RU2480583C1 - Telemetric system of bottomhole parameters monitoring - Google Patents

Telemetric system of bottomhole parameters monitoring Download PDF

Info

Publication number
RU2480583C1
RU2480583C1 RU2011137227/28A RU2011137227A RU2480583C1 RU 2480583 C1 RU2480583 C1 RU 2480583C1 RU 2011137227/28 A RU2011137227/28 A RU 2011137227/28A RU 2011137227 A RU2011137227 A RU 2011137227A RU 2480583 C1 RU2480583 C1 RU 2480583C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pipe
acoustic
bottomhole
module
signal
Prior art date
Application number
RU2011137227/28A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2011137227A (en
Inventor
Виктор Юрьевич Беляков
Евгений Васильевич Васильев
Владимир Борисович Гармаш
Дмитрий Альбертович Касьянов
Виктор Тимофеевич Фурманчук
Павел Евгеньевич Бениаминов
Original Assignee
Общество С Ограниченной Ответственностью "Нпа Вира Реалтайм"
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 Общество С Ограниченной Ответственностью "Нпа Вира Реалтайм" filed Critical Общество С Ограниченной Ответственностью "Нпа Вира Реалтайм"
Priority to RU2011137227/28A priority Critical patent/RU2480583C1/en
Priority to EA201200257A priority patent/EA021687B1/en
Publication of RU2011137227A publication Critical patent/RU2011137227A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2480583C1 publication Critical patent/RU2480583C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Selective Calling Equipment (AREA)
  • Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: telemetric system is proposed for monitoring of bottomhole parameters, using a pipe string for transfer of data with the help of an acoustic field, which comprises a surface module of reception and processing of a signal and a bottomhole module lowered into the pipe string, and the bottomhole module includes a unit of measurement of bottomhole parameters, a unit of control of a bottomhole module, a unit of an acoustic generator, a device of connection and disconnection with a pipe from the pipe string, an actuating mechanism, and also a power supply unit. The actuating mechanism is made as capable of providing a direct acoustic contact with the surface of the internal wall of the pipe by means of pressing of an element to it, which is made of a material with hardness exceeding the hardness of the pipe material, with introduction of the latter into the material of the pipe wall. The surface module of reception and signal processing is made with a function of registration of parameters of an information signal received in one or several different frequency ranges, and with a function of detection of working frequency ranges of the acoustic field by means of their selection inside frequency bands, where the level of natural and structural noise in the field of reception of the information signal on the surface is minimal relative to the level of the specified noise in other frequency bands.
EFFECT: improved efficiency of information transfer with the help of an acoustic field.
9 dwg

Description

Изобретение относится к области добычи жидких углеводородов и может быть использовано для контроля скважинных процессов.The invention relates to the field of production of liquid hydrocarbons and can be used to control well processes.

Известен целый ряд «контактных» способов контроля скважинных процессов, заключающихся в заборе проб в скважине с помощью различных устройств, например, пробоотборников, желонок, керноотборников и т.д., доставку их на поверхность и анализ различными методами - физическими, химическими, геологическими и др. (Интенберг С.С., Тахкильгов Т.Д. «Геофизические исследования в скважинах», М.: «Недра», 1990).There are a number of “contact” methods for monitoring downhole processes that involve sampling in a well using various devices, for example, samplers, baits, core sampling devices, etc., delivering them to the surface and analyzing them using various methods - physical, chemical, geological and etc. (Intenberg S.S., Takhkilgov TD "Geophysical surveys in wells", M .: "Nedra", 1990).

Основным недостатком данной группы способов является то, что измерения проводятся на поверхности в условиях, существенно отличающихся от забойных, что кардинально влияет на достоверность и точность измерений.The main disadvantage of this group of methods is that the measurements are carried out on the surface under conditions significantly different from the bottomhole, which dramatically affects the reliability and accuracy of the measurements.

Известен способ контроля скважинных процессов, реализуемый, например, приборами серии САМТ (Томское научно-производственное и внедренческое общество СИАМ). Прибор опускается в скважину на требуемую глубину, закрепляется там и производит измерения с последующей записью в оперативную память требуемых параметров в автономном режиме в течение определенного времени. Далее прибор извлекают, считывают информацию, которую в дальнейшем анализируют (Руководство по эксплуатации манометров-термометров глубинных ИЗМ 3.211.005).A known method of monitoring downhole processes, implemented, for example, by a series of SAMT devices (Tomsk Scientific and Production and Implementation Society SIAM). The device is lowered into the well to the required depth, fixed there and takes measurements, followed by recording in the memory of the required parameters in offline mode for a certain time. Next, the device is removed, information is read, which is further analyzed (Operation manual for pressure gauges-thermometers in-depth ISM 3.211.005).

Основным недостатком данного способа контроля является то, что невозможен анализ динамики измеряемых параметров в реальном времени.The main disadvantage of this control method is that it is impossible to analyze the dynamics of the measured parameters in real time.

Известен способ контроля скважинных процессов по патенту RU 2188319. Сущность способа заключается в следующем. В скважину опускают геофизический прибор. Параллельно со спуском в скважину геофизического прибора на наружной стороне устья скважины в качестве записывающей аппаратуры устанавливают высокочувствительный прибор. Записывают результаты воздействия скважинных процессов на геофизический прибор и на высокочувствительный прибор. Тарируют и идентифицируют показания высокочувствительного прибора по показаниям геофизического прибора, по которым составляют номограммы и таблицы для высокочувствительного прибора. Затем извлекают из скважины геофизический прибор, а контроль скважинных процессов ведут высокочувствительным прибором.A known method of monitoring downhole processes according to patent RU 2188319. The essence of the method is as follows. A geophysical instrument is lowered into the well. In parallel with the descent into the well of a geophysical instrument, a highly sensitive instrument is installed as recording equipment on the outside of the wellhead. The effects of downhole processes on a geophysical instrument and on a highly sensitive instrument are recorded. The readings of the highly sensitive instrument are calibrated and identified by the readings of the geophysical instrument, according to which nomograms and tables for the highly sensitive instrument are compiled. Then the geophysical instrument is removed from the well, and the well processes are monitored by a highly sensitive instrument.

Основным недостатком способа контроля скважинных процессов по патенту RU 2188319 является низкая достоверность интерпретации фиксируемых данных. Высокочувствительный прибор по патенту RU 2188319 фиксирует упругие поля. Источников упругих полей в сложной механической системе, которую представляет собой, например, эксплуатационная скважина, значительное количество. Многие из них неконтролируемые. Неоднозначность ситуации возникает, например, когда полоса акустических шумов, возникающих в фонтанной арматуре при ветровой нагрузке, совпадает с рабочей полосой высокочувствительного прибора, в которой ожидается отклик на забойные процессы.The main disadvantage of the method of monitoring downhole processes according to patent RU 2188319 is the low reliability of the interpretation of recorded data. The highly sensitive device according to patent RU 2188319 captures elastic fields. Sources of elastic fields in a complex mechanical system, which is, for example, a production well, a significant amount. Many of them are uncontrollable. An ambiguous situation arises, for example, when the band of acoustic noise arising in fountain fittings under wind load coincides with the working band of a highly sensitive instrument in which a response to downhole processes is expected.

Для передачи достоверных данных с забоя на поверхность в реальном времени необходим прогнозируемый и стационарный канал передачи данных.To transmit reliable data from the bottom to the surface in real time, a predictable and stationary data transmission channel is required.

Возможно несколько вариантов: это кабельный канал, канал, обеспечивающий акустическую связь по внутрискважинному флюиду (гидравлический канал), электромагнитный канал и канал передачи информации по элементам конструкции скважины, например, по трубам НКТ. Используется также комплексирование каналов.Several options are possible: this is a cable channel, a channel that provides acoustic communication via downhole fluid (hydraulic channel), an electromagnetic channel, and an information transmission channel for well construction elements, for example, tubing pipes. Channel aggregation is also used.

Известна забойная телеметрическая система, предназначенная для передачи забойной информации на поверхность по проводному каналу связи (Калинин А.Г. и др. «Бурение наклонных скважин», М.: «Недра», 1990). Эта забойная телеметрическая система содержит глубинный блок телеметрической системы, глубинное измерительное устройство, наземный пульт, наземное измерительное устройство, кабель связи. Наличие кабеля связи внутри труб имеет следующие основные недостатки: высокая стоимость, проблемы надежности соединений и герметизации, необходимость специального оборудования для работы с кабелем, увеличение времени спускоподъемных операций, ограничение глубины использования.Known downhole telemetry system designed to transmit downhole information to the surface via a wired communication channel (Kalinin A.G. et al. "Drilling of deviated wells", M .: "Nedra", 1990). This downhole telemetry system comprises an in-depth telemetry system unit, an in-depth measurement device, a ground control panel, a ground-based measurement device, and a communication cable. The presence of a communication cable inside the pipes has the following main disadvantages: high cost, problems in the reliability of connections and sealing, the need for special equipment for working with the cable, an increase in the time of tripping operations, and the limitation of the depth of use.

В качестве известных технических решений по передаче информации с забоя с помощью физических полей (упругих и электромагнитных), например, в области бурения скважин, можно рассмотреть известную систему измерения забойных параметров в процессе бурения (MWD) фирмы Geoservis с электромагнитным каналом связи («Технология горизонтального, наклонно направленного и кустового бурения», Обзор ВНИИ Зарубежгеология, 1991, вып.8 или известную телеметрическую систему "Забой" (Отчет ВНИИГИС, 1993) и т.д.As well-known technical solutions for the transmission of information from the bottom using physical fields (elastic and electromagnetic), for example, in the field of well drilling, we can consider the well-known system for measuring downhole parameters during drilling (MWD) by Geoservis with an electromagnetic communication channel ("Technology of horizontal , directional and cluster drilling ”, Review of All-Russian Research Institute of Zarubezhgeologiya, 1991, issue 8 or the well-known telemetry system“ Slaughter ”(Report of VNIIGIS, 1993), etc.

Общим недостатком телеметрических систем с электромагнитным каналом связи является то, что в низкоомных разрезах, например, Западной Сибири, дальность действия систем с электромагнитным каналом связи ограничена, а для очень высокоомных, например, соляных пластов, электромагнитный канал связи практически не работает, так как сигнал экранируется.A common drawback of telemetry systems with an electromagnetic communication channel is that in low-resistance sections, for example, in Western Siberia, the range of systems with an electromagnetic communication channel is limited, and for very high-resistance, for example, salt formations, the electromagnetic communication channel practically does not work, since the signal shielded.

Известны телеметрические системы с гидравлическим каналом связи, например, по SU 709807. Обычно такие системы содержат устройства, формирующие импульсы давления и наземную регистрирующую аппаратуру.Telemetry systems with a hydraulic communication channel are known, for example, according to SU 709807. Typically, such systems include devices that generate pressure pulses and ground-based recording equipment.

Общим недостатком систем, использующих гидравлический канал связи, является нестационарность этого канала, которая принципиально вызвана высоким уровнем пульсаций, возникающих при работе насосов, как буровых, так и эксплуатационных. Кроме того, данный канал не работает, если внутрискважинным флюидом является газообразная среда. Связано это с чрезвычайно низким акустическим импедансом газовых сред и высоким коэффициентом затухания в них акустического поля.A common drawback of systems using a hydraulic communication channel is the non-stationary nature of this channel, which is fundamentally caused by a high level of ripple arising from the operation of the pumps, both drilling and operational. In addition, this channel does not work if the downhole fluid is a gaseous medium. This is due to the extremely low acoustic impedance of gaseous media and the high attenuation coefficient of the acoustic field in them.

Известны телеметрические системы передачи забойных параметров, где каналы, электромагнитный и гидравлический, комплексируются, например, по патенту RU 2194161. Однако данные системы не свободны от недостатков, свойственных этим каналам передачи данных в отдельности.Known telemetry systems for transmitting downhole parameters, where the channels, electromagnetic and hydraulic, are integrated, for example, according to patent RU 2194161. However, these systems are not free from the disadvantages inherent in these data channels separately.

Перспективным каналом связи для телеметрических систем считается канал передачи информации по элементам конструкции скважины, например, по трубам НКТ. Канал, состоящий из свернутых на резьбе (с помощью муфт) труб, представляет собой сложную дисперсионно-диссипативную структуру, по которой могут распространяться несколько типов волн (продольные, изгибные и крутильные колебания) (Drumheller D. Acoustical properties of drill strings, J. Acoust. Soc. Am., 1989, V.85 (3); Drumheller D., Knudsen S. The propagation of sound waves in drill strings, J. Acoust. Soc. Am., V.97 (4).A promising communication channel for telemetry systems is considered to be a channel for transmitting information on well design elements, for example, through tubing. A channel consisting of pipes rolled onto a thread (using couplings) is a complex dispersion-dissipative structure through which several types of waves can propagate (longitudinal, bending, and torsional vibrations) (Drumheller D. Acoustical properties of drill strings, J. Acoust Soc. Am., 1989, V. 85 (3); Drumheller D., Knudsen S. The propagation of sound waves in drill strings, J. Acoust. Soc. Am., V. 97 (4).

Известны технические решения, в которых для передачи данных с забоя на поверхность используется эксплуатационная (НКТ) труба. Например, технические решения по патентам US 4293936, US 4562559, US 5477505, US 7257050 и др. Эти технические решения включают скважинный блок, содержащий акустический генератор, контроллер, систему датчиков для измерения требуемых параметров забоя, устройство для передачи акустического сигнала в эксплуатационную колонну и наземную аппаратуру приема сигнала и его анализа.Technical solutions are known in which an operational (tubing) pipe is used to transfer data from the bottom to the surface. For example, technical solutions for patents US 4293936, US 4562559, US 5477505, US 7257050 and others. These technical solutions include a borehole unit containing an acoustic generator, a controller, a sensor system for measuring the required face parameters, a device for transmitting an acoustic signal to the production casing and ground-based equipment for signal reception and analysis.

Во всех известных технических решениях для передачи сигнала используются частотные диапазоны, определяемые теоретически как зоны пропускания у дисперсионной системы, состоящей из свинченных труб одинаковой длины. Муфты, с помощью которых свинчивается колонна, также считаются одинаковыми. Действительно, при таком предположении колонна НКТ пропускает акустический сигнал в строго определенных частотных полосах шириной 100-200 Гц.In all known technical solutions, frequency ranges are used for signal transmission, which are theoretically defined as the transmission zones of a dispersion system consisting of screwed pipes of the same length. Couplings with which the column is screwed are also considered the same. Indeed, under this assumption, the tubing string transmits an acoustic signal in strictly defined frequency bands with a width of 100-200 Hz.

Данный способ определения рабочих частот является общим недостатком технических решений, в которых используется передача информативного сигнала по эксплуатационной колонне с помощью поля упругих колебаний, приводящих к ненадежности передачи данных. Дело в том, что при сооружении эксплуатационных скважин не существует требования соблюдения эквидистантности расположения муфт в эксплуатационной колонне. Например, на Вынгапурском газовом месторождении эксплуатационные колонны содержат НКТ трубы с длинами от 7 до 10 метров. Подобный разброс длин труб НКТ приводит к тому, что колонна перестает быть системой с сильной дисперсией и становится каналом распространения акустического поля с сильным затуханием. К этому необходимо добавить, что в реальности чаще всего существуют контакты муфт с обсадной трубой, что также, в общем случае, уменьшает дисперсию и увеличивает затухание акустического поля, распространяющегося по колонне труб НКТ. Резкое отличие реальной ситуации от теоретической приводит к тому, что в эксплуатационной колонне становится возможным распространение импульсного сигнала. Для доказательства данного факта была проделана серия натурных экспериментов. На фонтанной арматуре действующей газовой скважины возбуждался акустический импульс, далее на той же фонтанной арматуре принимался акустический сигнал, отраженный от среза колонны НКТ, находящегося на забое. Приходящие импульсы идентифицировались по времени прихода, так как длина колонны НКТ известна, известны также скорости продольной и крутильной моды колебаний, распространяющихся по колонне НКТ с наименьшим затуханием.This method of determining the operating frequencies is a common drawback of technical solutions that use the transmission of an informative signal along the production string using the field of elastic vibrations leading to unreliable data transmission. The fact is that during the construction of production wells there is no requirement to observe the equidistance of the location of the couplings in the production casing. For example, production cores in the Vyngapur gas field contain tubing pipes with lengths of 7 to 10 meters. Such a spread in the length of the tubing pipes leads to the fact that the column ceases to be a system with strong dispersion and becomes a propagation channel of the acoustic field with strong attenuation. It is necessary to add to this that in reality most often there are contacts of the couplings with the casing, which also, in the general case, reduces dispersion and increases the attenuation of the acoustic field propagating along the tubing string. A sharp difference between the real situation and the theoretical one leads to the fact that in the production casing it becomes possible to propagate a pulse signal. To prove this fact, a series of field experiments was performed. An acoustic impulse was excited at the fountain fittings of an operating gas well, then an acoustic signal was received at the same fountain fittings reflected from a section of the tubing string located at the bottom. The incoming pulses were identified by the arrival time, since the length of the tubing string is known, and the longitudinal and torsional vibration modes propagating along the tubing string with the least attenuation are also known.

Далее представлены результаты одного из экспериментов, проведенных на Комсомольском газовом промысле (г.Губкинский), 1-я скважина 19-ого куста Северного купола (№119.1). Скважина оборудована фонтанной арматурой 95/8×65/8×41/2, эксплуатационная колонна свинчена из НКТ труб ⌀114×⌀100 и муфт с внешним ⌀132 (ГОСТ 633-80), длины труб находятся в диапазоне 8-10 м, общая длина колонны НКТ L ~900 м. Акустический импульсный сигнал возбуждался в области «груши» подвеса колонны НКТ с помощью «ударного молотка» тип 8208 фирмы «Брюль и Къер», принимался сигнал в той же области с помощью пьезоакселерометров типа KD-23. Сигнал возбуждался широкополосный с центральной частотой порядка 1,5 кГц. На фиг.1 и 2 представлены текущие спектры акустических сигналов, принимаемых датчиками.The following are the results of one of the experiments conducted at the Komsomolskoye gas field (Gubkinsky), the 1st well of the 19th bush of the Northern Dome (No. 119.1). The well is equipped with fountain fittings 9 5/8 × 6 5/8 × 4 1/2 , production casing is screwed from tubing ⌀114 × ⌀100 and couplings with external ⌀132 (GOST 633-80), pipe lengths are in the range of 8- 10 m, the total length of the tubing string L ~ 900 m. An acoustic pulse signal was excited in the “pear” region of the tubing string suspension using an “impact hammer” type 8208 from Bruehl & Kjерr, and a signal was received in the same area using KD piezo-accelerometers -23. The signal was excited broadband with a central frequency of the order of 1.5 kHz. Figures 1 and 2 show the current spectra of acoustic signals received by the sensors.

На фиг.1 представлен текущий спектр сигнала при возбуждении акустического поля преимущественно вертикальной поляризации при приеме сигнала той же поляризации. Четко фиксируется сигнал со временем прихода T1=2L/CI, где L - длина трубы НКТ, CI - скорость продольных колебаний в трубе. Измеренное время T1 равняется 0,36 с ± 0,01 с.Figure 1 shows the current spectrum of the signal upon excitation of an acoustic field of predominantly vertical polarization upon receipt of a signal of the same polarization. The signal is clearly fixed with the arrival time T 1 = 2L / C I , where L is the length of the tubing pipe, C I is the velocity of longitudinal vibrations in the pipe. The measured time T 1 is 0.36 s ± 0.01 s.

На фиг.2 представлен текущий спектр сигнала при возбуждении акустического поля преимущественно тангенциальной поляризации при приеме сигнала той же поляризации.Figure 2 presents the current spectrum of the signal upon excitation of the acoustic field of predominantly tangential polarization upon receipt of a signal of the same polarization.

Здесь фиксируется сигнал со временем прихода T2=2L/Ct, где L - длина трубы НКТ, Ct - скорость поперечных колебаний в трубе. Измеренное время Т2 равняется 0,52±0,01 с.Here, the signal is fixed with the arrival time T 2 = 2L / C t , where L is the length of the tubing pipe, C t is the speed of transverse vibrations in the pipe. The measured time T 2 is 0.52 ± 0.01 s.

Очевидно, что энергия сигналов достаточно равномерно распределена по спектру в области 100-3000 Гц, что свидетельствует о слабой дисперсии при распространении акустического поля в реальной эксплуатационной колонне, свинченной из труб НКТ с помощью муфт. Также результаты экспериментов показали, что реальная эксплуатационная колонна является средой с весьма сильным затуханием акустического поля. По оценкам полученных экспериментальных данных крутильная и продольная мода, в условиях неравномерного расположения муфт, имеют примерно одинаковый коэффициент затухания, в районе 45 дБ/км.Obviously, the energy of the signals is fairly evenly distributed over the spectrum in the region of 100-3000 Hz, which indicates a weak dispersion during the propagation of the acoustic field in a real production string, screwed from tubing with couplings. Also, the experimental results showed that the actual production casing is a medium with a very strong attenuation of the acoustic field. According to estimates of the obtained experimental data, the torsional and longitudinal modes, under conditions of uneven arrangement of couplings, have approximately the same attenuation coefficient, in the region of 45 dB / km.

Таким образом, в известных технических решениях по созданию телеметрических систем с использованием акустического канала связи по эксплуатационной колонне выбор частотной полосы приводит к ненадежности передачи информации. Выбранные из теоретических представлений рабочие частотные полосы могут совпасть с полосами интенсивных шумов в точках приема информативного сигнала, расположенных на элементах конструкции скважины, которые находятся на поверхности (фонтанной арматуре). Эксплуатационная скважина является сложным сооружением, обладающим значительным количеством механических резонансов, которые могут возбуждаться различными источниками: движущимся в скважине флюидом, климатическими явлениями на поверхности, процессами на забое и др. Причем шумовой «портрет» скважины уникален и заранее его предсказать нельзя.Thus, in the well-known technical solutions for the creation of telemetry systems using an acoustic communication channel over the production casing, the choice of the frequency band leads to unreliable transmission of information. The working frequency bands selected from theoretical concepts may coincide with the intense noise bands at the points of reception of the informative signal located on the structural elements of the well that are on the surface (fountain reinforcement). A production well is a complex structure with a significant amount of mechanical resonances that can be excited by various sources: fluid moving in the well, climatic phenomena on the surface, downhole processes, etc. Moreover, the noise “portrait” of a well is unique and cannot be predicted in advance.

Исследования акустических шумов в различных точках фонтанной арматуры показали, что собственные акустические шумы имеют стационарный спектр. Исследовались различные скважины с разными фонтанными арматурами. На фиг.3 и 4 в качестве примера приведены типичные спектры собственных шумов скважин, измеренные на их фонтанных арматурах. На фиг.3 представлены результаты по скважине №119.1 Комсомольского газового промысла, оборудованной фонтанной арматурой 95/8×65/8×41/2 (Венгерское производство). Показаны спектры акустических шумов, принятых датчиками вертикальной - кривая 1 и тангенциальной - кривая 2 поляризаций. На фиг.4 - по скважине №198 Вынгапурского газового промысла, которая оборудована фонтанной арматурой АФК6 - 100×120 ХЛ (Азербайджанское производство). Также показаны спектры акустических шумов, принятых датчиками вертикальной - кривая 1 и тангенциальной - кривая 2 поляризаций.Studies of acoustic noise at various points of the fountain reinforcement have shown that intrinsic acoustic noise has a stationary spectrum. Various wells with different fountain fittings were investigated. Figure 3 and 4 as an example shows typical spectra of the intrinsic noise of wells, measured on their fountain fittings. Figure 3 presents the results for well No. 119.1 of the Komsomol gas field equipped with fountain fittings 9 5/8 × 6 5/8 × 4 1/2 (Hungarian production). The spectra of acoustic noise received by the vertical sensors — curve 1 and tangential — curve 2 polarizations are shown. Figure 4 - along well No. 198 of the Vyngapur gas field, which is equipped with AFK6 fountain fittings - 100 × 120 HL (Azerbaijani production). Also shown are the spectra of acoustic noise received by the vertical sensors - curve 1 and tangential - curve 2 polarizations.

Шумы снимались на фонтанных арматурах в точках, максимально приближенных к местам подвеса труб НКТ. Вид спектра шумов (частотное распределение шума) практически не зависит от дебита, т.е. скорости движения газа в трубе, от ветровой обстановки и времени года. Таким образом, очевидно, что для любой скважины можно выбрать частотный диапазон с минимальным уровнем собственных шумов.Noises were recorded on fountain fittings at points as close as possible to the places of suspension of tubing pipes. The shape of the noise spectrum (frequency distribution of noise) is practically independent of flow rate, i.e. the speed of gas in the pipe, from the wind situation and time of year. Thus, it is obvious that for any well, it is possible to choose a frequency range with a minimum level of intrinsic noise.

Настоящее изобретение направлено на преодоление недостатков, свойственных известным техническим решениям, и создание новой телеметрической системы с использованием акустического канала связи по элементам конструкции скважины, в частности по эксплуатационной колонне.The present invention is aimed at overcoming the disadvantages inherent in the known technical solutions, and the creation of a new telemetry system using an acoustic communication channel for the structural elements of the well, in particular for the production string.

Достигаемый при этом технический результат заключается в повышении надежности и эффективности передачи информации с помощью акустического поля через эксплуатационную колонну и существенном повышении достоверности полученной информации в реальном времени. По настоящему изобретению так же достигается повышение надежности всей телеметрической системы.The technical result achieved in this case is to increase the reliability and efficiency of information transfer using the acoustic field through the production casing and to significantly increase the reliability of the received information in real time. The present invention also achieves increased reliability of the entire telemetry system.

За прототип принято техническое решение по патенту US 7257050, G01V 1/00, G01V 1/02, G01V 1/16, G01V 1/40, опубл. 09.06.2005, в котором заявляется система для передачи акустических сигналов по эксплуатационной колонне от забоя к приемнику, находящемуся на поверхности, при этом система содержит: генератор акустических волн, устройство сопряжения, механически соединенное с генератором акустических волн, при этом устройство сопряжения выполнено с возможностью соединения и рассоединения с трубой, кроме этого устройство сопряжения задает путь передачи акустического поля от генератора акустических волн в трубу при сопряжении с трубой, и контроллер сигналов, связанный с генератором акустических волн. Передача акустического сигнала происходит на продольной (компрессионной) моде колебаний в диапазоне минимизации потерь, связанных с расположением муфт.For the prototype adopted a technical solution according to the patent US 7257050, G01V 1/00, G01V 1/02, G01V 1/16, G01V 1/40, publ. 06/09/2005, which claims a system for transmitting acoustic signals through a production casing from the bottom to a receiver located on the surface, the system comprising: an acoustic wave generator, a coupling device mechanically coupled to an acoustic wave generator, and the coupling device is configured to connection and disconnection with the pipe, in addition, the interface device sets the transmission path of the acoustic field from the acoustic wave generator to the pipe when paired with the pipe, and the signal controller in associated with an acoustic wave generator. The transmission of the acoustic signal occurs in the longitudinal (compression) mode of oscillation in the range of minimizing losses associated with the location of the couplings.

Существенными недостатками прототипа являются следующие:Significant disadvantages of the prototype are the following:

- во-первых, диапазон передачи акустического сигнала выбирается исходя из предположения о том, что существуют области «прозрачности» при прохождении акустического сигнала по акустическому каналу, представляющему собой свинченные с помощью муфт НКТ трубы, чего в реальности, по крайней мере, для газовых промыслов России, не существует. Данный факт приводит к ненадежности передачи информации, так как информативный диапазон передачи может попасть на полосу интенсивных акустических шумов в точке приема.- firstly, the transmission range of the acoustic signal is selected on the basis of the assumption that there are areas of "transparency" when the acoustic signal passes through the acoustic channel, which consists of pipes screwed with tubing couplings, which in reality, at least for gas fields Russia does not exist. This fact leads to unreliable transmission of information, since the informative transmission range can fall into the band of intense acoustic noise at the receiving point.

- во-вторых, совмещение в одном устройстве функций фиксации забойной части системы на забое и функции создания акустического контакта между генератором акустических волн и внутренней поверхностью трубы приводит к ненадежности акустического контакта. Любые вибрации, возникающие в эксплуатационной колонне, могут сместить место контакта, при этом изменятся граничные условия и изменится эффективность передачи акустической энергии от акустического генератора в трубу. Кроме того, данная компоновка забойной части системы приводит к дополнительному затуханию акустического поля при прохождении им подвижных частей устройства сопряжения, что также влияет на эффективность и надежность передачи информации с помощью акустического поля.- secondly, the combination in one device of the functions of fixing the downhole part of the system at the bottom and the function of creating acoustic contact between the acoustic wave generator and the inner surface of the pipe leads to unreliability of the acoustic contact. Any vibrations arising in the production casing may displace the contact point, while the boundary conditions change and the efficiency of the transfer of acoustic energy from the acoustic generator into the pipe changes. In addition, this arrangement of the downhole part of the system leads to additional attenuation of the acoustic field when it passes through the moving parts of the interface device, which also affects the efficiency and reliability of information transfer using the acoustic field.

Указанный технический результат в настоящем изобретении достигается тем, что при развертывании телеметрической системы, содержащей наземную и забойную части, производят измерение собственных шумов скважины в точках дальнейшего размещения чувствительных элементов системы сбора данных наземной части, выбирают рабочий частотный диапазон телеметрической системы и закладывают его в программу работы забойной части. Забойная часть содержит измерительный блок, оснащенный датчиками забойных параметров, которые требуется измерить; электронный блок, содержащий программируемый контроллер и электронные части акустического генератора; блок, включающий исполнительные части акустического генератора и механизм создания акустического контакта исполнительных частей акустического генератора и внутренней поверхности трубы; блок электрического питания и блок механической фиксации забойной части внутри эксплуатационной колонны. Причем акустический контакт между исполнительной частью акустического генератора и внутренней поверхностью трубы создается через механический элемент, обладающий твердостью большей, чем материал, из которого труба изготовлена. При этом механизм создания акустического контакта обеспечивает прижим данного механического элемента к внутренней стенке трубы с постоянной силой, обеспечивающей поверхностное внедрение элемента во внутреннюю стенку трубы.The specified technical result in the present invention is achieved by the fact that when deploying a telemetry system containing ground and bottom parts, the well noise is measured at the points of further placement of the sensitive elements of the ground data collection system, the operating frequency range of the telemetry system is selected and put into the work program bottomhole part. The downhole part contains a measuring unit equipped with downhole sensors that need to be measured; an electronic unit comprising a programmable controller and electronic parts of an acoustic generator; a block including the executive parts of the acoustic generator and a mechanism for creating acoustic contact of the executive parts of the acoustic generator and the inner surface of the pipe; an electric power supply unit and a mechanical fixation unit for the bottom hole inside the production casing. Moreover, the acoustic contact between the Executive part of the acoustic generator and the inner surface of the pipe is created through a mechanical element having a hardness greater than the material from which the pipe is made. In this case, the mechanism of creating an acoustic contact provides the clamping of this mechanical element to the inner wall of the pipe with constant force, which ensures the surface penetration of the element into the inner wall of the pipe.

Сущность изобретения поясняется на чертежах, где на:The invention is illustrated in the drawings, where:

фиг.1 представлен текущий спектр сигнала при возбуждении акустического поля преимущественно вертикальной поляризации при приеме сигнала той же поляризации, данные экспериментов, проведенных на Комсомольском газовом промысле (г.Губкинский), скважина №119.1 Комсомольского газового промысла;figure 1 presents the current spectrum of the signal when exciting an acoustic field of predominantly vertical polarization when receiving a signal of the same polarization, data from experiments conducted at the Komsomol gas field (Gubkinsky), well No. 119.1 of the Komsomol gas field;

фиг.2 представлен текущий спектр сигнала при возбуждении акустического поля преимущественно тангенциальной поляризации при приеме сигнала той же поляризации, данные экспериментов, проведенных на Комсомольском газовом промысле (г.Губкинский), скважина №119.1 Комсомольского газового промысла;figure 2 presents the current spectrum of the signal when exciting an acoustic field of predominantly tangential polarization when receiving a signal of the same polarization, data from experiments conducted in the Komsomolskoye gas field (Gubkinsky), well No. 119.1 of the Komsomolskoye gas field;

фиг.3. представлены спектры собственных шумов скважин, измеренные на их фонтанных арматурах, результаты по скважине №119.1 Комсомольского газового промысла, показаны спектры акустических шумов, принятых датчиками вертикальной - кривая 1 и тангенциальной - кривая 2 поляризаций;figure 3. the spectra of the intrinsic noise of the wells are presented, measured at their fountain fittings, the results for well No. 119.1 of the Komsomol gas field, the spectra of acoustic noise received by the vertical sensors — curve 1 and tangential — curve 2 polarizations;

фиг.4 представлены спектры собственных шумов скважин, измеренные на их фонтанных арматурах, результаты по скважине №198 Вынгапурского газового промысла, показаны спектры акустических шумов, принятых датчиками вертикальной - кривая 1 и тангенциальной - кривая 2 поляризаций;figure 4 presents the spectra of the intrinsic noise of the wells, measured on their fountain fittings, the results for well No. 198 of the Vyngapur gas field, shows the spectra of acoustic noise received by the vertical sensors - curve 1 and tangential - curve 2 polarizations;

фиг.5 приведена схема размещения узлов системы контроля забойных параметров;figure 5 shows the layout of the nodes of the control system downhole parameters;

фиг.6 приведена предварительная стадия развертывания телеметрической системы;Fig.6 shows a preliminary stage of deployment of a telemetry system;

фиг.7 приведена общая компоновка забойной части системы контроля;Fig.7 shows the General layout of the bottom of the control system;

фиг.8 показана схема создания акустического контакта между исполнительным механизмом акустического генератора и внутренней стенкой трубы;Fig.8 shows a diagram of the creation of acoustic contact between the actuator of the acoustic generator and the inner wall of the pipe;

фиг.9 - одна из возможных схем реализации алгоритма выделения информации из входного сигнала.Fig.9 is one of the possible schemes for implementing the algorithm for extracting information from the input signal.

Согласно настоящего изобретения рассматривается конструкция телеметрической системы контроля параметров забоя, которая использует колонну труб для передачи данных с помощью акустического поля.According to the present invention, a construction of a telemetry face control system is considered that uses a pipe string to transmit data using an acoustic field.

Для обеспечения достоверности и надежности передачи данных по колонне труб эта система, в схемо-блочной форме исполнения, состоит из наземного модуля приема и обработки сигнала и спускаемого в колонну труб забойного модуля, в состав которого входит блок измерения забойных параметров, блок управления забойным модулем, блок акустического генератора, устройство соединения и рассоединения с трубой из колонны труб, реализующее функцию фиксации забойного модуля внутри колонны труб, исполнительный механизм, реализующий функцию создания акустического контакта исполнительного механизма с трубой, а также блок автономного питания (блок, функционирующий автономно без подвода извне энергии).To ensure the reliability and reliability of data transmission over the pipe string, this system, in a block diagram form, consists of a ground-based signal receiving and processing module and a downhole module lowered into the pipe string, which includes a downhole parameter measurement unit, a downhole module control unit, an acoustic generator unit, a device for connecting and disconnecting a pipe from a pipe string that implements the function of fixing the downhole module inside the pipe string, an actuator that implements the function of creating an acus static contact of the actuator with the pipe, as well as an autonomous power supply unit (a unit functioning autonomously without supplying energy from outside).

При этом исполнительный механизм выполнен с возможностью обеспечения непосредственного акустического контакта с поверхностью внутренней стенки трубы путем прижима к ней выполненного из материала с твердостью, превышающей твердость материала трубы, элемента с внедрением последнего в материал стенки трубы (акустический контакт создается при поверхностном внедрении во внутреннюю поверхность трубы элемента, имеющего прочность большую, чем прочность материала трубы).In this case, the actuator is configured to provide direct acoustic contact with the surface of the pipe’s inner wall by clamping to it an element made of a material with a hardness exceeding the hardness of the pipe material and incorporating the latter into the pipe wall material (acoustic contact is created by surface penetration into the pipe’s inner surface an element having a strength greater than the strength of the pipe material).

Наземный модуль приема и обработки сигнала выполнен с функцией регистрации параметров информационного сигнала, полученного, в одном или нескольких отличных друг от друга частотных диапазонах, и с функцией определения рабочих частотных диапазонов акустического поля путем их выбора внутри частотных полос, в которых уровень естественных и конструктивных шумов в области приема информативного сигнала на поверхности минимален по отношению к уровню указанных шумов в других частотных полосах.The ground-based module for receiving and processing a signal is made with the function of registering the parameters of the information signal received in one or several frequency ranges that are different from each other, and with the function of determining the working frequency ranges of the acoustic field by selecting them inside the frequency bands in which the level of natural and structural noise in the field of reception of an informative signal on the surface is minimal with respect to the level of the specified noise in other frequency bands.

В этой системе для передачи информативного сигнала используют две моды колебаний, распространяющихся по колонне труб, продольную моду и крутильную моду. При этом длина информативной акустической посылки выбирается исходя из условия не наложения друг на друга в точке приема сигналов, распространяющихся по колонне труб со скоростями продольной и крутильной мод. В забойном модуле конструктивно разъединены функция долговременной фиксации забойного модуля внутри колонны труб и функция создания акустического контакта исполнительного механизма акустического генератора с внутренней поверхностью трубы.In this system, two modes of oscillations propagating along a pipe string, a longitudinal mode and a torsional mode are used to transmit an informative signal. At the same time, the length of the informative acoustic package is selected based on the condition of not superimposing on each other at the point of reception of signals propagating along the pipe string with speeds of longitudinal and torsional modes. In the downhole module, the function of long-term fixation of the downhole module inside the pipe string and the function of creating acoustic contact of the actuator of the acoustic generator with the inner surface of the pipe are structurally disconnected.

Ниже рассматривается пример исполнения телеметрической системы со ссылками на фиг.5-9.Below is an example of the execution of a telemetry system with reference to Fig.5-9.

Телеметрическая система (фиг.5) состоит из забойной части 1 и наземной части 2. Связь между забойной и наземной частями осуществляется с помощью акустического поля, распространяющегося по колонне 3 труб НКТ. Трубы НКТ в колонне свинчены с помощью муфт - 4. Забойная часть 1 крепится внутри колонны труб НКТ за внутреннюю проточку муфты. Наземная часть 2 крепится на фонтанной арматуре 5. Забойная часть 1 имеет акустический контакт с внутренней стенкой 6 трубы НК и автономный прижим 7 для создания акустического контакта. Наземная часть 2 надежно крепится на элементах наземного оборудования скважины, чувствительные элементы наземной части (на фиг.5 не показаны) крепятся в местах, наиболее близко расположенных к месту крепления колонны НКТ. В качестве чувствительных элементов могут быть использованы одно или многокомпонентные датчики вибрации, например, пьезоакселерометры. Наземная часть 2 кроме чувствительных элементов может содержать входные цепи, в виде фильтров и усилителя, АЦП, буферное АЗУ, контроллер, автономное или внешнее питание, канал передачи данных, проводной или беспроводной (элементы наземной части на фиг.3 не показаны и могут иметь стандартное исполнение).The telemetry system (Fig. 5) consists of a downhole part 1 and a ground part 2. The connection between the downhole and ground parts is carried out using an acoustic field propagating through a string of 3 tubing pipes. The tubing pipes in the string are screwed using couplings - 4. The bottomhole part 1 is attached inside the tubing string to the internal groove of the coupling. The ground part 2 is mounted on the fountain arm 5. The bottomhole part 1 has acoustic contact with the inner wall 6 of the pipe NK and stand-alone clamp 7 to create an acoustic contact. The ground part 2 is securely attached to the elements of the ground equipment of the well, the sensitive elements of the ground part (not shown in Fig. 5) are mounted in places closest to the place of attachment of the tubing string. As sensitive elements can be used one or multicomponent vibration sensors, for example, piezoelectric accelerometers. Terrestrial part 2, in addition to sensitive elements, can contain input circuits in the form of filters and an amplifier, ADC, buffer RAM, controller, autonomous or external power supply, data channel, wired or wireless (the elements of the ground part are not shown in Fig. 3 and can have a standard execution).

Перед спуском внутрь колонны 3 НКТ (фиг.6) забойную часть программируют на передачу информации в определенных частотных полосах. Для чего исследуют собственную шумовую обстановку на оголовке скважины (фонтанной арматуре). Исследования проводят с помощью акустических датчиков 8, например, пьезоакселерометров. Исследования могут проводиться для различных поляризаций акустического поля. Сигналы, полученные с помощью датчиков 8, анализируют с помощью анализатора 9, затем с помощью программатора 10 осуществляют программирование электронного блока 11 забойной части 1.Before descending into the tubing string 3 (FIG. 6), the bottomhole part is programmed to transmit information in certain frequency bands. Why explore their own noise environment at the head of the well (fountain fittings). Studies are carried out using acoustic sensors 8, for example, piezoelectric accelerometers. Studies can be conducted for various polarizations of the acoustic field. The signals obtained using sensors 8 are analyzed using an analyzer 9, then using the programmer 10, the electronic unit 11 of the bottomhole part 1 is programmed.

Забойная часть 1 телеметрической системы состоит из следующих блоков: прижимной акустический блок 12, электронный блок 11 (фиг.7). Электронный блок содержит контроллер, схему управления забойной частью и радиотехнические каскады акустического генератора. Блок 13 содержит датчики забойных параметров, которые требуется измерить. Также забойная часть содержит блок питания 14 (блок автономного питания) и блок 15 механической фиксации забойной части в колонне НКТ. Между блоками 12 и 14 может включаться элемент гибкости 16 для обеспечения балансировки забойной части 1 при создании акустического контакта. В данном случае элементом гибкости может быть сильфон. Элемент гибкости может быть включен в забойную часть 1 между блоками 14 и 15. В этом случает, элементом гибкости может быть система шарниров.The bottomhole part 1 of the telemetry system consists of the following blocks: clamping acoustic unit 12, electronic unit 11 (Fig.7). The electronic unit contains a controller, a bottomhole control circuit and radio cascades of an acoustic generator. Block 13 contains downhole sensors that you want to measure. The downhole part also contains a power supply unit 14 (an autonomous power supply unit) and a block 15 for mechanically fixing the downhole part in the tubing string. Between blocks 12 and 14, a flexibility element 16 may be included to balance the downhole part 1 when making an acoustic contact. In this case, the element of flexibility may be a bellows. The flexibility element may be included in the downhole part 1 between blocks 14 and 15. In this case, the flexibility element may be a hinge system.

Блок 12 прижимается к внутренней стенке трубы колонны 3 НКТ автономным механизмом 17, например, с электрическим приводом (фиг.8). Для создания непосредственно акустического контакта используется специальный элемент 18, выполненный из материала с твердостью, превышающей твердость материала трубы. При прижиме элемент 18 внедряется в трубу 3, при этом создается надежный акустический контакт. Элемент 18 имеет соединение с акустическим преобразователем 19, обеспечивающее акустический контакт. Преобразователь 19 может быть выполнен в виде пьезокерамического стека с накладками 20 требуемой формы.Block 12 is pressed against the inner wall of the pipe string 3 by an autonomous mechanism 17, for example, with an electric drive (Fig. 8). To create direct acoustic contact, a special element 18 is used, made of a material with a hardness exceeding the hardness of the pipe material. When pressed, the element 18 is embedded in the pipe 3, while creating a reliable acoustic contact. Element 18 is connected to an acoustic transducer 19, providing acoustic contact. The Converter 19 can be made in the form of a piezoceramic stack with plates 20 of the desired shape.

Телеметрическая система работает следующим образом. Перед спуском забойной части 1 внутрь колонны 3 НКТ производят измерения собственной шумовой обстановки в местах на фонтанной арматуре, где предполагается дальнейшее снятие информативного сигнала. Для получения полной информации вибрационное поле различных поляризаций снимается с помощью одно или многокомпонентных датчиков 8. Информация анализируется с помощью анализатора 9, выбирается частотный диапазон с наименьшим уровнем акустических шумов. Рабочий диапазон определяется исходя из выбранного для передачи информативного сигнала алгоритма передачи. Например, в одном из вариантов предполагается снимать информацию о трех забойных параметрах (давление, температура и угол наклона). Для чего информация преобразуется в цифровую форму, далее полученные 8 тетрад (полубайт) информации дополняют вычисленными при помощи алгоритма Рида-Соломона (Блейхут Р. «Теория и практика кодов, контролирующих ошибки», М.: Мир, 1986) 6-ю контрольными тетрадами, позволяющими исправлять до трех ошибок при приеме такой информации. Затем каждой из полученных 14 тетрад ставятся в соответствие значения двух частот синусоидального сигнала из семи, передача которых предусмотрена по акустическому каналу связи. В одном из вариантов разница между соседними частотами выбирается 80 Гц, таким образом, необходимо выбрать частотный диапазон в 480 Гц, в котором наблюдается наименьший уровень собственных шумов в месте приема информативного сигнала наземной частью 2 телеметрической системы.The telemetry system operates as follows. Before lowering the bottomhole part 1 inside the tubing string 3, measurements are made of their own noise environment in places on the fountain fittings, where further informative signal is supposed to be removed. To obtain complete information, the vibration field of various polarizations is measured using one or multicomponent sensors 8. The information is analyzed using an analyzer 9, the frequency range with the lowest level of acoustic noise is selected. The operating range is determined based on the transmission algorithm selected for transmitting the informative signal. For example, in one of the options it is supposed to take information about three downhole parameters (pressure, temperature and angle). Why is the information converted to digital form, then the obtained 8 tetrads (nibbles) of information are supplemented with the information computed using the Reed-Solomon algorithm (Bleikhut R. “Theory and Practice of Error Control Codes”, Moscow: Mir, 1986) with 6 control notebooks , allowing to correct up to three errors when receiving such information. Then, each of the obtained 14 notebooks is associated with the values of two frequencies of a sinusoidal signal out of seven, the transmission of which is provided through an acoustic communication channel. In one of the options, the difference between adjacent frequencies is selected at 80 Hz, so it is necessary to choose a frequency range of 480 Hz, in which the lowest level of intrinsic noise is observed at the place of reception of the informative signal by the ground part 2 of the telemetry system.

После выбора конкретного частотного диапазона, с помощью программатора 10 программируют электронный блок 11 забойной части 1, определяя конкретные рабочие частоты. Кроме этого, в электронном блоке 11 программируемыми являются следующие параметры: время T1 - время срабатывания автономного прижима блока 12 для создания акустического контакта блока 12 со стенкой 3 НКТ 3; время T2 - время начала измерения параметров забоя блоком 13; время T3 - время начала передачи данных, т.е. время начала работы акустического генератора, передающего информационный сигнал; время Т4 - время окончания работы по измерению параметров и передачи данных по колонне НКТ; время Т5 - время срабатывания автономного прижима блока 12 для рассоединения блока 12 с трубой и перевода забойной части в транспортное положение. Программируются также вспомогательные временные параметры, связанные со временем усреднения данных, частотой их передачи, длинной посылки и т.д.After selecting a specific frequency range, using the programmer 10 program the electronic unit 11 of the downhole part 1, determining the specific operating frequency. In addition, the following parameters are programmable in the electronic unit 11: time T 1 is the response time of the stand-alone clamp of the unit 12 to create an acoustic contact of the unit 12 with the wall 3 of the tubing 3; time T 2 - time to start measuring the parameters of the face by block 13; time T 3 - start time of data transmission, i.e. the start time of the acoustic generator transmitting the information signal; time T 4 - time to complete the work on measuring parameters and transmitting data along the tubing string; time T 5 is the response time of the stand-alone clamp of the block 12 to disconnect the block 12 with the pipe and transfer the bottomhole part to the transport position. The auxiliary time parameters associated with the time of averaging data, the frequency of their transmission, long transmission, etc. are also programmed.

Программирование электронного блока 11 включает в себя также синхронизацию часов реального времени контроллера блока 11 с часами реального времени контроллера наземного блока 2.The programming of the electronic unit 11 also includes the synchronization of the real-time clock of the controller of the block 11 with the real-time clock of the controller of the ground block 2.

После программирования и синхронизации собирают забойную часть 1 телеметрической системы. В качестве блока механической фиксации может быть использовано устройство УПГП2А-100 (устройство подвески глубинных приборов в колонне НКТ с внешним диаметром 114 мм), разработки ЗАО ЦГИ «ИНФОРМПЛАСТ». Забойную часть помещают в лубрикатор и опускают на требуемую глубину с помощью стандартных геофизических средств, например, лебедки, снаряженной геофизическим кабелем. Глубину контролируют по счетчику лебедки. При достижении требуемой глубины, определяемой положением заранее выбранной муфты, находящейся в близости текущего забоя, производят манипуляции согласно инструкции по эксплуатации устройства УПГП и вывешивают забойную часть в колонне НКТ. Время всех манипуляций должно быть меньше времени T1.After programming and synchronization, the bottomhole part 1 of the telemetry system is assembled. As a mechanical fixation unit, the UPGP2A-100 device (a suspension device for deep devices in a tubing string with an external diameter of 114 mm), developed by CJSC TsGI INFORMPLAST, can be used. The bottomhole part is placed in a lubricator and lowered to the required depth using standard geophysical means, for example, a winch equipped with a geophysical cable. Depth is controlled by a winch counter. When the required depth is reached, which is determined by the position of a pre-selected coupling located in the vicinity of the current face, manipulations are performed according to the operating instructions of the UPGP device and the bottom part is posted in the tubing string. The time of all manipulations should be less than the time T 1 .

В момент времени T1 контроллер электронного блока 11 выдает команду на срабатывание механизма прижима блока 12. Механизм прижима может быть выполнен в виде прижимной лапы, приводимой в движение электродвигателем постоянного тока с редуктором. Силу прижима, необходимую для поверхностного внедрения элемента 18 в стенку НКТ, контролируют, например, по току потребления двигателя. При возрастании тока до определенного, заранее откалиброванного, значения двигатель отключается и тормозится в положении остановки с помощью, например, электромагнитной муфты.At time T 1, the controller of the electronic unit 11 issues a command to trigger the clamping mechanism of block 12. The clamping mechanism can be made in the form of a clamping foot, driven by a DC motor with a gearbox. The clamping force necessary for the surface introduction of the element 18 into the tubing wall is controlled, for example, by the current consumption of the motor. When the current rises to a certain, pre-calibrated value, the motor is turned off and braked in the stopped position using, for example, an electromagnetic clutch.

В момент времени Т2, которое заведомо больше времени T1 с учетом временного промежутка, необходимого для создания акустического контакта, блок 13 по команде контроллера блока 11 начинает измерение параметров забоя. После промежутка времени, необходимого для измерений, усреднения данных и их обработки, в момент времени Т3 контроллер блока 11 генерирует в код, содержащий информацию об измеренных параметрах. Данный код с помощью акустического генератора, находящегося в блоке 11, и акустического двигателя, расположенного в блоке 12, передается в виде информативного акустического сигнала в канал связи, который представляет собой колонна НКТ труб.At time T 2 , which is obviously longer than T 1 , taking into account the time interval required to create an acoustic contact, unit 13, upon the command of the controller of unit 11, starts measuring the face parameters. After a period of time necessary for measurements, averaging of data and their processing, at time T 3, the controller of block 11 generates a code containing information about the measured parameters. This code, using an acoustic generator located in block 11 and an acoustic engine located in block 12, is transmitted as an informative acoustic signal to a communication channel, which is a tubing string.

Длина акустической посылки выбирается исходя из условия не наложения друг на друга сигналов, принимаемых чувствительными элементами наземного блока 2, распространяющихся по колонне труб с разными скоростями. Например, со скоростью продольных и крутильных колебаний.The length of the acoustic package is selected based on the condition of non-overlapping signals received by the sensitive elements of the ground unit 2, propagating through the pipe string with different speeds. For example, with the speed of longitudinal and torsional vibrations.

Прием осуществляется чувствительными элементами блока 2 во временных окнах, синхронизированных со временем Т3, но с задержкой, необходимой для преодоления акустическим сигналом расстояния, равного длине колонны НКТ.Reception is carried out by the sensitive elements of block 2 in time windows synchronized with the time T 3 , but with a delay necessary to cover an acoustic signal with a distance equal to the length of the tubing string.

Для одного из вариантов передачи информации на семи фиксированных частотах 14-ю тетрадами информации, блок-схема алгоритма выделения информации из входного сигнала приведена на фиг.9.For one of the options for transmitting information at seven fixed frequencies with 14 information tetrads, a block diagram of an algorithm for extracting information from an input signal is shown in Fig. 9.

Для выделения сигналов на рабочих частотах передачи по каналу связи используются резонаторы, реализованные с помощью алгоритма Герцеля, что позволяет сократить объем вычислений по сравнению с вычислением спектра или фильтрацией полосовыми фильтрами, кроме того, на выходе таких резонаторов присутствует не сам сигнал, а его огибающая.To isolate the signals at the operating frequencies of the transmission over the communication channel, resonators implemented using the Herzel algorithm are used, which reduces the amount of computation as compared to calculating the spectrum or filtering with bandpass filters, in addition, the output of such resonators is not the signal itself, but its envelope.

В начале сеанса работы наземного блока 2 на прием определяется уровень шума канала связи, т.е. находится отношение сумм сигналов на рабочих частотах к общему уровню входного сигнала при отсутствии полезного сигнала. Полученная величина с определенным коэффициентом используется в качестве порогового уровня для определения наличия полезного сигнала. После того как значение порога определено, наземный блок 2 ожидает появление полезного сигнала, который вызывает появление признака начала сигнала, который запускает таймер, имеющий длительность временного интервала, равный длительности излучаемых передающим узлом двухчастотных посылок. Значения выходных сигналов резонаторов фиксируются по сигналу таймера, в этот момент выходные сигналы резонаторов, на частотах которых есть полезный сигнал, достигает максимальной величины. Затем производится сортировка выходных сигналов резонаторов по амплитуде и выделяются из них три, имеющие максимальную величину. Затем сравниваются между собой сигналы, имеющие второе и третье значение от максимума, и, если есть превышение одного над другим более чем в 1,8 раза, принимается решение о четком выделении сигналов двух частот и восстанавливается значение тетрады входного сигнала, в противном случае принимается решение о пропуске сигнала. После того как принят весь входной сигнал, производится проверка принятой информации на отсутствие ошибок с помощью алгоритма Рида-Соломона и, при необходимости, восстановление искаженной информации. Если же в процессе приема были случаи пропуска входного сигнала, то последовательно перебираются все возможные состояния пропущенного сигнала, а информация анализируется алгоритмом Рида-Соломона до тех пор, пока последний не покажет на отсутствие ошибки (или восстановит ошибочный символ).At the beginning of the operation session of the ground unit 2, the noise level of the communication channel, i.e. the ratio of the sums of signals at operating frequencies to the overall level of the input signal is found in the absence of a useful signal. The obtained value with a certain coefficient is used as a threshold level for determining the presence of a useful signal. After the threshold value is determined, the ground unit 2 awaits the appearance of a useful signal that causes the start of a signal that triggers a timer having a time interval equal to the duration of the two-frequency transmissions emitted by the transmitting node. The values of the output signals of the resonators are fixed by the timer signal, at this moment the output signals of the resonators, at the frequencies of which there is a useful signal, reaches a maximum value. Then, the output signals of the resonators are sorted by amplitude and three of them having the maximum value are selected from them. Then, signals having a second and third value from the maximum are compared with each other, and if there is an excess of one over the other by more than 1.8 times, a decision is made on the clear separation of signals of two frequencies and the value of the tetrad of the input signal is restored, otherwise a decision is made about missing a signal. After the entire input signal is received, the received information is checked for errors using the Reed-Solomon algorithm and, if necessary, the restoration of distorted information. If during the reception process there were cases of missing the input signal, then all possible states of the missed signal are sorted out sequentially, and the information is analyzed by the Reed-Solomon algorithm until the latter indicates the absence of an error (or restores an erroneous character).

Далее информация об измеренных параметрах забоя индицируется в наземном блоке 2 или передается по любому (проводному или беспроводному) каналу связи в пункт дальнейшей обработки и анализа.Further, information about the measured parameters of the face is displayed in the ground block 2 or transmitted via any (wired or wireless) communication channel to the point of further processing and analysis.

Времена Т4 и Т5 связаны с заданным временем нахождения забойной части 1 телеметрической системы на забое. Исходя из этого и требуемой частоты передачи данных с забоя на поверхность, рассчитываются параметры блока питания 14 забойной части. Блок питания может иметь любое исполнение. Это может быть генератор, работающий на преобразовании энергии потока газа в электричество, или генератор, основанный на прямом пьезоэффекте, который преобразует энергию поля естественных шумов и вибраций на забое в электричество и т.д.The times T 4 and T 5 are associated with a given time spent by the bottomhole part 1 of the telemetry system on the bottom. Based on this and the required frequency of data transmission from the bottom to the surface, the parameters of the power supply unit 14 of the bottom section are calculated. The power supply can have any design. This can be a generator that works by converting the energy of a gas stream into electricity, or a generator based on a direct piezoelectric effect that converts the energy of a field of natural noise and vibrations at the bottom to electricity, etc.

В одном из вариантов блок питания содержит литиевые батареи LO 39 SHX (фирма SAFT, 3B, 11 А/ч) в количестве, необходимом (8-10 штук) для того, чтобы их суммарная емкость позволила произвести все манипуляции по прижиму блока 12 к трубе и дальнейшей расстыковки в момент времени Т5 и обеспечить передачу данных с частотой три раза в сутки на протяжении 3 лет.In one embodiment, the power supply unit contains lithium batteries LO 39 SHX (SAFT, 3B, 11 Ah) in the amount necessary (8-10 pieces) so that their total capacity allows all manipulations to hold the unit 12 against the tube and further undocking at time T 5 and to ensure data transmission with a frequency of three times a day for 3 years.

В момент времени Т5, который непосредственно следует за временем Т4 - временем окончания измерения и передачи данных, контроллер блока 9 выдает команду на отстыковку блока 8 от трубы НКТ и забойная часть переводится в транспортное положение. Забойная часть извлекается с помощью стандартного ловителя, входящего в комплект устройства УПГП. Ловитель спускают на геофизическом кабеле с помощью стандартных геофизических средств.At the time T 5 , which immediately follows the time T 4 - the time of the end of the measurement and data transfer, the controller of block 9 issues a command to undock the block 8 from the tubing and the bottomhole is transferred to the transport position. The bottomhole part is extracted using a standard catcher, which is included in the unit of the UPGP device. The catcher is lowered on a geophysical cable using standard geophysical means.

В одном из вариантов изобретения начало измерения параметров забоя и последующая их передача на поверхность, а также прекращение измерения и перевод забойной части в транспортное положение, осуществляется по команде из блока 2. Связь может быть осуществлена также с помощью акустического поля, например, импульсных последовательностей определенного вида.In one embodiment of the invention, the beginning of the measurement of the parameters of the face and their subsequent transmission to the surface, as well as the termination of the measurement and the translation of the face to the transport position, is carried out by command from block 2. Communication can also be carried out using an acoustic field, for example, pulse sequences kind of.

Описанная выше телеметрическая система позволит резко увеличить достоверность передачи данных в реальном времени с забоя эксплуатационных скважин, что позволит вести непрерывный и достоверный контроль скважинных процессов с целью оптимизации и интенсификации добычи жидких углеводородов. Применение описанных телеметрических систем контроля забойных параметров в реальном времени на месторождении в целом позволит создать систему мониторинга месторождения и долговременного планирования добычи.The telemetry system described above will dramatically increase the reliability of real-time data transmission from the bottom of production wells, which will allow for continuous and reliable monitoring of well processes in order to optimize and intensify the production of liquid hydrocarbons. The application of the described telemetric systems for monitoring downhole parameters in real time at the field as a whole will allow creating a system for monitoring the field and long-term production planning.

Claims (1)

Телеметрическая система контроля параметров забоя, использующая колонну труб для передачи данных с помощью акустического поля, состоящая из наземного модуля приема и обработки сигнала и спускаемого в колонну труб забойного модуля, в состав которого входит блок измерения забойных параметров, блок управления забойным модулем, блок акустического генератора, устройство соединения и рассоединения с трубой из колонны труб, реализующее функцию фиксации забойного модуля внутри колонны труб, исполнительный механизм, реализующий функцию создания акустического контакта исполнительного механизма с трубой, а также блок питания, отличающаяся тем, что для обеспечения достоверности и надежности передачи данных по колонне труб исполнительный механизм выполнен с возможностью обеспечения непосредственного акустического контакта с поверхностью внутренней стенки трубы путем прижима к ней выполненного из материала с твердостью, превышающей твердость материала трубы, элемента с внедрением последнего в материал стенки трубы, блок питания забойного модуля выполнен автономным, а наземный модуль приема и обработки сигнала выполнен с функцией регистрации параметров информационного сигнала в одном или нескольких отличных друг от друга частотных диапазонах и с функцией определения рабочих частот акустического поля путем их выбора внутри частотных диапазонов, в которых уровень естественных и конструктивных шумов в области приема информативного сигнала на поверхности минимален по отношению к уровню указанных шумов в других частотных диапазонах. A telemetric control system for bottomhole parameters, using a pipe string for transmitting data using an acoustic field, consisting of a ground-based signal receiving and processing module and a downhole module that is lowered into the pipe string, which includes a block for measuring downhole parameters, a control unit for the bottomhole module, and an acoustic generator unit , a device for connecting and disconnecting a pipe from a pipe string, realizing the function of fixing the downhole module inside the pipe string, an actuator that implements the function acoustic contact of the actuator with the pipe, as well as a power supply unit, characterized in that to ensure the reliability and reliability of data transmission along the pipe string, the actuator is configured to provide direct acoustic contact with the surface of the inner wall of the pipe by pressing it made of material with hardness exceeding the hardness of the pipe material, the element with the introduction of the latter into the pipe wall material, the power module of the downhole module is autonomous, and The main signal receiving and processing module is configured to register information signal parameters in one or several frequency ranges that are different from each other and to determine the working frequencies of the acoustic field by selecting them within frequency ranges in which the level of natural and structural noise in the field of receiving an informative signal on the surface is minimal in relation to the level of the indicated noise in other frequency ranges.
RU2011137227/28A 2011-09-09 2011-09-09 Telemetric system of bottomhole parameters monitoring RU2480583C1 (en)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011137227/28A RU2480583C1 (en) 2011-09-09 2011-09-09 Telemetric system of bottomhole parameters monitoring
EA201200257A EA021687B1 (en) 2011-09-09 2012-02-08 Telemetric system of bottomhole parameters monitoring

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011137227/28A RU2480583C1 (en) 2011-09-09 2011-09-09 Telemetric system of bottomhole parameters monitoring

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011137227A RU2011137227A (en) 2013-03-20
RU2480583C1 true RU2480583C1 (en) 2013-04-27

Family

ID=47988435

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011137227/28A RU2480583C1 (en) 2011-09-09 2011-09-09 Telemetric system of bottomhole parameters monitoring

Country Status (2)

Country Link
EA (1) EA021687B1 (en)
RU (1) RU2480583C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2602631C1 (en) * 2015-07-16 2016-11-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Астраханский государственный технический университет", ФГБОУ ВПО "АГТУ" Device for data transmission during drilling
RU2730105C1 (en) * 2019-11-01 2020-08-17 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) Method of vertical seismic profiling

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2044878C1 (en) * 1993-03-31 1995-09-27 Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности Telemetering system for monitoring rotation speed of turbodrill shaft
RU2229733C2 (en) * 1999-03-23 2004-05-27 Научно-производственное предприятие "ЛУЧ" Geophysical telemetring system to transmit hole data
RU2291961C2 (en) * 2005-03-28 2007-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" Acoustic telemeter system for controlling number of revolutions of shaft of turbo-drill
US7257050B2 (en) * 2003-12-08 2007-08-14 Shell Oil Company Through tubing real time downhole wireless gauge

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2044878C1 (en) * 1993-03-31 1995-09-27 Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности Telemetering system for monitoring rotation speed of turbodrill shaft
RU2229733C2 (en) * 1999-03-23 2004-05-27 Научно-производственное предприятие "ЛУЧ" Geophysical telemetring system to transmit hole data
US7257050B2 (en) * 2003-12-08 2007-08-14 Shell Oil Company Through tubing real time downhole wireless gauge
RU2291961C2 (en) * 2005-03-28 2007-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" Acoustic telemeter system for controlling number of revolutions of shaft of turbo-drill

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2602631C1 (en) * 2015-07-16 2016-11-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Астраханский государственный технический университет", ФГБОУ ВПО "АГТУ" Device for data transmission during drilling
RU2730105C1 (en) * 2019-11-01 2020-08-17 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) Method of vertical seismic profiling

Also Published As

Publication number Publication date
RU2011137227A (en) 2013-03-20
EA021687B1 (en) 2015-08-31
EA201200257A1 (en) 2013-03-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9891335B2 (en) Wireless logging of fluid filled boreholes
US9557434B2 (en) Apparatus and method for detecting fracture geometry using acoustic telemetry
RU2374440C2 (en) Sensor system
US20230213669A1 (en) Intelligent geophysical data acquisition system and acquisition method for shale oil and gas optical fiber
US20160108730A1 (en) Three-phase flow identification and rate detection using acoustic guide array
US20170342823A1 (en) Pulse reflection travel time analysis to track position of a downhole object
JP2013545980A (en) System and method for communicating data between an excavator and a surface device
CA3032860C (en) Reservoir formation characterization using a downhole wireless network
US10920580B2 (en) Real-time bottom-hole flow measurements for hydraulic fracturing with a doppler sensor in bridge plug using DAS communication
US20160291186A1 (en) Seismic cable, system and method for acquiring information about seismic, microseismic and mechanical vibration incidents in a well
RU2649195C1 (en) Method of determining hydraulic fracture parameters
CN105735971A (en) Drilling hole depth detection system based on elastic waves and detection method thereof
EP3552009B1 (en) Evaluation of physical properties of a material behind a casing utilizing guided acoustic waves
WO2019161203A1 (en) Acoustic impedance while drilling acquisition and processing system
RU2480583C1 (en) Telemetric system of bottomhole parameters monitoring
US20180045845A1 (en) Method and system for processing sonic data acquired with a downhole tool
RU112266U1 (en) TELEMETRIC SYSTEM OF CONTROL OF PARAMETERS OF BOTTOM
US9581708B2 (en) Guided acoustic waves isolation system for downhole applications
US11970931B2 (en) Through tubing cement evaluation using borehole resonance mode
US20220413176A1 (en) Annulus Velocity Independent Time Domain Structure Imaging In Cased Holes Using Multi-Offset Secondary Flexural Wave Data

Legal Events

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

Effective date: 20200910