RU2419721C2 - Система и способ (варианты) оценки параметров подземного пласта - Google Patents

Abstract

Группа изобретений относится к оценке параметров подземного пласта, пробуренного стволом скважины. Техническим результатом является повышение надежности и информативности определения по меньшей мере одного параметра подземного пласта, а именно среднего удельного сопротивления пласта. Для этого система оценки параметров подземного пласта оснащена скважинным оборудованием и датчиком. Скважинное оборудование выполнено с возможностью установки в стволе скважины. Скважинное оборудование содержит скважинный электромагнитный узел для связи с поверхностным электромагнитным узлом. Датчик определяет по меньшей мере один параметр скважины из электромагнитного сигнала. Скважинное оборудование и поверхностный электромагнитный узел выполнены с возможностью пересылки электромагнитных сигналов между ними. Причем электромагнитные сигналы проходят через подземный пласт, в силу чего, датчик определяет по меньшей мере один параметр скважины из электромагнитного сигнала, который определяется как функция индуцированного тока по следующей формуле: ! ! где ! i - электрический ток, возвращающийся к зазору на «d»; I - электрический ток, пропускаемый в пласт; f - частота сигнала; d - глубина или расстояние над зазором; R - среднее удельное сопротивление пласта; k -коэффициент пропорциональности. 3 н. и 31 з.п. ф-лы, 6 ил.

Description

Уровень техники изобретения

Настоящее изобретение относится к оценке параметров подземного пласта, пробуренного стволом скважины. Более точно, настоящее изобретение относится к технологиям для извлечения по меньшей мере одного параметра продуктивного пласта из сигналов, сформированных скважинным оборудованием, расположенным в стволе скважины.

Разведка углеводородов предполагает помещение скважинного оборудования в ствол скважины для выполнения различных скважинных операций. Есть много типов скважинного оборудования, используемого при скважинных операциях. Типично, буровое оборудование свешивается с установки для бурения нефтяных скважин и продвигается в землю, чтобы формировать ствол скважины. Буровое оборудование может быть оборудованием скважинных исследований при бурении (MWD) или регистрации свойств при бурении (LWD), приспособленным для выполнения скважинных операций, таких как получение измерений, во время процесса бурения. Такие измерения обычно воспринимаются приборами, смонтированными в пределах воротников бура, выше буровой коронки, и могут получать информацию, такую как положение буровой коронки, характер процесса бурения, качество/состав нефти/газа, давление, температура и другие скважинные условия.

В некоторых случаях, может быть желательным получать дополнительные данные из ствола скважины после того, как бурение завершено. В таких случаях, скважинное буровое оборудование может быть снабжено системами оценки параметров скважины, приспособленными для накопления данных исследования в скважинах. В качестве альтернативы, скважинное буровое оборудование может быть вынуто, а отдельное оборудование оценки параметров скважины, такое как оборудование с проводной линией связи, со скользящей муфтой, опробования пласта, спускаемое на бурильной колонне, или гибкие насосно-компрессорные трубы, может быть опущено в скважину для выполнения дополнительного тестирования, отбора проб и/или измерения.

Оборудование оценки параметров скважины может быть оснащено системами связи, приспособленными для передачи сигналов, таких как команды, мощность и информация, между скважинным узлом, размещенным в скважинном оборудовании, и поверхностным узлом. Системы связи в буровом оборудовании могут включать в себя, например, системы с генерированием импульсов в столбе бурового раствора, которые манипулируют потоком бурового раствора через скважинное буровое оборудование для создания импульсов давления. Одна из таких систем генерирования импульсов в столбе бурового раствора раскрыта в патенте США № 5517464 и принадлежит заявителю настоящего изобретения. Другие системы связи, такие как использующие в качестве проводов буровую колонну, электромагнитные, акустические или другие телеметрические системы, также могут быть предусмотрены. Скважинное оборудование с проводной линией связи типично поддерживает связь через бронированный проводной кабель, используемый в качестве транспортера для оборудования с проводной линией связи.

В некоторых случаях, к примеру, когда система связи является неудовлетворяющей требованиям, неработающей или отсоединенной, к примеру, во время регистрации в режиме накопителя, данные накапливаются и сохраняются в узле памяти в пределах скважинного оборудования для более поздней выборки. В качестве примера, некоторое оборудование с проводной линией связи применяется в стволе скважины без соединения проводной линии связи между поверхностной системой и скважинным оборудованием. Использование проводной линии связи может быть слишком рискованным для использования или слишком дорогостоящим для оправдания издержек. Кабель проводной линии связи может быть отсоединен, а скважинный зонд приведен в действие с использованием автономного источника энергии (обычно, аккумуляторов) и узлов памяти данных (памяти данных и схемы для передачи по шине данных от датчиков). Такое оборудование приводится в действие на поверхности, затем опускается в ствол скважины посредством транспортера, либо сбрасывается или закачивается вниз по стволу скважины. Оборудование может перемещаться по многочисленным глубинным интервалам или оно может быть оставлено на постоянной глубине в скважине. Независимо, оборудование будет записывать данные о скважине и сохранять данные в памяти для сбора оператором в некоторый будущий момент времени, к примеру, когда оборудование возвратится на поверхность. Во время этого типа регистрации в «режиме накопителя», оператор типично не имеет связи с оборудованием, чтобы удостовериться, что оборудование работает надлежащим образом на всем протяжении функционирования, чтобы включить или выключить оборудование, чтобы изменить тип данных, накапливаемых оборудованием, или чтобы изменить частоту, с которой накапливаются данные. Данные, накопленные во время регистрации в режиме накопителя, типично извлекаются посредством установления (или восстановления) проводной или гидроимпульсной линии связи между скважинным оборудованием и поверхностью, или посредством извлечения оборудования на поверхность и выгрузки информации из узла памяти.

Технологии беспроводной связи, такие как электромагнитные (или эл. маг.) телеметрические системы, были использованы в скважинном буровом оборудовании. Такие системы включают в себя скважинный электромагнитный узел связи, который создает электромагнитное поле, пригодное для отправки сигнала в удаленный поверхностный электромагнитной узел связи. Примеры скважинного электромагнитного узла связи раскрыты в патентах США №5642051 и 5396232, оба из которых принадлежат заявителю настоящего изобретения. Современные скважинные электромагнитные узлы связи использовались при традиционных буровых работах MWD-типа.

Усовершенствования, такие как использование передатчиков и зазоров, были реализованы в существующем скважинном оборудовании для улучшения эксплуатационных качеств электромагнитных систем в скважинных применениях. Зазор, или непроводящая вставка, расположен между прилегающими секциями буровой колонны для усиления электромагнитного поля и обеспечения улучшенного сигнала. Примеры зазора, используемого в скважинном электромагнитном узле связи, описаны в патенте США № 5396232, принадлежащем заявителю настоящего изобретения, и патенте США № 2400170, принадлежащем Сильверману.

Системы связи типично расположены в скважинном оборудовании и используются для передачи информации, накопленной скважинным оборудованием, в поверхностный узел для анализа. Скважинное оборудование часто используется для выполнения оценки параметров продуктивного пласта, чтобы накапливать информацию о подземных пластах. Скважинное оборудование снабжено компонентами, допускающими измерение параметров продуктивного пласта, таких как давление, температура, проницаемость, пористость, плотность, вязкость, удельное сопротивление и так далее. Эта накопленная информация передается на поверхность с использованием систем связи.

Удельное сопротивление продуктивного пласта является одним из таких параметров продуктивного пласта, накапливаемым во время скважинной оценки параметров продуктивного пласта. Удельное сопротивление является важным параметром для постижения и повышения производительности пластового резервуара. Это происходит в значительной степени из-за того правила, что вода проводит электричество, а углеводороды - нет. Если электрическое удельное сопротивление пласта и его пористость известны, может быть произведена оценка флюида в поровых пространствах. Пример технологии, описывающий измерение удельного сопротивления, предоставлен в патенте США № 6188222.

Несмотря на усовершенствования в связи и оценке параметров продуктивного пласта, остается потребность в предоставлении низкозатратных и эффективных альтернатив существующим технологиям. Желательно, чтобы такие технологии устраняли потребность в дублированных устройствах и/или операциях для выполнения телеметрии и операций оценки параметров продуктивного пласта. Кроме того, желательно, чтобы такие технологии уменьшали затраты и трудности, ассоциативно связанные с существующим оборудованием измерения удельного сопротивления и электромагнитной телеметрии. Следовательно, желательно предоставить технологии, которые обеспечивают возможность измерять по меньшей мере один параметр подземного пласта при прохождении электромагнитных сигналов через пласт, с использованием электромагнитной телеметрической системы.

Сущность изобретения

В по меньшей мере одном аспекте настоящее изобретение относится к системе оценки параметров продуктивного пласта для подземного пласта, пробуренного стволом скважины. Система оценки параметров продуктивного пласта оснащена скважинным оборудованием и датчиком. Скважинное оборудование выполнено с возможностью установки в стволе скважины. Скважинное оборудование содержит скважинный электромагнитный узел для связи с поверхностным электромагнитным узлом. Датчик определяет по меньшей мере один параметр скважины по электромагнитному сигналу. Скважинное оборудование и поверхностный электромагнитный узел выполнены с возможностью пересылки электромагнитных сигналов между ними. Электромагнитные сигналы проходят через земной пласт, в силу чего, датчик определяет по меньшей мере один параметр скважины по электромагнитному сигналу.

В одном из вариантов, скважинный электромагнитный узел системы оценки параметров продуктивного пласта оснащен антенной, схемой управления и процессором. Схема управления подключена с возможностью взаимодействия к антенне для направления сигналов на антенну, в силу чего, электромагнитное поле вырабатывается и модулируется для передачи сигналов в поверхностный электромагнитный узел. Процессор подключен с возможностью взаимодействия к схеме управления.

В еще одном варианте, датчик системы оценки параметров продуктивного пласта определяет информационный сигнал, указывающий на по меньшей мере один параметр, и при этом процессор вызывает направление информационного сигнала в схему управления для передачи в поверхностный электромагнитный узел.

Антенна может быть сконструирована несколькими разными способами, типично использующими потенциальную возможность электрического напряжения создавать электромагнитные сигналы. Например, в одном из вариантов, антенна включает в себя по меньшей мере два проводящих элемента и изолирующий элемент, электрически изолирующий два проводящих элемента. Управляющая схема подключена с возможностью взаимодействия к по меньшей мере одному из проводящих элементов для направления сигналов по меньшей мере в один проводящий элемент. В еще одном варианте, антенна включает в себя катушку для создания электромагнитных сигналов через индуктивную связь.

В еще одном варианте, сигналы, направленные на антенну схемой управления, включают в себя несущую, обладающую относительно низкой частотой, являющейся пригодной для приема поверхностным электромагнитным узлом.

В еще одном другом варианте, датчик является скважинным датчиком, а сигнал измерения наложен на сигнал несущей, так что скважинный датчик может детектировать сигнал измерения в присутствии сигнала несущей. Это может выполняться разными способами. Например, сигнал измерения может передаваться на более высокой частоте, чем сигнал несущей. В еще одном варианте, детектирование сигнала измерения производится посредством измерения разности между двумя сигналами; при этом первым сигналом является сигнал измерения, наложенный на сигнал несущей; и при этом упомянутый второй сигнал является аппроксимацией упомянутого сигнала несущей.

В еще одном другом варианте, процессор периодически направляет сигналы в схему управления для передачи на антенну. Датчик накапливает данные, чтобы вырабатывать информационный сигнал в одном периоде, и передает информационный сигнал в процессор для передачи в схему управления в последующем периоде.

Датчик может определять параметр продуктивного пласта различными способами. Например, в одном из вариантов, датчик отслеживает свойства электромагнитного сигнала, чтобы определять по меньшей мере один параметр подземного пласта по электромагнитному сигналу. В еще одном варианте, датчик отслеживает свойства схемы управления, чтобы определять по меньшей мере один параметр подземного пласта по электромагнитному сигналу. Датчик может либо составлять единое целое с управляющими логическими схемами или быть отделенным от управляющих логических схем. Датчик может быть размещен в забое скважины или на поверхности. Когда датчик находится в забое скважины, датчик может размещаться прилегающим к скважинному электромагнитному узлу и связываться с ним или может быть отделен от скважинного электромагнитного узла, и размещаться удаленно от скважинного электромагнитного узла.

В еще одном варианте, система оценки параметров продуктивного пласта оснащена вторым скважинным оборудованием, размещенным удаленно от скважинного оборудования. Датчик может быть размещенным на втором скважинном оборудовании, размещенном в пределах подземного пласта, связанного с поверхностным электромагнитным узлом, размещенным ниже скважинного электромагнитного узла или размещенным в пределах оборудования низа бурильной колонны у бурильной колонны и их сочетаниях.

По меньше мере один параметр, определяемый датчиком, может быть многообразием разных измерений, таких как удельное сопротивление, давление, температура, проницаемость, пористость, плотность или вязкость.

Настоящее изобретение также относится к способу оценки параметров подземного пласта, пробуренного стволом скважины. В способе скважинное оборудование расположено в стволе скважины, а электромагнитный сигнал пересылается между скважинный электромагнитным узлом скважинного оборудования и поверхностным электромагнитным узлом. Электромагнитные сигналы проходят через подземный пласт. Затем по меньшей мере один параметр скважины (например, измерение удельного сопротивления) определяется по электромагнитному сигналу.

В одном из вариантов, электромагнитный сигнал кодируется данными, указывающими на параметр подземного пласта.

По меньшей мере один параметр может определяться в многообразии разных способов. Например, по меньшей мере один параметр может быть определен посредством отслеживания схемы управления скважинного электромагнитного узла. В еще одном варианте, по меньшей мере один параметр может быть определен посредством отслеживания физических свойств электромагнитного сигнала, таких как сила тока или напряжение электромагнитного сигнала.

В еще одном варианте, высокочастотный сигнал может быть наложен поверх сигнала низкочастотной несущей для формирования электромагнитного сигнала.

В еще одном другом варианте, настоящее изобретение относится к способу оценки параметров подземного пласта, содержащего ствол скважины, пробуренный сквозь подземный пласт. Способ включает в себя помещение скважинного оборудования в ствол скважины, передачу первого кодированного электромагнитного телеметрического сигнала через подземный пласт между скважинным оборудованием и поверхностным узлом, расчет параметра скважины по первому кодированному электромагнитному телеметрическому сигналу, кодирование по меньшей мере одного последующего электромагнитного телеметрического сигнала данными, коррелированными с рассчитанным параметром на скважине, передачу по меньшей мере одного последующего электромагнитного кодированного телеметрического сигнала через подземный пласт между скважинным оборудованием и поверхностным узлом, прием второго электромагнитного телеметрического сигнала поверхностным электромагнитным узлом и определение параметра скважины по меньшей мере по одному последующему электромагнитному телеметрическому сигналу.

Краткое описание чертежей

С тем чтобы вышеперечисленные признаки и преимущества настоящего изобретения могли быть поняты в деталях, более конкретное описание изобретения, кратко обобщенного выше, может быть получено посредством ссылки на варианты его осуществления, которые проиллюстрированы на прилагаемых чертежах. Должно быть отмечено, однако, что прилагаемые чертежи иллюстрируют только типичные варианты осуществления этого изобретения, а потому не должны рассматриваться как ограничивающие его объем ввиду того, что изобретение может допускать другие в равной степени результативные варианты осуществления.

Фиг.1А - схематичная иллюстрация электромагнитной системы для скважинного бурового оборудования, свешивающегося с буровой установки и расположенного в стволе скважины;

фиг.1B - схематичная иллюстрация электромагнитной системы для скважинного оборудования с проводной линией связи, свешивающегося с буровой установки и расположенного в стволе скважины;

фиг.1С - схематичная иллюстрация электромагнитной системы по фиг.1А, снабженной индуктивной связью;

фиг.1D - схематичная иллюстрация электромагнитной системы по фиг.1B, снабженной индуктивной связью;

фиг.2 - структурная схема электроники для электромагнитной системы по фиг.1А-D; и

фиг.3 - логическая схема последовательности операций способа, иллюстрирующая примерные операции электромагнитной системы по фиг.1А-D.

Подробное описание изобретения

Предпочтительные в настоящее время варианты осуществления изобретения показаны на идентифицированных выше чертежах и подробно описаны ниже. При описании предпочтительных вариантов осуществления, сходные или идентичные номера ссылок используются для идентификации общих или подобных элементов. Фигуры не обязательно должны изображаться в масштабе, а некоторые признаки или некоторые представления фигур могут быть показаны увеличенными по масштабу или схематичными, в интересах ясности и краткости.

Фиг.1А и 1В объединяются для иллюстрации системы 9 пластового резервуара для оценки параметров по меньшей мере одного подземного пласта. Фиг.1А изображает первую электромагнитную систему 10, используемую во взаимодействии со скважинным буровым оборудованием 12, а фиг.1В изображает вторую электромагнитную систему 10а, используемую во взаимодействии со скважинным оборудованием 12а с проводной линией связи. Первая электромагнитная система 10 расположена на некотором расстоянии от второй электромагнитной системы 10а. Первая и вторая электромагнитные системы 10 и 10а могут функционировать раздельно или вместе для получения пристволовых параметров скважины, параметров пластового резервуара или других параметров скважины. Несмотря на то что система 9 пластового резервуара изображена как содержащая две разные электромагнитные системы 10 и 10а, могут использоваться одна или более подобных или отличных электромагнитных систем.

Со ссылкой на фиг.1А, первая электромагнитная система 10 оснащена скважинным буровым оборудованием 12, содержащим скважинный электромагнитный узел 18. Скважинное буровое оборудование 12 свешивается с первой буровой установки 11 и в первый ствол 14 скважины.

Скважинное буровое оборудование 12 приспособлено для бурения первого ствола 14 скважины. Скважинное буровое оборудование 12 подключено с возможностью взаимодействия к первой буровой установке через бурильную колонну 20 и включает в себя буровую коронку 16 на нижнем ее конце. Буровая колонна 20 включает в себя большое количество воротников 21 бура, соединенных для формирования буровой колонны 20. Два таких соседних воротника 26 и 27 бура (другие воротники бура показаны на фиг.1А как 21) вмещают скважинный электромагнитный узел 18. Различные компоненты, такие как датчики 19 (а именно давления, температуры, электрического тока, напряжения и других параметров), узел 28 питания, узел 25 памяти, скважинный электромагнитный узел 18, а также другие компоненты, расположены в одном или более воротниках 21 бура и дают возможность скважинному буровому оборудованию 12 выполнять различные скважинные операции.

Скважинный электромагнитный узел 18 присоединен с возможностью взаимодействия, предпочтительно, через беспроводную линию связи, к первому поверхностному электромагнитному узлу 22 для пересылки сигналов между ними через линию связи 30. Первый поверхностный электромагнитный узел 22 может включать в себя один или более поверхностных приемников (не показаны) для минимизации воздействий поверхностных электрических шумов.

Скважинное буровое оборудование 12, по выбору, может быть оснащено телеметрическими системами с генерацией импульсов в столбе бурового раствора, проводным соединением по буровой колонне или другими для передачи между поверхностью и скважинным буровым оборудованием 12. Скважинное буровое оборудование 12 также может быть оснащено модулем 25 памяти в скважинном буровом оборудовании 12 для хранения данных. Эти данные могут выборочно подвергаться доступу и передаваться на поверхность, и/или извлекаться из модуля 25 памяти посредством выемки скважинного бурового оборудования 12 на поверхность.

Скважинный электромагнитный узел 18 может использоваться для формирования электромагнитного поля F, принимаемого первым поверхностным электромагнитным узлом 22. Электромагнитное поле способно к беспроводной передаче данных, накопленных скважинным электромагнитным узлом 18, в первый поверхностный электромагнитный узел 22. В качестве примера, скважинный электромагнитный узел 18 может использоваться для передачи данных на поверхность, когда скважинное буровое оборудование 12 продолжает выполнять регистрацию в режиме накопления. Первый поверхностный электромагнитный узел 22 тоже способен к формированию электромагнитного поля, принимаемого скважинным электромагнитным узлом 18 связи. Первый поверхностный электромагнитный узел 22 также может быть выполнен с возможностью отправки сигналов, принимаемых скважинным электромагнитным узлом 18.

Фиг.1В изображает вторую электромагнитную систему 10а. Вторая электромагнитная система 10а оснащена скважинным оборудованием 12а с проводной линией связи, размещенным во втором стволе 14а скважины для выполнения различных операций оценки параметров продуктивного пласта, таких как тестирование и отбор проб. Второй ствол 14а скважины предусмотрен удаленно от первого ствола 14 скважины, из условия, чтобы стволы 14 и 14а скважин были раздельными и размещенными порознь, на некотором расстоянии.

Скважинное оборудование 12а с проводной линией связи может включать в себя различные компоненты, такие как источник питания, отборные камеры, гидроагрегаты, зонды, пакеры, якоря или другие устройства, такие как описанные в патентах США № 4936139 и 4860581, принадлежащих заявителю настоящего изобретения. Такие компоненты могут включать в себя датчики 19а, выполненные с возможностью воспринимать различные измерения (а именно параметров давления, температуры, электрического тока, напряжения и других), модуль 28а источника питания, модуль 25а памяти и телеметрические модули 26а и 27а.

Скважинное оборудование 12а с проводной линией связи свешивается во второй ствол 14а скважины посредством кабеля 24 проводной линии связи со второй буровой установки 11а. Скважинное оборудование 12а с проводной линией связи, по выбору, может быть опущено до выбранных глубин во втором стволе 14а скважины посредством разных транспортеров, таких как скользящая муфта, бурильная колонна, гибкая насосно-компрессорная труба, или других известных технологий. Такие соединители могут быть проводными, из условия, чтобы сигналы могли проходить между поверхностью и скважинным оборудованием 12а с проводной линией связи для выполнения различных операций и передачи данных. Соединитель может быть избирательно выведен из работы, разомкнут или повторно присоединен, как будет понятно специалистам в данной области техники.

Данные, накопленные скважинным оборудованием 12а с проводной линией связи, могут быть извлечены из модуля 25а памяти после извлечения скважинного оборудования 12а с проводной линией связи на поверхность, или посредством передачи через кабель 24 проводной линии связи, для более позднего использования. В случаях, когда соединитель отключен, выведен из работы или неспособен к передаче данных на поверхность, скважинное оборудование 12а проводной линии связи сохраняет такие данные в модуле 25а памяти в скважинном оборудовании 12а с проводной линией связи.

Данные могут передаваться на поверхность через скважинный электромагнитный узел 18а, расположенный в телеметрических модулях 26а и 27а. Скважинный электромагнитный узел 18а может использоваться для формирования электромагнитного поля Fa, принимаемого вторым поверхностным электромагнитным узлом 22а через линию связи 30а.

Дополнительная линия 30b связи может быть предусмотрена для оперативного соединения первой и второй электромагнитных систем 10 и 10а. Электромагнитное поле Fa пригодно для беспроводной передачи данных, накопленных в модуле 25а памяти, во второй поверхностный электромагнитный узел 22а. Каждые из скважинных электромагнитных узлов 18 и 18а, а также поверхностных электромагнитных узлов 22 и 22а могут поддерживать двунаправленную связь друг с другом. Так, например, скважинный электромагнитный узел 18 связи может поддерживать двунаправленную связь со скважинным электромагнитным узлом 1а связи, а также поверхностными электромагнитными узлами 22 и 22а связи. Может использоваться любое количество линий связи, телеметрических узлов, поверхностных узлов и оборудования.

Скважинные электромагнитные узлы 18 и 18а связи оснащены соответственными антеннами 32 и 32а, посредством которых пересылаются, то есть отправляются или принимаются, электромагнитные волны. В одном из предпочтительных вариантов осуществления, изображенном на фиг.1А и 1В, антенны включают в себя по меньшей мере два проводящих элемента, таких как воротники 26 и 27 бура, и телеметрические модули 26а и 27а. Изолирующие элементы 34 и 34а электрически изолируют воротники 26 и 27 бура и телеметрические модули 26а и 27а.

При использовании, воротники 26 и 27 бура типично обладают противоположной полярностью, с изоляционными элементами 34 или 34а, формирующими зазоры 36 или 36а между ними. Зазор 36 типично встроен в оправку между верхним и нижним воротниками бура. Подобным образом, телеметрические модули 26а и 27а типично обладают противоположной полярностью, с изоляционным элементом 34а, формирующим зазор 36а между ними. Воротник зазора используется для увеличения сопротивления, сформированного электромагнитными системами 10 и 10а, посредством большего расстояния, и/или для улучшения электрического соединения между воротниками бура. Примеры технологий для конструирования воротников 26 и 27 бура, а также телеметрических модулей 26а и 27а, описаны подробно в находящейся в процессе одновременного рассмотрения заявке на выдачу патента США № 10/707970, все содержание которой, таким образом, включено в материалы настоящей заявки посредством ссылки.

Возвращаясь к фиг.1А, увидим, что система 9 пластового резервуара также оснащена одним или более датчиков 40 и 42, расположенными в различных местоположениях вокруг скважины. Датчики 40 и 42 могут быть приемопередатчиками электромагнитного сигнала для пересылки электромагнитных сигналов скважинным электромагнитным узлом 18 и первым поверхностным электромагнитным узлом 22. Подобные датчики могут быть предусмотрены во второй электромагнитной системе 10а для использования со скважинным электромагнитным узлом 18а и вторым поверхностным электромагнитным узлом 22а. Различные датчики могут быть расположены вокруг системы пластового резервуара. Дополнительные датчики могут использоваться для измерения многообразия параметров скважины или пластового резервуара (поверхностных или скважинных), таких как давление в стволе скважины, пластовое давление, температура, удельное сопротивление и так далее.

Фиг.1С и 1D содействуют иллюстрации еще одной конфигурации системы 9 пластового резервуара для оценки параметров по меньшей мере одного подземного пласта. Система 9а пластового резервуара сконструирована и функционирует подобно системе 9 пластового резервуара, за исключением того, что системе 9а пластового резервуара содержит первую и вторую электромагнитные системы 10с и 10d соответственно. Первая электромагнитная система 10с содержит электромагнитный узел 18, который использует антенны, содержащие катушки 44 для создания электромагнитных сигналов посредством индуктивной связи, вместо антенны 32, изолирующего элемента 34 и зазора 36 по фиг.1А. Вторая электромагнитная система 10d содержит электромагнитный узел 18а, который использует антенны, содержащие катушки 44 для создания электромагнитных сигналов посредством индуктивной связи, вместо антенны 32а, изолирующего элемента 34а и зазора 36а по фиг.1В.

Фиг.2 - структурная электрическая схема, изображающая связь между поверхностным и скважинным электромагнитными узлами 22 и 18 по фиг.1А. Поверхностный и скважинный электромагнитные узлы 22а и 18а связи сконструированы подобным образом и не будут отдельно описываться в материалах настоящей заявки в целях краткости.

Линия 30 связи установлена между поверхностным электромагнитным узлом 22 связи и скважинным электромагнитным узлом 18 связи. Как показано на фиг.1А, эта линия связи является беспроводной линией связи, проходящей через землю. Данные, собранные посредством одного или более датчиков 19, сохраняются в памяти 25. Датчики 19 и/или память 25 могут быть объединены со скважинным электромагнитным узлом 18 связи или отделены от него. Данные обрабатываются посредством процессора 212 и передаются на поверхность через схему 210 управления, которая предпочтительно включает в себя приемопередатчик. Схема 210 управления также выполнена с возможностью передачи сигналов в поверхностный электромагнитный узел 22 связи и приема сигналов из него.

Поверхностный электромагнитный узел 22 связи включает в себя схему 202 управления, процессор 204 и регистратор 208. Схема 202 управления принимает сигналы из и передает сигналы в скважинный электромагнитный узел 18 связи. Скважинные данные принимаются схемой 202 управления и отправляются в программируемый процессор 204 для обработки. Данные затем записываются в регистраторе 208 после признания приемлемыми. Синхронизированный тактовый генератор по выбору может быть подключен к поверхностному и/или скважинному электромагнитному узлам 22 и 18 связи для синхронизации электромагнитной системы 10.

Линия 30 связи предпочтительно образована электромагнитным полем F, вырабатываемым поверхностным электромагнитным узлом 22 связи и/или скважинным электромагнитным узлом 18 связи. Поле F предпочтительно используется в качестве беспроводного соединения для прохождения сигналов между поверхностным и скважинным электромагнитными узлами 22 и 18.

Со ссылкой на фиг.3, в материалах настоящей заявки показана логическая схема последовательности операций способа, обобщающая работу электромагнитных систем 10 и/или 10а. Схема последовательности операций способа описывает работу, когда измерительный параметр определяется в качестве сигнала, пересылаемого из скважинных электромагнитных узлов 18 и/или 18а в поверхностный узел 22 и/или 22а. Будет принято во внимание, что такая же технология может использоваться для определения измерительного параметра в качестве сигнала, который пересылается из поверхностного узла 22 и/или 22а в скважинные электромагнитные узлы 18 и/или 18а. По меньшей мере один электромагнитный сигнал может пересылаться между скважинным(и) электромагнитным(и) узлом(ами) и поверхностным(и) узлом(ами). Такой же сигнал(ы) может использоваться в качестве измерения для получения скважинного параметра и в качестве сигнала передачи для передачи данных. В качестве альтернативы, один или более независимых сигналов могут использоваться для измерения и/или передачи. Подобные технологии могут использоваться для электромагнитных систем 10с и 10d по фиг.1С и 1D.

В одном из примеров, на первом этапе 300, процессор 213 скважинных электромагнитных узлов 18 или 18а связи собирает скважинные данные, которые должны передаваться в поверхностные электромагнитные узлы 22 или 22а связи. Процессор 212 заставляет скважинные данные кодироваться 302 для передачи в поверхностные электромагнитные узлы 22 или 22а связи. Как только скважинные данные закодированы, процессор 212 побуждает схему 210 управления формировать 304 кодированные электромагнитные сигналы и передавать 306 кодированные электромагнитные сигналы в поверхностные электромагнитные узлы 22 или 22а связи.

Затем, процессор 212 получает данные с датчиков 19 или 19а, чтобы определить информацию, указывающую на удельное сопротивление пласта, на этапе 308. Затем процессор 312 может рассчитать удельное сопротивление пласта по данным. Рассчитанное удельное сопротивление пласта, наряду с другими скважинными данными, которые могут быть отправлены в скважинные электромагнитные узлы 18 или 18а связи, могут быть закодированы на этапе 310. В качестве альтернативы, процессор 212 может кодировать необработанные данные, указывающие на удельное сопротивление пласта, наряду с другими скважинными данными, которые могут быть отправлены в скважинные электромагнитные узлы 18 или 18а связи, на этапе 310. Затем процессор 212 переходит на этап 304, где электромагнитный сигнал формируется закодированными данными, которые должны передаваться в поверхностные электромагнитные узлы 22 или 22а связи.

Также, на фиг.3 показаны две отдельные последовательности операций получения по меньшей мере одного параметра, например, удельного сопротивления пласта в соответствии с настоящим изобретением. Несмотря на то что следующие последовательности операций будут описаны с использованием примера определения удельного сопротивления пласта, такие последовательности операций равным образом применимы к определению других параметров продуктивного пласта. На этапе 320, схема 202 управления поверхностного электромагнитного узла 22 или 22а связи принимает кодированный электромагнитный сигнал на поверхности. Процессор 204, затем, может перейти либо на этап 322, либо на этап 324. На этапе 322, процессор 204 оценивает параметры кодированного электромагнитного сигнала, которые должны быть выведены, или, например, рассчитывает удельное сопротивление пласта с использованием равенства 1.1, обсужденного выше. Как только удельное сопротивление пласта рассчитано, процессор 204 переходит к этапу 326, где усредненное удельное сопротивление пласта принимается и записывается. В качестве альтернативы, процессор 204 может направляться на этап 324, где кодированный электромагнитный сигнал демодулируется (или декодируется). Затем, процессор 204 переходит к этапу 328, где извлекаются данные измерения удельного сопротивления. Как только данные измерения удельного сопротивления пласта извлечены, процессор 204 переходит к этапу 326, где данные измерения удельного сопротивления принимаются и записываются.

Различные этапы, которые изображены на фиг.3, могут выполняться в разные моменты времени. Например, этап 306 передачи сигнала может выполняться одновременно с другими этапами, такими как этап 308 привлечения вывода по меньшей мере одного параметра продуктивного пласта.

По меньшей мере один параметр подземного пласта определяется по электромагнитному сигналу(ам), пересылаемому между поверхностными электромагнитными узлами 22 и 22а, скважинными электромагнитными узлами 18 и 18а и их сочетаниями. Параметр может быть любым типом параметра, способного быть определенным из электромагнитного сигнала(ов). Например, параметром может быть давление, температура, проницаемость, пористость, плотность, вязкость, удельное сопротивление или другие измерения.

По меньшей мере один параметр может быть охарактеризован как «пристволовой параметр скважины», или «параметр пластового резервуара» для подземных пластов. Пристволовой параметр скважины указывает ссылкой на измерения, полученные благодаря (1) электромагнитным сигналам, пересылаемым между одним из скважинных электромагнитных узлов 18 или 18а и одним из поверхностных электромагнитных узлов 22 или 22а, расположенных по соседству со стволом 14 или 14а скважины, в котором размещены скважинные электромагнитные узлы 18 или 18а, либо полученные благодаря (2) отслеживанию свойств сформированных электромагнитных сигналов. Примерами пристволовых параметров скважины являются удельное сопротивление пласта, указанное ссылкой ниже, или измерения удельного сопротивления скважины с большим радиусом исследования, полученные в результате отслеживания свойств сформированных электромагнитных сигналов.

Параметр пластового резервуара указывает ссылкой на измерения, полученные в результате прохождения электромагнитных сигналов между (1) скважинными электромагнитными узлами 18 и 18а связи, или (2) из любого из скважинных электромагнитных узлов 18 или 18а связи и датчиков 40 или 42а, размещенных в пределах подземного пласта. Есть два отдельных способа получения измерения параметра, такого как измерение удельного сопротивления, из электромагнитных сигналов, пересылаемых между поверхностными электромагнитными узлами 22 и 22а, скважинными электромагнитными узлами 18 и 18а и их сочетаниями. То есть разность напряжений на GAP (зазоре) заставляет ток протекать в пласте. Изменение частоты приложенного напряжения предоставляет возможность измеренным скважинным данным передаваться на поверхность.

При некоторых упрощающих предположениях, таких как наличие однородного пласта и низкой (но ненулевой) частоты передачи, уравнение Максвелла распространения электромагнитной волны, затем, может быть сведено к простому равенству, изображающему интенсивность сигнала на поверхности. В однородном пластовом резервуаре волна тока «распространяется» вдоль бурильной колонны, а сигнал, принимаемый на антенне приемника, является пропорциональным:

где

i = электрический ток, возвращающийся к GAP на «d» (глубину или расстояние над GAP)

I = электрический ток, пропускаемый в пласт

f = частота сигнала

d = глубина или расстояние над GAP

R = среднее удельное сопротивление пласта

k = коэффициент пропорциональности

Из равенства (1.1), приведенного выше, можно видеть, что если известно распределение электрического тока по бурильной трубе или что, равносильно, распределение электрического напряжения вдоль поверхности земли, то можно рассчитать R - среднее удельное сопротивление пласта. Например, если два измерения электрического тока на расстояниях d1 и d2 и соответствующие измерения электрического тока i1 и i2 известны, то, взяв соотношение по равенству (1.1), можно получить:

Подобная формула может быть выведена с использованием измерений электрического напряжения на поверхности, полученных поверхностным электромагнитным узлом 22 или 22а. В этом случае, затухание является логарифмическим в зависимости от расстояния от стволов 14 или 14а скважин, значит могло бы потребоваться минимальное из двух измерений на двух разных расстояниях от ствола скважины.

Второй способ получения пристволового измерения удельного сопротивления скважины состоит в том, чтобы использовать один из датчиков 19 для измерения электрического тока, пропускаемого через зазор 36 или 36а, и электрического напряжения, наведенного на зазоре 36 или 36а. Отношение электрического напряжения к электрическому току является полным электрическим сопротивлением зазора 36 или 36а и будет суммой эффективных сопротивлений, действующих на ток, в то время, как он проходит через зазор 36 или 36а, а именно поверхностных эффектов на воротнике, сопротивления бурового раствора и сопротивления пласта. Эффективное сопротивление пласта будет пропорциональным удельному сопротивлению пласта.

Влияния, обусловленные полным контактным сопротивлением и удельным сопротивлением бурового раствора, могут быть удалены выполнением многочисленных измерений электрического напряжения на некотором расстоянии от зазора 36 или 36а. Датчик 19 для измерения электрического напряжения может быть либо объединенным со схемой 210 управления, либо вторичным датчиком (электродом), расположенным вдали от схемы 210 управления, к примеру, в пределах скважинного электромагнитного узла 18 ли 18а связи. Интенсивность сигнала типично является функцией того, насколько большой электрический ток подается в пласт. Насколько изменяется удельное сопротивление (электрическое сопротивление) пласта, настолько и электрический ток/сигнал. Это изменение может быть детектировано в схеме 210 управления и/или с помощью электрода, размещенного где-либо в другом месте в скважинном электромагнитном узле 18 или 18а связи.

Процессор 212 может заставлять схему 210 управления передавать первый электромагнитный кодированный сигнал в подземный пласт в целях передачи скважинной буровой информации в поверхностный электромагнитный узел 22 связи. Датчики 19 считывают информацию из передачи первого электромагнитного кодированного сигнала, а процессор 212 рассчитывает параметр подземного пласта по передаче первого кодированного электромагнитного сигнала. Затем, процессор 212 заставляет схему управления скважинного электромагнитного узла 18 связи передавать последующие вторые электромагнитные сигналы в подземный пласт.

Последующие вторые электромагнитные сигналы кодируются данными, коррелированными с информационным сигналом, указывающим на параметр подземного пласта. Второй электромагнитный сигнал принимается поверхностным электромагнитным узлом 22 связи, который декодирует второй электромагнитный сигнал, чтобы определить параметр подземного пласта по второму электромагнитному сигналу.

Желательно, чтобы электромагнитные сигналы создавались с относительно низкой частотой несущей, с тем чтобы электромагнитные сигналы могли приниматься поверхностными электромагнитными узлами 22 или 22а. Повышение частоты может уменьшить влияния, обусловленные полным контактным сопротивлением. Так, сигнал измерения, обладающий более высокой частотой (например, частотой, по меньшей мере в 2-3 раза более высокой, чем частота несущей), может накладываться на частоту несущей. Как будет обсуждено более подробно ниже, эта наложенная составляющая (сигнал измерения) передаваемого электромагнитного сигнала может быть структурирована для получения лучшего измерения параметра, например, удельного сопротивления, чем только частота несущей.

Сигнал измерения может передаваться на частоте, более высокой, чем основной сигнал несущей. Однако из-за изменения потока данных в несущей, в сигнале несущей будут иметь место высокочастотные компоненты, и такие высокочастотные компоненты могли бы затенить сигнал измерения. Схема 210 управления, создающая сигнал несущей, также могла бы иметь нелинейности, которые могли бы создавать шумы в более высокочастотных диапазонах. Известны стандартные технологии сигнальной обработки для удаления шумов из сигнала измерения. Процессор 212 или датчик 19 может быть запрограммирован или иным образом выполнен с возможностью измерения разности между двумя сигналами; при этом первый сигнал является комбинацией сигнала измерения плюс сигнал несущей; а второй сигнал является синтетической аппроксимацией сигнала несущей. Эти два сигнала могут сравниваться или вычитаться аналоговой схемой перед оцифровкой для эффективного повышения количества значащих бит, имеющихся в распоряжении для хранения сигнала измерения, после чего может использоваться стандартная сигнальная обработка для извлечения измерения из упомянутого сигнала.

В дополнение, увеличение длины зазора 36 или 36а может уменьшить влияния, обусловленные буровым раствором. В однородном пласте, оцененное значение будет соответствовать таковому у пласта, но, в то время как зазор 36 или 36а пересекает границу пласта, могут появляться артефакты в оценке. Наипростейшей технологией для определения оцененного значения является итерационное упреждающее моделирование, которое описано ниже.

Электрический ток поблизости от зазора 36 или 36а может быть точно оценен посредством решения уравнений Максвелла для области, включающей в себя зазор 36 или 36а, ствол скважины и пласт поблизости от зазора 36 или 36а. При низких частотах поле будет затухать экспоненциально при удалении от зазора 36 или 36а, так что область может быть усечена до относительно малой области, к примеру, дюжины футов или около того, вокруг зазора 36 или 36а. Если процессор 212 осведомлен об удельном сопротивлении пласта (или удельных сопротивлениях, в случае его неоднородности) и удельном сопротивлении бурового раствора, то значение полного сопротивления будет формироваться посредством решения уравнений Максвелла в такой области. При изменении удельного сопротивления пласта будет получаться другое синтетическое значение.

Процессор 212 выполняет программу для нахождения удельных сопротивлений пласта с минимизацией разницы между полным сопротивлением, полученным посредством сенсора(ов) 19, 19а, 40 или 42, и синтетическим полным сопротивлением. Может быть использована нелинейная оптимизация Левенберга-Марквардта. Алгоритм Левенберга-Марквардта описан во многих учебниках, например, в разделе 10 по Numerical Methods for Unconstrained Optimization and Nonlinear Equations, by J.E. Dennis and R.B. Schnabel, Prentice Hall Series in Computational Mathematics, 1983 (Численные методы для безусловной оптимизации и нелинейных уравнений, под редакцией Дж.Е.Денниса и Р.Б.Шнабеля, серия Prentice Hall по вычислительной математике, 1983 г.). Это изобретение, конечно, не ограничено использованием только обратным преобразованием Левенберга-Марквардта, многие другие технологии нелинейного обратного преобразования хорошо известны в данной области техники.

Подобная технология итерационного упреждающего моделирования может быть применена к измерению удельного сопротивления с большим радиусом исследования. Для неоднородных пластовых резервуаров простое выражение равенства (1.1) должно быть замещено на результат упреждающего моделирования по уравнению Максвелла. Посредством ввода свойств пластового резервуара, может быть получено синтетическое значение интенсивности поверхностного сигнала. Код нелинейной оптимизации может находить свойства пластового резервуара с минимизацией разницы в интенсивности реального сигнала от интенсивности синтетического сигнала. Многочисленность значений удельного сопротивления на всем протяжении пласта типично не получается из одиночного измерения на поверхности поверхностными электромагнитными узлами 22 или 22а связи. Для достижения этого, многочисленные измерения предпочтительно используются с помощью зазора 36 или 36а, размещенного на разных глубинах в стволе 14 или 14а скважины. Во время традиционного измерения при буровых работах, скважинный электромагнитный узел 18 типично является непрерывно передающим, в то время как он углублен в землю в забой буровой скважины.

Многочисленность поверхностных приемников также помогает в обработке необходимых сигналов и/или получении требуемого измерения(ий). Поверхностные электромагнитные узлы 22 и 22а предпочтительно используют многочисленность поверхностных приемников для минимизации влияний от поверхностных электрических шумов.

Для применений удельного сопротивления с большим радиусом исследований, могут быть подходящими некоторые упрощения в упреждающем моделировании. Например, в вертикальной буровой скважине может быть обоснованным предположение, что пластовый резервуар вокруг ствола 14 или 14а скважины является слоистым со слоями, перпендикулярными стволу 14 или 14а скважины, но с минимальными отклонениями в пределах каждого слоя. При таких условиях уравнение Максвелла может использоваться для уменьшения до скалярного частного дифференциального уравнения с одной переменной (например, можно выполнить решение для азимутальной составляющей магнитного поля). Уравнение имеет тенденцию быть очень хорошо заданным (формальное представление состоит в том, что уравнение является эллиптическим). Более того, есть способы решения, использующие в своих интересах многочисленность слоев. В результате, можно решать уравнение Максвелла в каждом слое, а затем математически «склеивать» решения вместе, чтобы получать решение для всей области. Нелинейная суперпозиция для расчета удельного сопротивления, в таком случае, также может воспользоваться технологией многослойного решения, а результатом является устойчивое матричное обратное преобразование.

Может быть желательным сконцентрировать частотную характеристику в узкий диапазон, который не колеблется при телеметрии. Типично, этот тип измерения предпочтителен для пристволовых измерений скважины. В стандартной MWD-телеметрии используется способ кодирования с тем, чтобы каждая последовательность двоичных данных 0001110001100000 и так далее соответствовала до некоторой степени отличному частотному спектру. Сложная сигнальная обработка может использоваться для извлечения исходных двоичных данных из такого частотного спектра. Такие способы могут быть более устойчивыми к ошибкам, чем использующие одну частоту для всего, что касается передачи (на самом деле это является разницей между передачей радиоволн с FM (частотной модуляцией) и AM (амплитудной модуляцией). Однако, тогда как это кодирование делает телеметрию более устойчивой к ошибкам, это может привносить сложность в получение удельного сопротивления.

Предпочтительно, величина электрического тока в конкретном диапазоне подается в процессор 212, вычисляющий удельное сопротивление. Процессор 212 сопоставляет электрическое напряжение из конкретного диапазона с величиной электрического тока, введенного в пласт. Процессор 212 может определять теоретическую величину передаваемого электрического тока, и процессор 212 может определять двоичные данные, которые он передает. Процессор 212, в таком случае, может рассчитывать величину электрического тока в каждом частотном диапазоне для передачи и использовать такое значение для сопоставления с реальной величиной электрического напряжения, являющегося передаваемым.

Устройства электромагнитной телеметрии, такие как скважинные электромагнитные узлы 18 и 18а, типично требуют большой величины электрического тока, что может быть причиной нелинейного характера изменений в зависимости от амплитуды электрического тока. Следовательно, реальная величина тока, передаваемого в конкретном диапазоне, может значительно отличаться от рассчитанной величины. Это может привносить погрешность в оценку удельного сопротивления пласта. Один из путей для избежания этой погрешности состоит в том, чтобы передавать небольшой сигнал измерения на совершенно другой частоте и накладывать эту передачу поверх телеметрических данных. Измерение электрического напряжения может производиться при наложенной частоте, а нежелательные последствия кодирования исчезают. В случае когда телеметрические данные находятся на более низкой частоте, может быть предпочтительным использовать другую или более высокую частоту (например, удвоенную или утроенную). Эта составляющая сигнала маловероятна для детектирования на поверхности, потому что, как показывает уравнение 1.1, чем выше частота, тем хуже интенсивность сигнала на поверхности.

В зависимости от ситуации, частота, используемая для телеметрических приложений, может меняться. При неглубоких измерениях есть достаточный частотный диапазон для обеспечения интенсивности сигнала и определения измерения. Однако при измерениях с большим радиусом действия или ситуациях, когда используются высокочастотные режимы, может быть необходимым использовать усложненную сигнальную обработку, к примеру, наложенные частоты сигналов, для формирования желательных измерений. Например, сигнальная обработка может использоваться для преобразования изменения спектрального состава в двоичные данные. Поверхностные электромагнитные узлы 22 и 22а связи, в таком случае, могут использовать такие двоичные данные для обращения свертки кодового выхода поверхностного измерения и предоставления поверхностного сигнала, соответствующего известному источнику.

В некоторых случаях может быть необходимым или желательным уменьшать шумы. Один из путей для улучшения измерения электрического напряжения состоит в том, чтобы получать двоичные данные и, в пределах скважинных электромагнитных узлов 18 и 18а связи, обсчитывать низкоамплитудную копию переданного сигнала. Этот низкоамплитудный сигнал может быть проходящим вдоль отдельных линий в пределах печатной платы и использоваться для «буферной обработки» измеренного сигнала. Низкоамплитудный сигнал также мог бы использоваться для аналогового детектирования или извлечения обращенной свертки из скважинного кодирования.

Два разных удельных сопротивления (с небольшим и большим радиусом исследования), выведенные по вышеприведенным технологиям, затем, могут сравниваться для построения гипотез об удельном сопротивлении пласта. Разница может быть приписана либо влияниям диаметра скважины или возможному проникновению скважинного флюида в горную породу.

В зависимости от того, как используется измерение удельного сопротивления пласта, может быть желательным получать это измерение на разных глубинах исследования в радиальном направлении от ствола скважины. Глубина измерения и разрешения удельного сопротивления пласта типично зависит от расстояния в изолирующем GAP и снижения соответственного потенциала электрического напряжения, а также некоторых других моментов. Длина оборудования MWD-телеметрии, как правило, достаточна для большинства измерений. Однако если желательно измерение с еще большим радиусом исследования, переходник детектирования второго потенциала напряжения, такой как датчик 42, может быть в дополнение размещен в BHA, предоставляя объединенному измерению возможность приспосабливаться к интересующим специфическим свойствам пласта.

Условный датчик, как используется в материалах настоящей заявки, подразумевает любое устройство, определяющее по меньшей мере один параметр подземного пласта по электромагнитному сигналу. Более точно, датчиком является любое устройство, либо (1) отслеживающее свойства электромагнитного сигнала для получения данных, указывающих на параметр, либо (2) демодулирующее электромагнитный сигнал для получения данных, указывающих на параметр. Примерами «датчиков», обсужденных в материалах настоящей заявки, являются (1) поверхностные электромагнитные узлы 22 и 22а связи, которые декодируют электромагнитный сигнал для получения данных, указывающих на параметр, (2) датчики 19, 19а, 40 и 42, которые отслеживают свойства электромагнитных сигналов, (3) скважинные электромагнитные узлы 18 и 18а связи, отслеживающие свойства электромагнитных сигналов каждого другого, и (4) датчик, иной чем датчики 19, 19а, 18 и 18а, размещенный в некотором другом местоположении на бурильной колонне или в пласте.

Из предшествующего описания будет понятно, что различные модификации и изменения могут быть произведены в предпочтительных и альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения, не отступая от его истинной сущности.

Это описание предназначено только для целей иллюстрации и не должно толковаться в ограничительном смысле. Объем этого изобретения должен определяться только языком формулы изобретения, которая следует ниже. Термин «содержащий» в формуле изобретения имеет намерением означать «включающий в себя по меньшей мере» из условия, что перечисленный в формуле изобретения список элементов является открытой группой. Любые выражения в единственном числе имеют намерением включать в себя их множественные формы, кроме специально исключенных.

Claims (34)

1. Система оценки параметров пласта для подземного пласта, пробуренного стволом скважины, содержащая
скважинное оборудование, располагаемое в стволе скважины, причем скважинное оборудование содержит скважинный электромагнитный узел для связи с поверхностным электромагнитным узлом и
датчик для определения из электромагнитного сигнала по меньшей мере одного параметра скважины,
при этом скважинное оборудование и поверхностный электромагнитный узел выполнены с возможностью прохождения электромагнитных сигналов между ними, причем электромагнитные сигналы проходят через подземный пласт, в силу чего датчик определяет по меньшей мере один параметр скважины из электромагнитного сигнала, который определяется как функция индуцированного тока по следующей формуле:

где i - электрический ток, возвращающийся к зазору на «d»;
I - электрический ток, пропускаемый в пласт;
f - частота сигнала;
d - глубина или расстояние над зазором;
R - среднее удельное сопротивление пласта;
k - коэффициент пропорциональности.

2. Система по п.1, в которой скважинный электромагнитный узел содержит
антенну, схему управления, подключенную с возможностью взаимодействия к антенне для направления электромагнитных сигналов на антенну, в силу чего электромагнитное поле вырабатывается и модулируется для передачи электромагнитных сигналов в поверхностный электромагнитный узел связи, и процессор, подключенный с возможностью взаимодействия к схеме управления.

3. Система по п.2, в которой датчик определяет информационный сигнал, указывающий на по меньшей мере один параметр скважины, при этом процессор вызывает направление информационного сигнала в схему управления для передачи в поверхностный электромагнитный узел.

4. Система по п.2, в которой антенна включает в себя по меньшей мере два проводящих элемента и изолирующий элемент, электрически изолирующий два проводящих элемента, при этом схема управления присоединена с возможностью взаимодействия к по меньшей мере одному из проводящих элементов для направления сигналов в по меньшей мере один проводящий элемент.

5. Система по п.2, в которой антенна включает в себя катушку для создания электромагнитных сигналов посредством индуктивной связи.

6. Система по п.2, в которой антенна использует потенциал электрического напряжения для создания электромагнитных сигналов.

7. Система по п.2, в которой сигналы, направленные на антенну схемой управления, включают в себя несущую, обладающую относительно низкой частотой, принимаемую поверхностным электромагнитным узлом.

8. Система по п.2, в которой процессор периодически направляет сигналы в схему управления для передачи на антенну, и в которой датчик накапливает данные для формирования информационного сигнала в одном периоде и передает информационный сигнал в процессор для передачи в схему управления в последующем периоде.

9. Система по п.1, в которой по меньшей мере один из электромагнитных сигналов является сигналом измерения, и по меньшей мере один из электромагнитных сигналов является сигналом несущей, причем сигнал измерения является наложенным на сигнал несущей, при этом датчик может детектировать сигнал измерения в присутствии сигнала несущей.

10. Система по п.8, в которой сигнал измерения передается на более высокой частоте, чем сигнал несущей.

11. Система по п.8, в которой детектирование сигнала измерения производится посредством измерения разности между двумя сигналами, при этом упомянутым первым сигналом является сигнал измерения, наложенный на сигнал несущей, при этом упомянутый второй сигнал является аппроксимацией упомянутого сигнала несущей.

12. Система по п.1, в которой по меньшей мере один из электромагнитных сигналов является сигналом измерения, и по меньшей мере один из электромагнитных сигналов является сигналом несущей, причем сигнал измерения отделен от сигнала несущей.

13. Система по п.1, в которой датчик отслеживает свойства электромагнитного сигнала, чтобы определять по электромагнитному сигналу по меньшей мере один параметр скважины.

14. Система по п.1, в которой скважинный электромагнитный узел включает в себя схему управления и в которой датчик отслеживает свойства схемы управления, чтобы по электромагнитному сигналу определять по меньшей мере один параметр скважины.

15. Система по п.14, в которой датчик объединен со схемой управления.

16. Система по п.14, в которой датчик отделен от схемы управления.

17. Система по п.1, в которой датчик расположен в забое скважины.

18. Система по п.1, в которой датчик подключен с возможностью взаимодействия к скважинному электромагнитному узлу.

19. Система по п.1, в которой датчик отделен от скважинного электромагнитного узла и размещен удаленно от него.

20. Система по п.1, дополнительно содержащая второе скважинное оборудование, размещенное удаленно от скважинного оборудования, и в которой датчик размещен на втором скважинном оборудовании.

21. Система по п.1, в которой датчик размещен в пределах подземного пласта.

22. Система по п.1, в которой датчик подключен с возможностью взаимодействия к поверхностному электромагнитному узлу.

23. Система по п.1, в которой по меньшей мере один параметр скважины включает в себя измерение удельного сопротивления.

24. Способ оценки параметров подземного пласта, пробуренного
стволом скважины, содержащий этапы, на которых
располагают скважинное оборудование в стволе скважины,
пересылают по меньшей мере один электромагнитный сигнал между скважинным электромагнитным узлом скважинного оборудования и поверхностным электромагнитным узлом, при этом электромагнитный сигнал проходит через подземный пласт и определяют по меньшей мере один параметр скважины из по меньшей мере одного электромагнитного сигнала, который определяется как функция индуцированного тока по следующей формуле:

где i - электрический ток, возвращающийся к зазору на «d»;
I - электрический ток, пропускаемый в пласт;
f - частота сигнала;
d - глубина или расстояние над зазором;
R - среднее удельное сопротивление пласта;
k - коэффициент пропорциональности.

25. Способ по п.24, дополнительно содержащий этап, на котором кодируют по меньшей мере один электромагнитный сигнал данными, указывающими на по меньшей мере один параметр скважины.

26. Способ по п.24, в котором по меньшей мере один параметр скважины включает в себя измерение удельного сопротивления.

27. Способ по п.24, в котором этап определения по меньшей мере одного параметра скважины дополнительно определяется как отслеживание схемы управления скважинного электромагнитного узла для определения по меньшей мере одного параметра скважины по меньшей мере одного электромагнитного сигнала.

28. Способ по п.27, в котором по меньшей мере один параметр скважины по меньшей мере одного электромагнитного сигнала является электрическим током.

29. Способ по п.27, в котором по меньшей мере один параметр скважины по меньшей мере одного электромагнитного сигнала является электрическим напряжением.

30. Способ по п.24, в котором этап определения и этап пересылки выполняются одновременно.

31. Способ по п.24, в котором по меньшей мере один электромагнитный сигнал пересылается из скважинного электромагнитного узла скважинного оборудования в поверхностный электромагнитный узел.

32. Способ по п.24, в котором по меньшей мере один электромагнитный сигнал пересылается из поверхностного электромагнитного узла в скважинный электромагнитный узел скважинного оборудования.

33. Способ по п.24, дополнительно содержащий этап, на котором накладывают высокочастотный сигнал поверх низкочастотного сигнала несущей, чтобы сформировать по меньшей мере один электромагнитный сигнал.

34. Способ оценки параметров подземного пласта, содержащего ствол скважины, пробуренный сквозь земной пласт, содержащий этапы, на которых
помещают скважинное оборудование в ствол скважины,
передают первый кодированный электромагнитный телеметрический сигнал через подземный пласт между скважинным оборудованием и поверхностным узлом,
рассчитывают параметр скважины по первому кодированному электромагнитному телеметрическому сигналу,
кодируют по меньшей мере один последующий электромагнитный телеметрический сигнал данными, коррелированными с рассчитанным параметром скважины,
передают по меньшей мере один последующий электромагнитный кодированный телеметрический сигнал через подземный пласт между скважинным прибором и поверхностным узлом,
принимают второй электромагнитный телеметрический сигнал поверхностным электромагнитным узлом и
определяют параметр скважины из по меньшей мере одного последующего электромагнитного телеметрического сигнала, который определяется как функция индуцированного тока по следующей формуле:

где i - электрический ток, возвращающийся к зазору на «d»;
I - электрический ток, пропускаемый в пласт;
f - частота сигнала;
d - глубина или расстояние над зазором;
R - среднее удельное сопротивление пласта;
k - коэффициент пропорциональности.

Images