RU2607669C2 - Способ визуализации скважины - Google Patents
Способ визуализации скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2607669C2 RU2607669C2 RU2014128074A RU2014128074A RU2607669C2 RU 2607669 C2 RU2607669 C2 RU 2607669C2 RU 2014128074 A RU2014128074 A RU 2014128074A RU 2014128074 A RU2014128074 A RU 2014128074A RU 2607669 C2 RU2607669 C2 RU 2607669C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- data
- downhole
- wellhead
- sensors
- borehole
- Prior art date
Links
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 27
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 78
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 69
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 claims abstract description 38
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims abstract description 37
- 238000012800 visualization Methods 0.000 claims abstract description 35
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 14
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 11
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 238000012951 Remeasurement Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000009877 rendering Methods 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/26—Storing data down-hole, e.g. in a memory or on a record carrier
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/002—Survey of boreholes or wells by visual inspection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Digital Computer Display Output (AREA)
Abstract
Данное изобретение относится к способу визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации. Техническим результатом является оптимизация передачи данных при различных эксплуатационных условиях. Предложен способ визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации, который содержит следующие этапы: перемещение скважинного инструментального снаряда в скважинной среде; считывание во время перемещения одного или более физических параметров с использованием одного или более датчиков, генерирующих сигналы датчиков, отражающие один или более физических параметров в скважинной среде; обработка сигналов датчиков для предоставления данных датчиков; временное хранение в скважинном средстве буферизации данных буферизованных данных датчиков, полученных с заданной частотой выборки; передача первой части данных датчиков в устьевое средство обработки данных с заданной первой скоростью передачи, которая равна упомянутой частоте выборки или меньше нее; обработка первой части данных датчиков с использованием устьевого средства обработки данных и визуализация скважинной среды на основании первой части данных датчиков; отправка управляющего сигнала от устьевого средства обработки данных в скважинное средство обработки данных на основании события, например внезапного изменения одного или более физических параметров во время визуализации скважинной среды, с изменением таким образом скорости передачи с первой скорости передачи на вторую скорость передачи; передача, по меньшей мере частично, второй части данных датчиков, хранимых в скважинном средстве буферизации данных, в устьевое средство обработки данных; и визуализация скважинной среды на основании первой части данных датчиков и второй части данных датчиков, хронологически до и после упомянутого события, без реверсирования перемещения скважинного инструментального снаряда. 8 з.п. ф-лы, 10 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Данное изобретение относится к способу визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации.
Уровень техники
Визуальное представление скважинной среды, наблюдаемое у устья скважины, становится все более важным для оптимизации добычи из скважины. Каротажные инструменты, выполненные с возможностью сбора информации о скважине, за последние годы становятся все более совершенными. Благодаря имеющимся на сегодняшний день повышенной вычислительной мощности и повышенным скоростям передачи данных от каротажных инструментов в устьевые процессоры внимание стало более сосредоточено на визуальном представлении скважинной среды в реальном времени. Кроме того, динамический каротаж при помощи скважинного процессора позволяет пользователю, находящемуся у устья скважины, управлять различными разрешениями каротажных данных.
Однако, для динамического каротажа требуется, чтобы пользователь посылал команды от устьевого процессора в скважинный процессор, что создает нагрузку и накладывает ограничение на передачу данных, когда из скважины в устьевой процессор передаются каротажные данные с высоким разрешением. Кроме того, во время операций для управления эксплуатируемыми инструментами требуется пропускная способность данных в скважине. Поэтому передача данных обычно представляет собой компромисс между управлением инструментами и передачей каротажных данных.
Раскрытие изобретения
Задача данного изобретения состоит в полном или частичном устранении вышеуказанных недостатков уровня техники. Более конкретно, задача состоит в предложении улучшенного способа визуализации скважины для визуализации скважинной среды с использованием данных датчиков, отражающих скважинные физические параметры в реальном времени.
Вышеуказанные задачи, а также многочисленные другие задачи, преимущества и признаки, очевидные из нижеследующего описания, выполнены посредством предлагаемого решения, в котором предусмотрен способ визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации, содержащей скважинный инструментальный снаряд, содержащий один или более датчиков, скважинное средство обработки данных для обработки сигналов датчиков для предоставления данных датчиков, устьевое средство обработки данных для обработки и визуализации у устья, и линию передачи данных, выполненную с возможностью доставки данных датчиков от скважинного средства обработки данных в устьевое средство обработки данных, причем упомянутые датчики выполнены с возможностью генерации сигналов датчиков, отражающих один или более физических параметров в скважинной среде, при этом скважинная система визуализации дополнительно содержит скважинное средство буферизации данных, выполненное с возможностью приема данных датчиков от скважинного средства обработки данных и временного хранения данных датчиков в скважинном средстве буферизации данных,
причем упомянутый способ содержит следующие этапы:
- перемещение скважинного инструментального снаряда в скважинной среде;
- считывание во время перемещения одного или более физических параметров с использованием одного или более датчиков, генерирующих сигналы датчиков, отражающие один или более физических параметров в скважинной среде;
- обработка сигналов датчиков для предоставления данных датчиков;
- временное хранение в скважинном средстве буферизации данных буферизованных данных датчиков, полученных с заданной частотой выборки;
- передача первой части данных датчиков в устьевое средство обработки данных с заданной первой скоростью передачи, которая равна упомянутой частоте выборки или меньше нее;
- обработка первой части данных датчиков с использованием устьевого средства обработки данных и визуализация скважинной среды на основании первой части данных датчиков;
- отправка управляющего сигнала от устьевого средства обработки данных в скважинное средство обработки данных на основании события, например внезапного изменения одного или более физических параметров во время визуализации скважинной среды, с изменением таким образом, скорости передачи с первой скорости передачи на вторую скорость передачи;
- передача, по меньшей мере частично, второй части данных датчиков, хранимых в скважинном средстве буферизации данных, в устьевое средство обработки данных; и
- визуализация скважинной среды на основании первой части данных датчиков и второй части данных датчиков, хронологически до и после упомянутого события, без реверсирования перемещения скважинного инструментального снаряда.
В одном варианте осуществления изобретения вторая скорость передачи может быть выше, чем первая скорость передачи, и ниже, чем частота выборки.
Вышеупомянутый способ визуализации скважинной среды может дополнительно содержать этап удаления в скважинном средстве буферизации данных части буферизованных данных датчиков, переданной в устьевое средство обработки данных.
Также, вышеупомянутый способ визуализации скважинной среды может дополнительно содержать этап отправки дополнительного управляющего сигнала для изменения скорости скважинного инструментального снаряда с первой на вторую скорость.
Кроме того, вышеупомянутый способ визуализации скважины может дополнительно содержать этап изменения частоты выборки с первой на вторую частоту выборки.
Помимо этого, вышеупомянутый способ визуализации скважинной среды может дополнительно содержать этап передачи второй части данных датчиков со второй скоростью передачи и передачи третьей части данных датчиков с третьей скоростью передачи.
Наконец, вышеупомянутый способ визуализации скважинной среды может дополнительно содержать этап визуализации скважинной среды на основании переданных первой, второй и третьей частей данных датчиков.
В одном варианте осуществления изобретения упомянутое событие может представлять собой изменение в конструкции обсадной колонны, в структуре формации или в свойствах текучих сред, присутствующих в скважинной среде.
В одном варианте осуществления изобретения скорость передачи может превышать частоту выборки при прохождении датчика инструментального снаряда по не представляющим интереса участкам скважины.
Также, вторая скорость передачи может быть выше, чем частота выборки.
Данное изобретение относится также к скважинной системе визуализации для визуализации скважинной среды в реальном времени, причем скважинная система визуализации содержит:
- скважинный инструментальный снаряд, содержащий один или более датчиков, причем упомянутые датчики выполнены с возможностью генерации сигналов датчиков, отражающих один или более физических параметров в скважинной среде;
- скважинное средство обработки данных для обработки сигналов датчиков для предоставления данных датчиков;
- устьевое средство обработки данных для обработки и визуализации у устья;
- линию передачи данных, выполненную с возможностью доставки данных датчиков от скважинного средства обработки данных в устьевое средство обработки данных,
причем скважинная система визуализации дополнительно содержит средство буферизации данных, выполненное с возможностью приема данных датчиков от скважинного средства обработки данных и временного хранения данных датчиков в скважинном средстве буферизаций данных.
В одном варианте осуществления изобретения вышеупомянутая скважинная система визуализации может дополнительно содержать скважинное средство хранения данных.
Кроме того, кабельная линия может составлять, по меньшей мере частично, линию передачи данных.
Также, один или более датчиков могут быть выбраны из группы, содержащей лазерные датчики, емкостные датчики, ультразвуковые датчики, датчики позиционирования, датчики потока и другие датчики для измерения физических параметров в скважинной среде.
Краткое описание чертежей
Изобретение и его многочисленные преимущества описаны ниже более подробно со ссылками на прилагаемые схематические чертежи, на которых с целью иллюстрации показаны некоторые не ограничивающие варианты изобретения и на которых:
на фиг. 1 показан общий вид скважинной системы визуализации;
на фиг. 2 показана блок-схема скважинной системы визуализации;
на фиг. 3 показана блок-схема скважинной системы визуализации;
на фиг. 4a показан вид в поперечном сечении скважинной среды, содержащей скважинный инструментальный снаряд;
на фиг. 4ba-4bb показано представление данных датчиков скважинной среды;
на фиг. 4c показана визуализация скважинной среды;
на фиг. 5a показан вид в поперечном сечении скважинной среды, содержащей скважинный инструментальный снаряд;
на фигурах 5ba-4bg показано представление данных датчиков скважинной среды; и
на фиг. 5c показана визуализация скважинной среды.
Все чертежи являются очень схематическими и не обязательно выполнены в масштабе, при этом на них показаны только те части, которые необходимы для описания изобретения, другие части не показаны или показаны без объяснения.
Осуществление изобретения
На фиг. 1 показана скважинная система 1 визуализации для визуализации скважинной среды 10 в реальном времени. Скважинная система 1 визуализации содержит скважинный инструментальный снаряд 2, выполненный с возможностью опускания в скважинную среду 10. Как показано на чертеже, скважинный инструментальный снаряд 2 содержит датчик 3, выполненный с возможностью считывания физического параметра в скважинной среде 10 и генерации сигналов датчиков, отражающих данный физический параметр. Скважинный инструментальный снаряд 2 может содержать, как правило, несколько различных датчиков, например магнитных датчиков, лазерных датчиков, емкостных датчиков и так далее. Скважинная система 1 визуализации дополнительно содержит скважинное средство 4 обработки данных для обработки сигналов 100 датчиков и отправки информации о физических параметрах через линию 6 передачи данных в устьевое средство 5 обработки данных для дальнейшей обработки и визуализации у устья в реальном времени для выдачи пользователю визуального представления о скважинной среде 10.
Как показано на блок-схеме системы визуализации на фиг. 2, один или более датчиков 3 генерирует(ют) сигналы 100 датчиков, отражающие физические параметры скважинной среды. Сигналы 100 датчиков принимают скважинным средством 4 обработки данных, выполненным с возможностью преобразования сигналов 100 датчиков в набор данных 200 датчиков. Все данные 200 датчиков временно хранят в скважинном средстве 7 буферизации данных, в то время как только первую часть данных 200 датчиков передают из скважинного средства 4 обработки данных в устьевое средство 5 обработки данных для визуализации скважинной среды. Для того чтобы минимизировать количество данных, передаваемых через линию 6 передачи, количество передаваемых данных 200 датчиков предпочтительно поддерживают на минимуме, без ущерба для возможности создания значимого визуального представления скважинной среды. Когда скважинный инструментальный снаряд 2 перемещают, например, через верхние участки скважины, единственной важной информацией для пользователя может являться местоположение индикаторов расстояния, например муфт обсадной колонны для отслеживания скорости и положения скважинного инструментального снаряда 2 в скважине. С этой целью для создания значимого визуального представления скважинной среды может потребоваться очень низкая скорость для передаваемых данных, например только каждый десятый элемент отобранных данных 200 датчиков передают на поверхность.
Под низкой скоростью для передаваемых данных понимается набор данных, соответствующих продолжительному периоду выборки и низкой частоте выборки, например передача только каждого десятого элемента из полного набора отобранных данных 200 датчиков, причем высокая скорость для передаваемых данных 200 датчиков означает набор данных, соответствующих короткому периоду отбора и высокой частоте выборки, например передача каждого второго или всех элементов полного набора отобранных данных 200 датчиков, содержащего измеренные данные датчиков. Однако, если пользователь внезапно распознает интересующий признак в визуализации на основании передаваемых данных 200 датчиков, и передаваемые данные 200 датчиков не обязательно содержат достаточно информации для возможности разрешения интересующего признака, то, например, каждый второй элемент отобранных данных 200 требуется для разрешения интересующего признака. Как правило, для этого требуется, чтобы оператор скважинного инструментального снаряда 2 остановил и переместил скважинный инструментальный снаряд 2 назад за точку, где был обнаружен интересующий признак, и затем измерил интересующую область снова с использованием более высокой частоты выборки. Повторное измерение интересующей области также может привести даже к еще одному повторению измерения, если разрешение визуализации по-прежнему не является достаточно высоким для разрешения интересующего признака. Таким образом, данный подход является медленным, трудоемким и неэффективным с точки зрения затрат. Благодаря наличию скважинного средства 7 буферизации данных все данные 200 датчиков могут, в свою очередь, временно храниться в скважине при самой высокой возможной частоте выборки. Если или когда пользователь внезапно распознает интересующий признак, пользователь может увеличить скорость для передаваемых данных для достижения достаточно высокого разрешения с опережением во времени и дополнительно для извлечения данных, хранимых в скважинном средстве 7 буферизации данных для достижения достаточно высокого разрешения обратно во времени - от точки во времени визуализации, когда отсутствовали интересующие признаки, до точки во времени визуализации, когда появился интересующий признак. Данное изменение в разрешении визуализации может быть осуществлено при продолжении перемещения вперед в скважине и таким образом, не затрачивается впустую ни драгоценное время, ни деньги.
Распознавание интересующего признака в визуализации у устья в реальном времени не обязательно осуществляется пользователем, и может быть также запущено непосредственно скважинным или устьевым средством 4, 5 обработки данных, например, если данные 200 датчиков от датчика 3 превышают заданное цифровое значение или заданное производное значение данных таким образом, что скважинное или устьевое средство 4, 5 обработки данных автоматически регулирует скорость для данных 200 датчиков, передаваемых в устьевое средство 5 обработки данных.
Кроме того, скважинное средство 7 буферизации данных может быть использовано для улучшения резервирования данных 200 датчиков. Когда данные 200 датчиков обрабатывают в устьевом средстве 5 обработки данных, данные 200 датчиков могут быть оценены таким образом, что если элементы передаваемых данных имеют, по-видимому, неожиданное значение или неожиданное производное значение, то в скважинное средство4 обработки данных может быть послан управляющий сигнал 300 для запроса извлечения элемента передаваемых данных 200 датчиков, имеющего неожиданное значение, из скважинного средства 7 буферизации данных и повторной передачи в устьевое средство 5 обработки данных. Если то же неожиданное значение снова поступает в устьевое средство 5 обработки данных, то может быть исключено, что неожиданное значение происходит в результате ошибки передачи данных в линии 6 передачи, что улучшает резервирование передачи данных из скважинного средства 4 обработки данных в устьевое средство 5 обработки данных без повторной необходимости реверсирования направления перемещения скважинного инструментального снаряда 2 для измерения области еще раз.
Как видно на фиг. 3, скважинная система 1 визуализации может дополнительно содержать скважинное средство 8 хранения данных для хранения в скважинном инструментальном снаряде 2 данных 200 датчиков. Как правило, основное ограничение по избыточному количеству данных во время скважинных операций относится к способности передачи данных по линии 6 передачи, как описано выше. Таким образом, скважинное средство 8 хранения данных может быть использовано для хранения части или всех данных 200 датчиков, и, следовательно, может быть реконструирована более детальная визуализация скважинной среды, когда скважинный инструментальный снаряд 2 поднят на поверхность. В ряде случаев скважинное средство 4 обработки данных может быть выполнено с возможностью доступа к данным 200 датчиков, хранимым в скважинном средстве 8 для хранения, по запросу пользователя или в устьевом средстве 5 обработки данных, если запрашиваемые данные больше не доступны в средстве 7 буферизации данных.
Особый случай другого типа может происходить во время периодов низкой передачи данных, то есть когда необходимо передать малые количества данных, по линии 6 передачи, например, во время операций продолжительного бурения, когда требуемая передача данных в скважинный инструментальный снаряд 2 и из данного снаряда может находиться на минимуме, например, вследствие того, что для управления инструментами в инструментальном снаряде во время операции бурения могут не требоваться данные управления. Во время подобных периодов низкой передачи данных устьевое средство 5 обработки данных способно выгружать хранимые данные 200 датчиков из скважинного средства 8 хранения, данных, обеспечивая наличие большего количества свободного места в скважинном средстве 8 хранения данных для последующего периода высокой передачи данных, например, когда операция бурения завершена, и необходимо передать новые данные управления в инструментальный снаряд.
На фиг. 4a изображен вид в поперечном сечении скважинной среды 10, содержащей скважинный инструментальный снаряд 2 для измерения физических свойств текучей среды внутри обсадной колонны ствола скважины, например, путем измерения емкостного сопротивления окружающей текучей среды с использованием емкостного датчика 3. На фиг. 4ba и 4bb приведено представление данных 200 датчиков, передаваемых в устьевое средство обработки данных для визуализации скважинной среды с низкой скоростью передачи данных, в данном случае передача представлена только двумя элементами отобранных данных 200 датчиков. Как показано на фиг. 4a, первое представление данных только указывает на то, что обсадная колонна заполнена первой текучей средой 12, в то время как следующее представление на фиг. 4bb указывает на то, что в данном случае обсадная колонна почти до половины заполнена второй текучей средой 13. На фиг. 4c представлена визуализация на основании только двух представлений передаваемых данных 200 датчиков, изображенных на фиг. 4ba и 4bb.
На фиг. 5a-c показаны измерения, выполненные в той же скважинной среде 10, как описано на фиг. 4a-c. Единственное отличие состоит в том, что в данном случае скважинная система визуализации, показанная на фиг. 5a, содержит средство буферизации данных. Когда пользователь или устьевое средство обработки данных распознает признак, в данном случае обсадную колонну, заполненную наполовину второй текучей средой 13, как показано на фиг. 4bb и фиг. 5bg, дополнительные данные 200 датчиков из средства буферизации данных, как показано на фигурах 5bb-5bf, могут быть извлечены и переданы в устьевое средство обработки данных так, что визуализация скважинной среды вокруг данного распознаваемого признака может быть улучшена без повторного измерения на данном участке обсадной колонны ствола скважины.
На фиг. 6c изображена улучшенная визуализация скважинной среды 10 после передачи дополнительных данных 200 датчиков, то есть данных датчиков, показанных на чертежах 5bb-bf, из средства буферизации данных, которое в данном случае позволяет пользователю разрешить положение, в котором вторая текучая среда 13 начинает присутствовать в скважинной среде 10 в интервале между представлением, показанным на фиг. 4ba и 5ba и указывающим на отсутствие второй текучей среды 13, и представлением, показанным на фиг. 4bb и 5bg и указывающим на то, что обсадная колонна заполнена наполовину второй текучей средой 13. Благодаря дополнительным данным 200 датчиков, временно хранимым в скважинном средстве буферизации данных, улучшенная визуализация, точно разрешающая наличие второй текучей среды 13, может быть осуществлена без реверсирования перемещения скважинного инструментального снаряда 2.
Данное изобретение относится также к способу визуализации скважинной среды с использованием скважинной визуализации. Способ содержит этапы перемещения скважинного инструментального снаряда 2 в скважинной среде 10 со считыванием одного или более физических параметров с использованием одного или более датчиков 3, как показано на фиг. 1. Сигналы 100 датчиков, как показано на фиг. 2, генерируемые одним или более датчиков 3, обрабатывают скважинным средством 4 обработки данных для предоставления данных 200 датчиков, которые затем временно хранят в виде буферизованных данных 200 датчиков в скважинном средстве 7 буферизации данных. Буферизованные данные 200 датчиков содержат информацию о физических параметрах, полученных с заданной частотой выборки, и представляют все данные 200 датчиков, полученные от датчиков. Затем передают первую часть данных 200 датчиков в устьевое средство 5 обработки данных с заданной первой скоростью передачи, которая равна упомянутой частоте выборки или меньше нее. У устья скважины первую часть данных 200 датчиков обрабатывают с использованием устьевого средства 5 обработки данных и используют для визуализации скважинной среды 10 на основании первой части данных 200 датчиков. Когда пользователь или устьевое средство 5 обработки данных распознает событие или признак, например внезапное изменение одного или более физических параметров во время визуализации скважинной среды 10, как описано выше при ссылках на фиг. 5a-c, и при этом емкостной датчик 3 внезапно предоставляет данные 200 датчиков, характеризующие то, что половина обсадной колонны заполнена второй текучей средой, то пользователь или устьевое средство 5 обработки данных посылает управляющий сигнал 300 из устьевого средства 5 обработки данных в скважинное средство 4 обработки данных для изменения таким образом скорости передачи с первой скорости передачи на вторую скорость передачи.
Кроме того, в устьевое средство 5 обработки данных передают, по меньшей мере частично, вторую часть данных 200 датчиков, хранимых в скважинном средстве 7 буферизации данных, для предоставления дополнительных данных 200 датчиков для улучшения визуализации скважинной среды 10, содержащей признак, вызывающий событие в данных 200 датчиков, отражающих данный признак. На последнем этапе предлагаемого способа визуализируют скважинную среду 10 на основании первой части данных 200 датчиков и второй части данных 200 датчиков, хронологически до и после события, без реверсирования перемещения скважинного инструментального снаряда 2. Пример первой части данных 200 датчиков изображен на фиг. 4ba и 4bb, причем первая часть данных 200 датчиков и вторая часть данных 200 датчиков показаны на фиг. 5ba-5bg, и визуализация упомянутых данных показана на фиг. 6c.
Событие, запускающее изменение с первой на вторую скорость передачи, может представлять собой, например, изменение в конструкции обсадной колонны, в структуре формации или в свойствах текучих сред, присутствующих в скважинной среде.
Способ может быть улучшен путем подстраивания скорости передачи для достижения наиболее оптимальной скорости передачи. Частота выборки является самой высокой возможной скоростью передачи, поскольку частота выборки определяет имеющиеся в наличии данные датчиков. Однако, оптимальная скорость передачи зависит, как правило, от объектов в скважинной среде, которую необходимо визуализировать. Во время быстрого перемещения скважинного инструментального снаряда через длинные проходы трубчатой конструкции скважины без интересующих признаков скорость передачи предпочтительно является максимально низкой для того, чтобы минимизировать передачу данных по каналам передачи данных. Когда достигнуты интересующие области скважины или обнаружены внезапные изменения в визуализации, то скорость передачи предпочтительно изменяют на вторую скорость передачи, которая выше, чем первая скорость передачи и ниже, чем частота выборки. Вторые скорости передачи могут быть заданы для приспособления к различным эксплуатационным условиям, например низким вторым скоростям передачи во время осмотров скважинных конструкций в отличие от высоких вторых скоростей передачи во время точных операций.
Для того чтобы сэкономить место в скважинном средстве буферизации, часть буферизованных данных датчиков, уже переданных в устьевое средство обработки данных, предпочтительно может быть удалена в скважинном средстве буферизации данных.
Во время крайне чувствительных операций пользователю может потребоваться достижение частот выборки, превышающих заданные частоты выборки, для получения более высокого разрешения в визуализации. Для достижения данных частот предусмотрена возможность отправки дополнительного управляющего сигнала для изменения скорости скважинного инструментального снаряда с первой на вторую скорость. Изменение скорости на более низкую скорость может облегчить достижение второй частоты выборки, превышающую заданную частоту выборки, поскольку могут быть достигнуты более высокие частоты выборки при более медленном перемещении скважинного инструментального снаряда. После визуализации интересующей зоны частота выборки может быть изменена на новую частоту выборки путем повторной отправки дополнительного управляющего сигнала.
Когда частота выборки изменена на более низкую частоту выборки, скорость передачи может быть выше, чем частота выборки. Скорость передачи часто устанавливают на максимально возможную скорость передачи, когда датчик инструментального снаряда перемещают по не интересующим участкам в скважине. Причем во время перемещения по данным не интересующим участкам на поверхность передают максимум данных таким образом, что место в средстве буферизации может быть использовано для новых получаемых данных. Сразу после перемещения датчика инструментального снаряда в интересующий участок частоту выборки снова увеличивают, и поскольку не все данные могут быть переданы на поверхность, часть данных временно хранят в средстве буферизации.
Способ визуализации скважинной среды может содержать не только передачу второй части данных датчиков с второй скоростью передачи, но также и передачу третьей части данных датчиков с третьей скоростью передачи, а также визуализацию скважинной среды на основании переданных первой, второй и третьей частей данных датчиков. Когда пользователь запрашивает более высокое разрешение относительно более высокой второй скорости передачи, вторая скорость может быть снова слишком мала для разрешения аспектов интереса в визуализации. Для идеального разрешения интересующей зоны соответственно предусмотрена возможность запроса третьей части данных датчиков с третьей скоростью передачи. Затем визуализация может быть выполнена на основании как первой и второй, так и третьей частях данных датчиков. Первая и вторая части данных датчиков уже отправлены в устьевое средство обработки данных, поэтому тот факт, что часть визуализации основана на всех трех частях, может минимизировать количество данных, необходимых для передачи, во избежание передачи избыточных данных. Четвертая, пятая и даже последующие части данных датчиков могут быть переданы с четвертой, пятой или другими скоростями передачи для улучшения разрешения или минимизации передачи данных во время специальных операций.
Под средством 7 буферизации данных понимается буфер данных любого типа, выполненный с возможностью хранения количества данных во время ограниченного временного интервала так, чтобы обеспечить возможность для скважинного средства 4 обработки данных выполнять быстрые операции с использованием данных, временно хранимых в средстве буферизации данных. В средстве 7 буферизации данных может использоваться технология случайного доступа для считывания/записи данных быстрее, чем, например, в технологии последовательного доступа, и, как следствие, данная технология случайного доступа может использоваться при высоких требованиях к скоростям считывания/записи в средстве 7 буферизации данных. Средство 7 буферизации данных может содержать управляющий модуль, представляющий собой контур, выполненный с возможностью осуществления базовых операций, например считывания, записи, приема и отправки данных. Наличие более интеллектуального скважинного средства 7 буферизации данных, содержащего управляющий модуль, позволяет скважинному средству 7 буферизации данных уменьшить зависимость от скважинного средства 4 обработки данных и уменьшить взаимодействие со скважинным средством 4 обработки данных, например, когда желательно записать данные непосредственно в скважинное средство 8 хранения данных.
Под технологией случайного доступа понимается любая технология, обеспечивающая возможность доступа к данным в случайном порядке для считывания/записи данных для того, чтобы обеспечить возможность более быстрого доступа к данным без необходимости сортировки данных, например запоминающее устройство с произвольным доступом (RAM).
Под скважинным средством 8 хранения данных понимается любой тип средства хранения данных, выполненный с возможностью хранения данных на долгосрочный период и энергонезависимым образом для того, чтобы обеспечить возможность надежного хранения и доступа к данным, когда скважинный инструментальный снаряд 2 поднят на поверхность. В данном средстве хранения может использоваться технология последовательного доступа для считывания/записи данных, поскольку скорость считывания/записи в скважинном средстве 8 хранения данных, как правило, менее важна, так как к данным 200 датчиков, хранимым в скважинном средстве 8 хранения данных, не обращаются в скважине. Для дополнительного увеличения резервирования получаемых в скважине данных 200 датчиков скважинный инструментальный снаряд 2 может содержать множество средств 8 хранения данных таким образом, что данные могут быть распределены по различным средствам 8 хранения одним из ряда методов, называемых технологиями RAID. Технологии RAID гарантируют резервирование данных даже при поломке нескольких или более дисков в зависимости от установки, что может быть предпочтительным при операциях в скважине в очень жесткой и интенсивной среде, например в кислотных текучих средах и при высоких уровнях вибраций, особенно если хранимые данные 200 датчиков представляют большое значение для операции.
Под средством обработки понимается процессор любого типа, выполненный с возможностью выполнения вычислений с данными, отправки/приема аналоговых или цифровых данных в устройства, соединенные со средством обработки, например в датчики 3, средство 7 буферизации данных, средство 8 хранения данных и другие процессоры, например скважинное или устьевое средство 4, 5 обработки данных. Данное средство обработки может дополнительно содержать модули, выполненные с возможностью осуществления специальных операций, например аналого-цифрового преобразования.
Под линией 6 передачи данных понимается любой тип технологии передачи данных, используемой в связи с передачей данных из скважинного инструментального снаряда 2, например кабель или фал. Основное назначение кабеля состоит в опускании скважинных инструментальных снарядов в стволы скважин и в подаче электроэнергии в скважинный инструментальный снаряд с использованием одного или более проводников в кабеле. Кабели не оптимизированы для передачи данных, поэтому ограничения на передачу данных через линии 6 передачи, например, кабели, являются столь критическими в области операций в скважине.
Хотя изобретение описано выше на примере предпочтительных вариантов осуществления, специалисту в данной области техники очевидно, что возможны модификации данного изобретения, не выходящие за пределы объема правовой охраны изобретения, определенные нижеследующей формулой изобретения.
Claims (19)
1. Способ визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации, содержащей скважинный инструментальный снаряд (2), содержащий один или более датчиков (3), скважинное средство (4) обработки данных для обработки сигналов датчиков для предоставления данных (200) датчиков, устьевое средство (5) обработки данных для обработки и визуализации у устья, и линию (6) передачи данных, выполненную с возможностью доставки данных датчиков от скважинного средства обработки данных в устьевое средство обработки данных, причем упомянутые датчики выполнены с возможностью генерации сигналов (100) датчиков, отражающих один или более физических параметров в скважинной среде, при этом скважинная система визуализации дополнительно содержит скважинное средство (7) буферизации данных, выполненное с возможностью приема данных датчиков от скважинного средства обработки данных и временного хранения данных датчиков в скважинном средстве буферизации данных,
причем упомянутый способ содержит следующие этапы:
- перемещение скважинного инструментального снаряда в скважинной среде;
- считывание, во время перемещения, одного или более физических параметров с использованием одного или более датчиков, генерирующих сигналы датчиков, отражающие один или более физических параметров в скважинной среде;
- обработка сигналов датчиков для предоставления данных датчиков;
- временное хранение в скважинном средстве буферизации данных буферизованных данных датчиков, полученных с заданной частотой выборки;
- передача первой части данных (200) датчиков в устьевое средство обработки данных с заданной первой скоростью передачи, которая равна упомянутой частоте выборки или меньше нее;
- обработка первой части данных датчиков с использованием устьевого средства обработки данных и визуализация скважинной среды на основании первой части данных датчиков;
- отправка управляющего сигнала (300) от устьевого средства обработки данных в скважинное средство обработки данных на основании события, например внезапного изменения одного или более физических параметров во время визуализации скважинной среды, с изменением таким образом скорости передачи с первой скорости передачи на вторую скорость передачи;
- передача, по меньшей мере, частично второй части данных (200) датчиков, хранимых в скважинном средстве буферизации данных, в устьевое средство обработки данных; и
- визуализация скважинной среды на основании первой части данных датчиков и второй части данных датчиков, хронологически до и после упомянутого события, без реверсирования перемещения скважинного инструментального снаряда.
2. Способ визуализации скважинной среды по п. 1, в котором вторая скорость передачи выше, чем первая скорость передачи, и ниже, чем частота выборки.
3. Способ визуализации скважинной среды по п. 1 или 2, дополнительно содержащий этап удаления в скважинном средстве буферизации данных части буферизованных данных датчиков, переданной в устьевое средство обработки данных.
4. Способ визуализации скважинной среды по п. 1 или 2, дополнительно содержащий этап отправки дополнительного управляющего сигнала для изменения скорости скважинного инструментального снаряда с первой на вторую скорость.
5. Способ визуализации скважинной среды по п. 1 или 2, дополнительно содержащий этап изменения частоты выборки с первой на вторую частоту выборки.
6. Способ визуализации скважинной среды по п. 1 или 2, дополнительно содержащий этап передачи второй части данных датчиков со второй скоростью передачи и передачи третьей части данных датчиков с третьей скоростью передачи.
7. Способ визуализации скважинной среды по п. 1 или 2, дополнительно содержащий этап визуализации скважинной среды на основании переданных первой, второй и третьей частей данных датчиков.
8. Способ визуализации скважинной среды по п. 1 или 2, в котором упомянутое событие является изменением в конструкции обсадной колонны, в структуре формации или в свойствах текучих сред, присутствующих в скважинной среде.
9. Способ визуализации скважинной среды по п. 1 или 2, в котором скорость передачи превышает частоту выборки при прохождении датчика инструментального снаряда по не представляющим интерес участкам скважины.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP11196115.7A EP2610434A1 (en) | 2011-12-29 | 2011-12-29 | Downhole visualisation system |
| EP11196115.7 | 2011-12-29 | ||
| PCT/EP2012/077006 WO2013098363A1 (en) | 2011-12-29 | 2012-12-28 | Downhole visualisation method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014128074A RU2014128074A (ru) | 2016-02-20 |
| RU2607669C2 true RU2607669C2 (ru) | 2017-01-10 |
Family
ID=47522633
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014128074A RU2607669C2 (ru) | 2011-12-29 | 2012-12-28 | Способ визуализации скважины |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10174603B2 (ru) |
| EP (2) | EP2610434A1 (ru) |
| CN (1) | CN103998714A (ru) |
| AU (1) | AU2012360871B2 (ru) |
| BR (1) | BR112014014240A2 (ru) |
| CA (1) | CA2859274A1 (ru) |
| DK (1) | DK2798151T3 (ru) |
| MX (1) | MX2014007294A (ru) |
| RU (1) | RU2607669C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013098363A1 (ru) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2921641A1 (en) | 2014-03-18 | 2015-09-23 | Welltec A/S | A method and apparatus for verifying a well model |
| WO2016209810A1 (en) | 2015-06-22 | 2016-12-29 | Saudi Arabian Oil Company | Systems, methods, and apparatuses for downhole lateral detection using electromagnetic sensors |
| US20170339343A1 (en) * | 2016-05-17 | 2017-11-23 | Tijee Corporation | Multi-functional camera |
| CN106401560B (zh) * | 2016-10-13 | 2019-10-11 | 武汉大学 | 一种岩体性能实时监测的可视化自感知探测器 |
| JP6374466B2 (ja) * | 2016-11-11 | 2018-08-15 | ファナック株式会社 | センサインタフェース装置、測定情報通信システム、測定情報通信方法、及び測定情報通信プログラム |
| US11808135B2 (en) * | 2020-01-16 | 2023-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods to perform a downhole inspection in real-time |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5602541A (en) * | 1991-05-15 | 1997-02-11 | Baroid Technology, Inc. | System for drilling deviated boreholes |
| US5899958A (en) * | 1995-09-11 | 1999-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Logging while drilling borehole imaging and dipmeter device |
| US6041860A (en) * | 1996-07-17 | 2000-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for performing imaging and downhole operations at a work site in wellbores |
| EA009357B1 (ru) * | 2003-12-08 | 2007-12-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Скважинный беспроводной датчик для передачи данных через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну в реальном времени |
| US20110087434A1 (en) * | 2008-02-07 | 2011-04-14 | Tecwel As | Monitoring system |
| EP2317068A1 (en) * | 2009-10-30 | 2011-05-04 | Welltec A/S | Scanning tool |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2849530A (en) * | 1955-09-12 | 1958-08-26 | John H Fleet | Means for observing boreholes |
| US5568838A (en) * | 1994-09-23 | 1996-10-29 | Baker Hughes Incorporated | Bit-stabilized combination coring and drilling system |
| US5652617A (en) * | 1995-06-06 | 1997-07-29 | Barbour; Joel | Side scan down hole video tool having two camera |
| US5697445A (en) * | 1995-09-27 | 1997-12-16 | Natural Reserves Group, Inc. | Method and apparatus for selective horizontal well re-entry using retrievable diverter oriented by logging means |
| US5715891A (en) * | 1995-09-27 | 1998-02-10 | Natural Reserves Group, Inc. | Method for isolating multi-lateral well completions while maintaining selective drainhole re-entry access |
| US6229453B1 (en) * | 1998-01-26 | 2001-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method to transmit downhole video up standard wireline cable using digital data compression techniques |
| US7705878B2 (en) * | 1998-08-17 | 2010-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus to create a down-hole video log to transmit down-hole video data |
| US6061551A (en) * | 1998-10-21 | 2000-05-09 | Parkervision, Inc. | Method and system for down-converting electromagnetic signals |
| US6820088B1 (en) * | 2000-04-10 | 2004-11-16 | Research In Motion Limited | System and method for synchronizing data records between multiple databases |
| US6580449B1 (en) * | 2000-07-18 | 2003-06-17 | Dhv International, Inc. | Borehole inspection instrument having a low voltage, low power fiber optic light-head |
| US20030188862A1 (en) * | 2002-04-03 | 2003-10-09 | Streich Steven G. | System and method for sensing and monitoring the status/performance of a downhole tool |
| US7163065B2 (en) * | 2002-12-06 | 2007-01-16 | Shell Oil Company | Combined telemetry system and method |
| US7207215B2 (en) * | 2003-12-22 | 2007-04-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | System, method and apparatus for petrophysical and geophysical measurements at the drilling bit |
| US7080699B2 (en) * | 2004-01-29 | 2006-07-25 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore communication system |
| US8044821B2 (en) | 2005-09-12 | 2011-10-25 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole data transmission apparatus and methods |
| US8141633B2 (en) * | 2009-03-25 | 2012-03-27 | Occidental Chemical Corporation | Detecting fluids in a wellbore |
-
2011
- 2011-12-29 EP EP11196115.7A patent/EP2610434A1/en not_active Withdrawn
-
2012
- 2012-12-28 MX MX2014007294A patent/MX2014007294A/es unknown
- 2012-12-28 DK DK12813046.5T patent/DK2798151T3/en active
- 2012-12-28 EP EP12813046.5A patent/EP2798151B1/en not_active Not-in-force
- 2012-12-28 CA CA2859274A patent/CA2859274A1/en not_active Abandoned
- 2012-12-28 WO PCT/EP2012/077006 patent/WO2013098363A1/en active Application Filing
- 2012-12-28 AU AU2012360871A patent/AU2012360871B2/en not_active Ceased
- 2012-12-28 BR BR112014014240A patent/BR112014014240A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-12-28 CN CN201280061764.0A patent/CN103998714A/zh active Pending
- 2012-12-28 US US14/365,882 patent/US10174603B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-12-28 RU RU2014128074A patent/RU2607669C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5602541A (en) * | 1991-05-15 | 1997-02-11 | Baroid Technology, Inc. | System for drilling deviated boreholes |
| US5899958A (en) * | 1995-09-11 | 1999-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Logging while drilling borehole imaging and dipmeter device |
| US6041860A (en) * | 1996-07-17 | 2000-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for performing imaging and downhole operations at a work site in wellbores |
| EA009357B1 (ru) * | 2003-12-08 | 2007-12-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Скважинный беспроводной датчик для передачи данных через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну в реальном времени |
| US20110087434A1 (en) * | 2008-02-07 | 2011-04-14 | Tecwel As | Monitoring system |
| EP2317068A1 (en) * | 2009-10-30 | 2011-05-04 | Welltec A/S | Scanning tool |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US10174603B2 (en) | 2019-01-08 |
| RU2014128074A (ru) | 2016-02-20 |
| WO2013098363A1 (en) | 2013-07-04 |
| EP2798151B1 (en) | 2016-04-27 |
| EP2798151A1 (en) | 2014-11-05 |
| AU2012360871A1 (en) | 2014-07-24 |
| AU2012360871B2 (en) | 2015-12-24 |
| US20140340506A1 (en) | 2014-11-20 |
| EP2610434A1 (en) | 2013-07-03 |
| DK2798151T3 (en) | 2016-08-01 |
| CN103998714A (zh) | 2014-08-20 |
| MX2014007294A (es) | 2014-07-30 |
| BR112014014240A2 (pt) | 2017-06-13 |
| CA2859274A1 (en) | 2013-07-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2607669C2 (ru) | Способ визуализации скважины | |
| US20060070770A1 (en) | Measuring the weight on a drill bit during drilling operations using coherent radiation | |
| AU2014396852B2 (en) | Employing a target risk attribute predictor while drilling | |
| US11261719B2 (en) | Use of surface and downhole measurements to identify operational anomalies | |
| CN109891191A (zh) | 用于随钻自主导引的机会传感器融合算法 | |
| US20220196861A1 (en) | Mitigation of fiber optic cable coupling for distributed acoustic sensing | |
| US11892577B2 (en) | Multi-scale photoacoustic detection method of geological structure around borehole and related devices | |
| WO2015002641A1 (en) | Determining a shape of a downhole object | |
| US20230100038A1 (en) | Combined soft and stiff-string torque and drag model | |
| US20220268145A1 (en) | Channel detection system and method | |
| CN107542451B (zh) | 一种钻井漏失层位识别系统 | |
| US11536130B2 (en) | Logging while drilling (LWD) mechanical calipers | |
| US20200392841A1 (en) | Estimation of formation elastic constants from drilling | |
| US20200310389A1 (en) | Independent high-speed sampling for an oil drilling system | |
| NO20211410A1 (en) | Intelligent rig state detection and uncertainty analysis on real-time drilling parameters | |
| CN106958441A (zh) | 一种不稳定试井系统、方法及装置 | |
| NO20210747A1 (en) | Channel detection system and method | |
| CN115704306A (zh) | 一种直推存储式生产测井系统及方法 | |
| CN112610202A (zh) | 用于石油钻井系统的随钻测量总成的中央存储单元 | |
| CN117908118A (zh) | 基于随钻地震波尾波的岩体不连续面识别方法及相关装置 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171229 |