Повсюду в этом описании использование термина «проводная» или «жесткая проводная» относится к секциям ствола скважины, в которых используют физическую линию связи, такую как электропроводящая линия, оптико-волоконная линия, гидравлическая линия управления или другая определенная структура, по которой передают сигналы связи. Например, жесткая проводная секция ствола скважины может содержать линию управления, проложенную отдельно от скважинной системы, такой как рабочая колонна, расположенная внутри ствола скважины. Однако устройства и способы настоящего изобретения не ограничены использованием в конкретных областях применения, которые описаны в настоящей заявке.
На фиг.1 показана система 20 согласно варианту осуществления настоящего изобретения. В этом варианте осуществления система 20 содержит скважинную систему 22, развернутую в стволе 24 скважины. Скважинная система 22 может содержать рабочую колонну 26, а рабочая колонна 26 может быть образована рядом компонентов, используемых в скважинных технологиях. Например, рабочая колонна 26 может содержать оборудование 27 для заканчивания, имеющее трубную секцию 28, а также ряд других скважинных компонентов 30. Конкретный тип скважинных компонентов 30 зависит от области применения ствола скважины, но компоненты могут быть выбраны из, например, датчиков, испытательного оборудования, сервисного оборудования, эксплуатационного оборудования и устройств других типов.
В целом система 20 содержит телеметрическую систему 32 для передачи данных между местом на поверхности и местом в скважине. Например, сигналы могут быть переданы вниз по стволу скважины к скважинному устройству, такому как один или несколько скважинных компонентов 30. В некоторых вариантах осуществления сигналы также могут быть переданы от скважинного устройства или устройств 30, расположенных в стволе скважины, к месту на поверхности по каналу восходящей связи. Варианты осуществления телеметрической системы 32 также могут быть рассчитаны для двусторонней связи между местом на поверхности и местом или местами в стволе скважины.
Телеметрическая система 32 образует «жесткую проводную» секцию 34 внутри ствола 24 скважины и «беспроводную», то есть беспроволочную, секцию 36 внутри ствола 24 скважины. Поэтому через ствол 24 скважины данные передаются посредством сочетания одной или нескольких жестких проводных секций 34 с одной или несколькими беспроводными секциями 36 ствола 24 скважины. В показанном варианте осуществления жесткая проводная секция 34 содержит линию 38 связи, которая проходит вдоль верхней секции рабочей колонны 26. Линия 38 связи проходит между наземным устройством 40 связи через устройство 42 сопряжения с рабочей колонной и терминальным концом 44, находящимся на нижнем конце верхней секции рабочей колонны 26. Конкретный вид наземного устройства 40 связи и устройства 42 сопряжения с рабочей колонной зависит от конкретного типа линии 38 связи, которая используется в определенной области применения. Например, линия 38 связи может содержать линию управления или линию для передачи данных от скважинных датчиков. Линия 38 связи также может иметь различные конструктивные формы, включая электрический проводник, такой как электрический провод или жгут проводов, для переноса электрических сигналов. Линия 38 связи также может содержать оптическое волокно, гидравлическую линию управления или другую конструктивную линию управления, по которой посылаются сигналы.
Телеметрическая система 32 дополнительно содержит беспроводную секцию 36, имеющую, например, верхнее устройство 46 связи, связанное с терминальным концом 44 и нижним устройством 48 связи. Верхнее устройство 46 связи и нижнее устройство 48 связи отделены разделительным промежутком 50, на протяжении которого сигнал проходит без проводов вдоль ствола 24 скважины. Каждая из жесткой проводной секции 34 и беспроводной секции 36 может содержать многочисленные секции, по которым передаются объектные сигналы. Кроме того, конкретный тип верхнего устройства 46 связи и нижнего устройства 48 связи зависит от технологии, выбранной для беспроводной связи. Однако в качестве двух примеров системы беспроводной связи содержат систему электромагнитной связи и систему акустической связи.
Обычно в системе электромагнитной (ЭМ) связи для переноса сигналов между устройствами 46 и 48 связи используют электромагнитные волны. Например, устройства 46 и 48 связи могут содержать низкочастотное радиоволновое оборудование или традиционное оборудование импульсной телеметрии. В системе акустической связи для переноса сигналов между устройствами беспроводной связи обычно используют акустические волны. Например, устройства 46 и 48 связи могут содержать преобразователи, способные преобразовывать сигналы в акустические волны, распространяющиеся через флюид в стволе скважины, и акустические волны в сигналы.
Во многих областях применения поток сигналов через телеметрическую систему 32 управляется блоком 52 оперативного управления. Блок 52 оперативного управления может содержать ряд управляющих устройств, в том числе управляющие устройства на основе процессора. Например, оператор может использовать компьютер, имеющий соответствующее устройство ввода, такое как клавиатура, сенсорный экран, устройство речевого ввода или другое устройство ввода, для выдачи инструкций блоку 52 оперативного управления относительно типов сигналов, например команд и управляющих сигналов, пересылаемых через телеметрическую систему 32. В блоке управления на основе компьютера также может использоваться устройство вывода, такое как экран дисплея или другое устройство вывода, для сообщения релевантной информации оператору, касающейся телеметрической системы 32 и/или сигналов, посылаемых по системе связи. Блок 52 оперативного управления также может содержать устройство, расположенное на поверхности 54 земли вблизи ствола 24 скважины или на удаленном месте.
В варианте осуществления, показанном на фиг.1, скважинная система 22 является непрерывной на протяжении как жестко смонтированной проводной секции 34, так и беспроводной секции 36. В этом примере скважинная система 22 содержит рабочую колонну 26, которая проходит от места на поверхности до, например, нижнего устройства 48 связи. В зависимости от конкретного применения ствола скважины рабочая колонна 26 может содержать ряд скважинных компонентов, в том числе трубные секции, верхнее оборудование для заканчивания, нижнее оборудование для заканчивания, эксплуатационное оборудование, испытательное оборудование, буровое оборудование, сенсорное оборудование, нагнетательное оборудование и другое, относящееся к скважине оборудование. Кроме того, скважинная система 22 может быть развернута в стволе 24 скважины, имеющем окружающую его обсадную колонну 56 скважины, или в необсаженном стволе скважины.
В другом варианте осуществления, показанном на фиг.2, скважинная система 22 не является непрерывной, и имеется зазор, создающий разделительный промежуток 50 между верхним оборудованием 57 для заканчивания и нижним оборудованием 58 для заканчивания, например, гравийной набивкой. В этом варианте осуществления беспроводная секция 36 системы 32 связи может быть использована для передачи сигналов через ствол скважины даже в случае, когда нет физической рабочей колонны или другой физический элемент расположен в пределах секции ствола скважины. В показанном примере разделительный промежуток 50 охватывает необсаженный участок 60 ствола 24 скважины, который не содержит никакой соединительной части рабочей колонны 26.
Жесткая секция 34 телеметрической системы 32 может быть приспособлена для работы в различных скважинных условиях с конкретными линиями связи, проложенными вдоль рабочей колонны 26. Что касается в основном фиг.3, то линия 38 связи может быть вмонтирована в стенку 62 трубы 64, такой как буровая труба или другой трубчатый компонент/оборудование для заканчивания, используемое в стволе скважины. Линия 38 связи содержит одну или несколько индивидуальных линий 66 связи, и эти линии 66 связи могут иметь более чем одну структурную форму, например могут быть набором из электрической 68, оптической 70 линии и гидравлической линии 72 управления. Однако только для примера, линия 38 связи содержит по меньшей мере один электрический проводник 68, вмонтированный в стенку 62. Электрический проводник 68 может проходить в продольном направлении на протяжении стенки 62 всей трубы 64, или на соединительных участках могут быть образованы индуктивные связи для содействия передаче сигналов через соединения трубы.
Как показано на фиг.4 и 5, в определенной области применения также могут быть использованы альтернативные компоновки линии 38 связи. На фиг.4 линия 38 связи проходит в основном в продольном направлении по внутренней поверхности 74 стенки 62. Одна или несколько индивидуальных линий 66 связи могут быть покрыты защитной оболочкой 76 или заключены в нее. На фиг.5 линия 38 связи развернута по внешней поверхности 78 стенки 62 трубы. Одна или несколько индивидуальных линий 66 связи могут быть покрыты защитной оболочкой 76 или заключены в нее. Кроме того, труба 64 может содержать плоский или снабженный выемкой участок 80 для размещения линии 38 связи. На участке 80 линию 38 связи размещают так, что он защищает линию 38 связи и сберегает пространство ствола скважины. В соответствии с этим снабженный выемкой участок 80 для внутренних линий связи также может быть образован на внутренней поверхности 74.
Беспроводная секция 36 представляет собой часть телеметрической системы 32, способной передавать без проводов сигналы на протяжении участка или участков ствола 24 скважины. В зависимости от конкретного применения ствола скважины устройства 46 и 48 связи могут содержать ряд передатчиков и приемников. Как показано на фиг.6, верхнее устройство 46 связи может содержать передатчик 82 для ретрансляции сигналов, принимаемых из линии 38 связи, в соответствующий приемник 86 посредством беспроводного сигнала 84. Приемник 86 расположен, например, в нижнем устройстве 48 связи. В зависимости от применения ствола скважины содержание беспроводного сигнала 84 может меняться, но одним примером является командный и управляющий сигнал для управления скважинным инструментом 88, таким, как клапан, управляемый буровой снаряд или ряд других скважинных инструментов.
Как показано на фиг.7, в качестве альтернативы или дополнительно нижнее устройство 48 связи может содержать передатчик 90 для передачи восходящего беспроводного сигнала 92 в соответствующий приемник 94 верхнего устройства 46 связи. Этот сигнал, в свою очередь, может быть ретранслирован посредством линии 38 связи к месту на поверхности, например в наземное устройство 40 связи. Содержание восходящего сигнала будет меняться в зависимости от конкретного применения ствола скважины. Например, восходящий беспроводной сигнал 92 может содержать данные от скважинного устройства 88, например данные датчика, и/или восходящий сигнал 92 может нести подтверждение приема командного и управляющего сигнала. Поэтому в зависимости от применения ствола скважины телеметрическая система 32 может быть использована для нисходящих сигналов, например сигналов 84, для восходящих сигналов, например сигналов 92, или для двухпроводной связи посредством верхнего приемопередатчика 96 и нижнего приемопередатчика 98 могут быть использованы многочисленные передатчики и приемники. Конечно, в случае, если имеются дополнительные беспроводные секции 36, дополнительные передатчики и/или приемники соответствующим образом развертывают вдоль ствола 24 скважины. Кроме того, в технологии и протоколе для передачи беспроводных сигналов могут использоваться электромагнитные волны, акустические волны или другие подходящие технологии для беспроводной связи в подземной среде.
Варианты способов эксплуатации системы 20 могут быть пояснены со ссылками на блок-схемы последовательности операций на фиг.8 и 9. Однако следует отметить, что они являются примерами, способствующими пониманию системы, и читатель должен реализовывать методологию работ, корректируемую в соответствии с конкретным применением ствола скважины. Например, при некоторых применениях может требоваться только нисходящая связь, при других применениях может требоваться только восходящая связь, но, однако, при других применениях можно получить выгоду от двунаправленной связи посредством телеметрической системы 32.
Что касается фиг.8, то вариант способа включает на стадии 100 ввод команд в блок 52 оперативного управления. Затем, на стадии 102, командный сигнал передают по жесткой проводной секции 34 через наземное устройство 40 связи и интерфейс 42 рабочей колонны. Наземное устройство 40 связи и интерфейс 42 рабочей колонны рассчитаны на передачу сигнала конкретного типа, передаваемого линией 38 связи, например электрического сигнала, оптического сигнала, гидравлического сигнала или другого сигнала, подходящего для жесткой проводной линии 38 связи. Как известно специалистам в данной области техники, для передачи, например, электрических, оптических или гидравлических сигналов может быть использовано различное оборудование.
На стадии 104 сигнал, передаваемый линией 38 связи, преобразуется в беспроводной сигнал и передается с помощью верхнего устройства 46 связи. На стадии 106 беспроводной сигнал проходит через беспроводную секцию 36, например через разделительный промежуток 50, и его принимают на скважинном устройстве 30. Скважинным устройством может быть нижнее устройство 48 связи или сочетание нижнего устройства связи и скважинного прибора или системы, связанной с устройством 48. Затем, на стадии 108, на основе принятого сигнала приводится в действие скважинное устройство.
Как показано на фиг.9, в системе 20 также может использоваться телеметрическая система 32 для обеспечения восходящей связи от скважинного устройства 30 к месту вверх по стволу скважины, такому как место на поверхности. Например, как показано на стадии 110, восходящий сигнал может быть послан от одного или нескольких скважинных устройств 30. В зависимости от конкретного применения ствола скважины восходящий сигнал может содержать данные связи, относящиеся к ряду рабочих операций в скважине. Например, данные могут содержать ответную информацию со скважинного устройства после приема командного сигнала, например, подтверждение приведения в действие скважинного устройства, как показано стадией 108 на фиг.8. В другом варианте восходящий сигнал может содержать данные, собранные от скважинного датчика или датчиков. Как показано блоком 112, вне зависимости от этого сигнал передают без проводов посредством нижнего устройства 48 связи через беспроводную секцию 36.
На стадии 114 после прохождения беспроводного сигнала через беспроводную секцию 36, например через разделительный промежуток 50, беспроводной сигнал принимают посредством верхнего устройства 46 связи и преобразуют в соответствующий сигнал, который может быть передан через жесткую секцию 34. Затем на стадии 116 сигнал передают через жесткую секцию 34. На стадии 118 восходящий сигнал и содержащиеся данные связи принимаются в соответствующем блоке управления, таком как блок 52 оперативного управления. Далее данные автоматически оцениваются и используются блоком 52 оперативного управления и/или данные могут быть предоставлены оператору через соответствующее устройство вывода для оценивания и возможного действия.
Последовательностями, описанными со ссылками на фиг.8 и 9, являются примеры использования системы 20 при связи с подземным устройством. Однако тип линии 38 связи, оборудования сопряжения рабочей станции, оборудования наземных устройств связи, системы беспроводной связи, количество и тип оборудования для заканчивания в стволе 24 скважины, скважинные условия и другие относящиеся к скважине параметры могут влиять на используемую реальную последовательность связи.
Поэтому, хотя выше подробно описаны несколько вариантов осуществления настоящего изобретения, специалисты в данной области техники должны без труда понять, что многочисленные модификации возможны без значительного отступления от идей этого изобретения. Следовательно, такие модификации подразумеваются включенными в объем этого изобретения, определенный в формуле изобретения.

Claims (28)

1. Система связи для использования в стволе скважины, содержащая рабочую колонну, имеющую жесткую проводную секцию для передачи сигналов связи и беспроводную секцию, скважинное устройство, расположенное на конце беспроводной секции напротив жесткой проводной секции, и систему беспроводной связи для передачи сигналов между жесткой проводной секцией и скважинным устройством.
2. Система по п.1, в которой рабочая колонна содержит трубу.
3. Система по п.2, в которой жесткая проводная секция содержит линию связи, развернутую в стенке трубы.
4. Система по п.2, в которой жесткая проводная секция содержит линию связи, развернутую вблизи стенки трубы.
5. Система по п.1, в которой скважинное устройство содержит приемник.
6. Система по п.1, в которой скважинное устройство содержит передатчик.
7. Система по п.5, в которой система беспроводной связи содержит передатчик, функционально связанный с жесткой проводной секцией.
8. Система по п.6, в которой система беспроводной связи содержит приемник, функционально связанный с жесткой проводной секцией.
9. Система по п.1, в которой жесткая проводная секция содержит оптическое волокно для передачи желаемых сигналов.
10. Система по п.1, в которой система беспроводной связи содержит систему электромагнитной связи.
11. Система по п.1, в которой система беспроводной связи содержит систему акустической связи.
12. Способ передачи данных вдоль ствола скважины, содержащий передачу данных вдоль первого участка ствола скважины по линии связи, развернутой вдоль рабочей колонны, и беспроводную передачу данных вдоль второго участка ствола скважины до скважинного устройства, расположенного в стволе скважины, через зазор в рабочей колонне.
13. Способ по п.12, в котором передачу данных осуществляют по линии связи, расположенной в стенке трубы, проходящей вдоль по меньшей мере первого участка ствола скважины.
14. Способ по п.12, в котором передачу данных осуществляют по линии связи в виде электрического проводника, проходящего вдоль по меньшей мере первого участка ствола скважины.
15. Способ по п.12, в котором передачу данных осуществляют по линии связи в виде оптического волокна, проходящего вдоль по меньшей мере первого участка ствола скважины.
16. Способ по п.12, в котором беспроводную передачу осуществляют передачей данных от терминального конца линии связи до скважинного устройства.
17. Способ по п.12, дополнительно содержащий передачу данных от скважинного устройства к приемнику, присоединенному к линии связи.
18. Способ по п.12, в котором беспроводную передачу осуществляют передачей сигналов акустически.
19. Способ по п.12, в котором беспроводную передачу осуществляют передачей сигналов посредством системы электромагнитной связи.
20. Способ по п.12, в котором беспроводную передачу осуществляют передачей сигналов вдоль необсаженного ствола скважины.
21. Способ по п.12, в котором беспроводную передачу осуществляют передачей сигналов вдоль беспроводной секции рабочей колонны.
22. Способ передачи сигналов по стволу скважины, содержащий посылку сигнала по стволу скважины вдоль секции трубы, расположенной в рабочей колонне и имеющей линию связи для передачи сигнала, прием сигнала в скважинном приемопередатчике и беспроводную передачу сигнала к приемнику, расположенному ниже по стволу скважины, через зазор в рабочей колонне.
23. Способ по п.22, в котором посылку сигнала осуществляют от передатчика, расположенного на поверхности земли.
24. Способ по п.22, дополнительно содержащий развертывание линии связи в стенке трубы.
25. Способ по п.22, дополнительно содержащий развертывание линии связи по внешней стороне стенки трубы.
26. Способ по п.22, дополнительно содержащий развертывание линии связи по внутренней стороне стенки трубы.
27. Способ по п.22, дополнительно содержащий передачу восходящего сигнала от приемника к скважинному приемопередатчику.
28. Способ по п.22, в котором беспроводную передачу сигнала осуществляют через участок необсаженного ствола скважины.
RU2005138296/03A 2004-12-09 2005-12-08 Система и способ связи вдоль ствола скважины (варианты) RU2324816C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/905,012 2004-12-09
US10/905,012 US7249636B2 (en) 2004-12-09 2004-12-09 System and method for communicating along a wellbore

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2005138296A RU2005138296A (ru) 2007-06-20
RU2324816C2 true RU2324816C2 (ru) 2008-05-20

Family

ID=35529547

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005138296/03A RU2324816C2 (ru) 2004-12-09 2005-12-08 Система и способ связи вдоль ствола скважины (варианты)

Country Status (5)

Country Link
US (1) US7249636B2 (ru)
EG (1) EG23824A (ru)
GB (1) GB2421040B (ru)
NO (1) NO339045B1 (ru)
RU (1) RU2324816C2 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2564040C2 (ru) * 2010-07-19 2015-09-27 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Связь через защитную оболочку линии
RU2809138C2 (ru) * 2019-03-22 2023-12-07 Фраунхофер-Гезельшафт Цур Фёрдерунг Дер Ангевандтен Форшунг Э.Ф. Способ передачи данных по колонне из одной или нескольких труб и элемент связи для передачи данных

Families Citing this family (78)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20070063865A1 (en) * 2005-09-16 2007-03-22 Schlumberger Technology Corporation Wellbore telemetry system and method
US8056619B2 (en) 2006-03-30 2011-11-15 Schlumberger Technology Corporation Aligning inductive couplers in a well
US7793718B2 (en) 2006-03-30 2010-09-14 Schlumberger Technology Corporation Communicating electrical energy with an electrical device in a well
US7712524B2 (en) 2006-03-30 2010-05-11 Schlumberger Technology Corporation Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed
US8082990B2 (en) * 2007-03-19 2011-12-27 Schlumberger Technology Corporation Method and system for placing sensor arrays and control assemblies in a completion
GB2451427A (en) * 2007-07-25 2009-02-04 Vetco Gray Controls Ltd Electronic card communication
US20090033516A1 (en) * 2007-08-02 2009-02-05 Schlumberger Technology Corporation Instrumented wellbore tools and methods
US20090045974A1 (en) * 2007-08-14 2009-02-19 Schlumberger Technology Corporation Short Hop Wireless Telemetry for Completion Systems
CN101878350B (zh) * 2007-11-30 2015-03-11 普拉德研究及开发股份有限公司 井下、一次起下作业、多层测试系统和使用该井下、一次起下作业、多层测试系统的井下测试方法
US7903041B2 (en) * 2008-05-01 2011-03-08 Lockheed Martin Corporation Magnetic antenna apparatus and method for generating a magnetic field
US20090277629A1 (en) * 2008-05-12 2009-11-12 Mendez Luis E Acoustic and Fiber Optic Network for Use in Laterals Downhole
US20100013663A1 (en) 2008-07-16 2010-01-21 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole Telemetry System Using an Optically Transmissive Fluid Media and Method for Use of Same
US20100133004A1 (en) * 2008-12-03 2010-06-03 Halliburton Energy Services, Inc. System and Method for Verifying Perforating Gun Status Prior to Perforating a Wellbore
US8330617B2 (en) * 2009-01-16 2012-12-11 Schlumberger Technology Corporation Wireless power and telemetry transmission between connections of well completions
US8400326B2 (en) * 2009-07-22 2013-03-19 Schlumberger Technology Corporation Instrumentation of appraisal well for telemetry
US8839850B2 (en) 2009-10-07 2014-09-23 Schlumberger Technology Corporation Active integrated completion installation system and method
US8783355B2 (en) * 2010-02-22 2014-07-22 Schlumberger Technology Corporation Virtual flowmeter for a well
WO2012048192A2 (en) * 2010-10-07 2012-04-12 Schlumberger Canada Limited Ultrasonic telemetry and power transmission through subsea riser casing wall
EP2463478A1 (en) * 2010-12-10 2012-06-13 Welltec A/S Wireless communication between tools
EP2652254A4 (en) * 2010-12-16 2017-12-06 Exxonmobil Upstream Research Company Communications module for alternate path gravel packing, and method for completing a wellbore
US9181796B2 (en) 2011-01-21 2015-11-10 Schlumberger Technology Corporation Downhole sand control apparatus and method with tool position sensor
US9249559B2 (en) 2011-10-04 2016-02-02 Schlumberger Technology Corporation Providing equipment in lateral branches of a well
US9644476B2 (en) 2012-01-23 2017-05-09 Schlumberger Technology Corporation Structures having cavities containing coupler portions
US9175560B2 (en) 2012-01-26 2015-11-03 Schlumberger Technology Corporation Providing coupler portions along a structure
US9938823B2 (en) 2012-02-15 2018-04-10 Schlumberger Technology Corporation Communicating power and data to a component in a well
US10036234B2 (en) 2012-06-08 2018-07-31 Schlumberger Technology Corporation Lateral wellbore completion apparatus and method
US10030509B2 (en) 2012-07-24 2018-07-24 Fmc Technologies, Inc. Wireless downhole feedthrough system
WO2014100275A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool
WO2014100272A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic signals
WO2014100276A1 (en) 2012-12-19 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Electro-acoustic transmission of data along a wellbore
US20150292319A1 (en) 2012-12-19 2015-10-15 Exxon-Mobil Upstream Research Company Telemetry for Wireless Electro-Acoustical Transmission of Data Along a Wellbore
US9557434B2 (en) 2012-12-19 2017-01-31 Exxonmobil Upstream Research Company Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry
US20150300159A1 (en) 2012-12-19 2015-10-22 David A. Stiles Apparatus and Method for Evaluating Cement Integrity in a Wellbore Using Acoustic Telemetry
EP2938820A4 (en) 2012-12-28 2016-08-31 Halliburton Energy Services Inc BACKGROUND TELECOMMUNICATION SYSTEMS AND METHODS
MX2016002893A (es) * 2013-09-05 2016-12-20 Evolution Engineering Inc Transmision de datos a través de espacios aislantes de la electricidad en una sarta de perforación.
AU2013405232B2 (en) 2013-11-12 2016-11-10 Halliburton Energy Services, Inc. Systems and methods for optimizing drilling operations using transient cuttings modeling and real-time data
WO2015080754A1 (en) 2013-11-26 2015-06-04 Exxonmobil Upstream Research Company Remotely actuated screenout relief valves and systems and methods including the same
WO2015153537A1 (en) 2014-03-31 2015-10-08 Schlumberger Canada Limited Systems, methods and apparatus for downhole monitoring
US10508536B2 (en) 2014-09-12 2019-12-17 Exxonmobil Upstream Research Company Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same
CA2960410C (en) 2014-09-26 2019-09-24 Exxonmobil Upstream Research Company Systems and methods for monitoring a condition of a tubular configured to convey a hydrocarbon fluid
US9863222B2 (en) 2015-01-19 2018-01-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic telemetry
US10408047B2 (en) 2015-01-26 2019-09-10 Exxonmobil Upstream Research Company Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool
EA035403B1 (ru) * 2015-04-20 2020-06-08 Эволюшн Инжиниринг Инк. Наземная связь со скважинными приборами
WO2017010980A1 (en) * 2015-07-13 2017-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Selectively skipping transceivers to enhance communication quality and speed
WO2017095447A1 (en) * 2015-12-04 2017-06-08 Halliburton Energy Services Inc. Multipurpose permanent electromagnetic sensing system for monitoring wellbore fluids and formation fluids
US10697287B2 (en) 2016-08-30 2020-06-30 Exxonmobil Upstream Research Company Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field
US10415376B2 (en) 2016-08-30 2019-09-17 Exxonmobil Upstream Research Company Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same
US10190410B2 (en) 2016-08-30 2019-01-29 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods
US11828172B2 (en) 2016-08-30 2023-11-28 ExxonMobil Technology and Engineering Company Communication networks, relay nodes for communication networks, and methods of transmitting data among a plurality of relay nodes
US10590759B2 (en) 2016-08-30 2020-03-17 Exxonmobil Upstream Research Company Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same
US10526888B2 (en) 2016-08-30 2020-01-07 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole multiphase flow sensing methods
US10167716B2 (en) 2016-08-30 2019-01-01 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods
US10465505B2 (en) 2016-08-30 2019-11-05 Exxonmobil Upstream Research Company Reservoir formation characterization using a downhole wireless network
US10344583B2 (en) * 2016-08-30 2019-07-09 Exxonmobil Upstream Research Company Acoustic housing for tubulars
US10364669B2 (en) 2016-08-30 2019-07-30 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods
AU2017416526B2 (en) 2017-06-01 2023-01-19 Halliburton Energy Services, Inc. Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly
WO2018222197A1 (en) 2017-06-01 2018-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly
CN111201454B (zh) 2017-10-13 2022-09-09 埃克森美孚上游研究公司 用于利用通信执行操作的方法和系统
US10697288B2 (en) 2017-10-13 2020-06-30 Exxonmobil Upstream Research Company Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same
MX2020004982A (es) 2017-10-13 2020-11-12 Exxonmobil Upstream Res Co Metodo y sistema para realizar comunicaciones usando solapamiento.
CA3078824C (en) 2017-10-13 2022-08-16 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing hydrocarbon operations with mixed communication networks
US10837276B2 (en) 2017-10-13 2020-11-17 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string
US10771326B2 (en) 2017-10-13 2020-09-08 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing operations using communications
US11203927B2 (en) 2017-11-17 2021-12-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members
US10690794B2 (en) 2017-11-17 2020-06-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system
US12000273B2 (en) 2017-11-17 2024-06-04 ExxonMobil Technology and Engineering Company Method and system for performing hydrocarbon operations using communications associated with completions
AU2017443712B2 (en) 2017-12-19 2023-06-01 Halliburton Energy Services, Inc. Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly
RU2748567C1 (ru) 2017-12-19 2021-05-26 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Механизм передачи энергии для соединительного узла ствола скважины
US10844708B2 (en) 2017-12-20 2020-11-24 Exxonmobil Upstream Research Company Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data
CN111542679A (zh) 2017-12-29 2020-08-14 埃克森美孚上游研究公司 用于监视和优化储层增产操作的方法和系统
US11156081B2 (en) 2017-12-29 2021-10-26 Exxonmobil Upstream Research Company Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network
US10385683B1 (en) 2018-02-02 2019-08-20 Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. Deepset receiver for drilling application
AU2019217444C1 (en) 2018-02-08 2022-01-27 Exxonmobil Upstream Research Company Methods of network peer identification and self-organization using unique tonal signatures and wells that use the methods
US11268378B2 (en) 2018-02-09 2022-03-08 Exxonmobil Upstream Research Company Downhole wireless communication node and sensor/tools interface
US10760412B2 (en) 2018-04-10 2020-09-01 Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. Drilling communication system with Wi-Fi wet connect
US11293280B2 (en) 2018-12-19 2022-04-05 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network
US11952886B2 (en) 2018-12-19 2024-04-09 ExxonMobil Technology and Engineering Company Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network
US20200240265A1 (en) * 2019-01-28 2020-07-30 Saudi Arabian Oil Company Straddle Packer Testing System

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4057781A (en) 1976-03-19 1977-11-08 Scherbatskoy Serge Alexander Well bore communication method
US4215426A (en) 1978-05-01 1980-07-29 Frederick Klatt Telemetry and power transmission for enclosed fluid systems
US4569392A (en) * 1983-03-31 1986-02-11 Hydril Company Well bore control line with sealed strength member
US4683944A (en) * 1985-05-06 1987-08-04 Innotech Energy Corporation Drill pipes and casings utilizing multi-conduit tubulars
US5160925C1 (en) 1991-04-17 2001-03-06 Halliburton Co Short hop communication link for downhole mwd system
US5235285A (en) 1991-10-31 1993-08-10 Schlumberger Technology Corporation Well logging apparatus having toroidal induction antenna for measuring, while drilling, resistivity of earth formations
NO306522B1 (no) 1992-01-21 1999-11-15 Anadrill Int Sa Fremgangsmaate for akustisk overföring av maalesignaler ved maaling under boring
US5519668A (en) 1994-05-26 1996-05-21 Schlumberger Technology Corporation Methods and devices for real-time formation imaging through measurement while drilling telemetry
US5732776A (en) 1995-02-09 1998-03-31 Baker Hughes Incorporated Downhole production well control system and method
FR2750450B1 (fr) 1996-07-01 1998-08-07 Geoservices Dispositif et methode de transmission d'informations par onde electromagnetique
US6057784A (en) 1997-09-02 2000-05-02 Schlumberger Technology Corporatioin Apparatus and system for making at-bit measurements while drilling
US6188222B1 (en) 1997-09-19 2001-02-13 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for measuring resistivity of an earth formation
FR2785017B1 (fr) 1998-10-23 2000-12-22 Geoservices Methode et systeme de transmission d'informations par onde electromagnetique
GB2364724B (en) 1999-08-30 2002-07-10 Schlumberger Holdings Measurement while drilling electromagnetic telemetry system using a fixed downhole receiver
US6343649B1 (en) 1999-09-07 2002-02-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and associated apparatus for downhole data retrieval, monitoring and tool actuation
NZ520876A (en) * 2000-02-25 2005-02-25 Shell Int Research Hybrid well communication system
US6491828B1 (en) * 2000-11-07 2002-12-10 General Electric Company Method and system to remotely monitor groundwater treatment
US6655460B2 (en) 2001-10-12 2003-12-02 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus to control downhole tools

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2564040C2 (ru) * 2010-07-19 2015-09-27 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Связь через защитную оболочку линии
RU2809138C2 (ru) * 2019-03-22 2023-12-07 Фраунхофер-Гезельшафт Цур Фёрдерунг Дер Ангевандтен Форшунг Э.Ф. Способ передачи данных по колонне из одной или нескольких труб и элемент связи для передачи данных

Also Published As

Publication number Publication date
NO339045B1 (no) 2016-11-07
GB2421040B (en) 2007-11-21
NO20055509L (no) 2006-06-12
NO20055509D0 (no) 2005-11-22
US20060124297A1 (en) 2006-06-15
RU2005138296A (ru) 2007-06-20
US7249636B2 (en) 2007-07-31
GB0523458D0 (en) 2005-12-28
GB2421040A (en) 2006-06-14
EG23824A (en) 2007-09-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2324816C2 (ru) Система и способ связи вдоль ствола скважины (варианты)
US10760415B2 (en) Systems and methods for downhole telecommunication
AU2014234933B2 (en) Microwave communication system for downhole drilling
US7114561B2 (en) Wireless communication using well casing
US7228902B2 (en) High data rate borehole telemetry system
US8605548B2 (en) Bi-directional wireless acoustic telemetry methods and systems for communicating data along a pipe
US7493962B2 (en) Control line telemetry
EP2157278A1 (en) Wireless telemetry systems for downhole tools
AU785472B2 (en) Method for repeating messages in long intelligent completion system lines
CN111344473A (zh) 远程操作的流入控制阀
US10833728B2 (en) Use of crosstalk between adjacent cables for wireless communication
CA2401723C (en) Wireless communication using well casing
WO2018117998A1 (en) Combined telemetry and control system for subsea applications
US10801320B2 (en) Methods and systems for downhole inductive coupling
US11486246B2 (en) Acoustics through fluid communication system
EP1534928B1 (en) Signal transmission system
Kyle et al. Acoustic telemetry for oilfield operations
BRPI0505420B1 (pt) A communication system for use in a well bore, and method for the transmission of signals along a well bore

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20171209