RU2612952C2

RU2612952C2 - Electromagnetic borehole telemetry system using electrically insulating material and related methods

Info

Publication number: RU2612952C2
Application number: RU2015122721A
Authority: RU
Inventors: Пол Ф. РОДНИ; Дэвид ЛАЙЛ
Original assignee: Хэллибертон Энерджи Сервисиз Инк.
Priority date: 2012-12-28
Filing date: 2012-12-28
Publication date: 2017-03-14
Also published as: CN104937442A; EP2914986A4; AU2012397852A1; WO2014105051A1; BR112015013673B1; AU2012397852B2; RU2015122721A; CA2890618A1; CN104937442B; EP2914986A1; CA2890618C; US20150315906A1; BR112015013673A2

Abstract

FIELD: geophysics.

SUBSTANCE: invention relates to geophysics and can be used during well electromagnetic survey. Downhole telemetry system and method, in which electrically insulating material is located above and/or below device starting electric current or receiver along well pipe column are disclosed to expand range of telemetric system, increase speed of telemetry and/or reduce of well electric power requirements.

EFFECT: technical result is prevention of chains of short circuit through drilling fluid and in casing or directly in casing.

15 cl, 5 dwg, 1 tbl

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИFIELD OF TECHNOLOGY

Настоящее изобретение в общем относится к электромагнитной телеметрии и, в частности, к скважинной телеметрической системе, в которой электроизоляционный материал расположен вокруг по меньшей мере одного участка скважинной колонны для расширения диапазона телеметрической системы, увеличения скорости телеметрии и/или понижения скважинных требований электропитания.The present invention generally relates to electromagnetic telemetry and, in particular, to a downhole telemetry system in which an insulating material is located around at least one portion of the downhole string to expand the range of the telemetry system, increase the telemetry speed and / or lower the downhole power requirements.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND

Электромагнитные телеметрические системы используют в скважинных операциях для передачи и приема электромагнитных сигналов для различных целей. Электромагнитный телеметрический передатчик запускает электрический сигнал в буровую трубу посредством создания разности потенциалов по участку воротника бура, присоединенного к буровой трубе, или посредством запуска тока на бурильную колонну через тороид, расположенный вокруг участка бурильной колонны.Electromagnetic telemetry systems are used in downhole operations to transmit and receive electromagnetic signals for various purposes. An electromagnetic telemetry transmitter triggers an electrical signal into the drill pipe by creating a potential difference across the portion of the drill collar connected to the drill pipe, or by driving current to the drill string through a toroid located around the drill string.

Однако при нахождении электромагнитного передатчика внутри обсадной трубы потери сигнала могут быть повышены в результате перехода тока на трубе к обсадной трубе, таким образом запуская часть сигнала к обсадной трубе, но также замыкая часть сигнала вдоль обсадной трубы. Кроме того, и, в частности, при наличии прямого контакта между любой частью трубы и обсадной трубой движение бурильной колонны может вызывать прерывистый контакт и, следовательно, образовывать существенный уровень шума в телеметрическом сигнале. Кроме того, при прохождении сигнала вверх и вниз по трубе и/или обсадной трубе, по существу, обеспечивается его ослабление в результате утечки тока в пласт, окружающий скважину. В результате сигнал, принятый приемником на поверхности или в скважине, может быть ослаблен до такой степени, что отношение сигнал-шум не является достаточно высоким для обеспечения надежной передачи данных даже на скорости передачи данных, составляющей несколько бит в секунду.However, when the electromagnetic transmitter is inside the casing, signal loss can be increased as a result of the passage of current on the pipe to the casing, thus triggering part of the signal to the casing, but also shorting part of the signal along the casing. In addition, and, in particular, in the presence of direct contact between any part of the pipe and the casing, the movement of the drill string can cause intermittent contact and, therefore, generate a significant noise level in the telemetry signal. In addition, as the signal passes up and down the pipe and / or casing, it is substantially attenuated as a result of current leakage into the formation surrounding the well. As a result, the signal received by the receiver at the surface or in the well can be attenuated to such an extent that the signal-to-noise ratio is not high enough to ensure reliable data transmission even at a data rate of several bits per second.

Как следует из указанного ранее, в данной области техники существует необходимость в затратоэффективном способе, обеспечивающем расширение диапазона телеметрической системы и/или предотвращение цепей короткого замыкания через буровой раствор и в обсадной трубе или непосредственно в обсадной трубе.As follows from the above, in the art there is a need for a cost-effective method for expanding the range of the telemetry system and / or preventing short circuits through the drilling fluid and in the casing or directly in the casing.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

На фиг. 1А и 1В изображена буровая установка и электромагнитная телеметрическая система 10 в соответствии по меньшей мере с одним приведенным в качестве примера вариантом реализации настоящего изобретения; иIn FIG. 1A and 1B illustrate a drilling rig and an electromagnetic telemetry system 10 in accordance with at least one exemplary embodiment of the present invention; and

На фиг. 2А, 2В и 2С показаны графики, иллюстрирующие улучшения сигнала в результате добавления электроизоляционного материала выше и/или ниже запускающего ток устройства в соответствии по меньшей мере с одним приведенным в качестве примера вариантом реализации настоящего изобретения.In FIG. 2A, 2B, and 2C are graphs illustrating signal improvements resulting from the addition of electrical insulation material above and / or below the current-triggering device in accordance with at least one exemplary embodiment of the present invention.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Ниже подробно описаны показанные на чертежах варианты реализации и соответствующие способы настоящего изобретения, которые могут быть использованы в скважинной телеметрической системе, в которой электроизоляционный материал расположен вокруг по меньшей мере одного участка скважинной колонны. В целях ясности понимания не все признаки фактического осуществления или способов могут быть описаны в настоящем описании. Также под «приведенными в качестве примера» вариантами реализации, описанными в настоящем описании, следует понимать варианты реализации настоящего изобретения. Следует понимать, что при усовершенствовании любого такого конкретного варианта реализации могут быть предприняты различные конкретные решения, подходящие для достижения конкретных целей разработчика, таких как соответствие ограничениям, связанным с системой или с коммерческой деятельностью, которые могут изменяться от одного варианта реализации к другому. Кроме того, следует понимать, что такая попытка усовершенствования может оказаться сложной и отнимет много времени, но, тем не менее, она может предоставить специалистам возможность использования преимуществ этого изобретения. Другие аспекты и преимущества различных вариантов реализации и соответствующих способов осуществления изобретения будут понятны из следующего описания и чертежей.The embodiments and corresponding methods of the present invention that can be used in a downhole telemetry system in which an electrical insulation material is arranged around at least one portion of the downhole string are described in detail below. For clarity of understanding, not all features of actual implementation or methods may be described herein. Also, by “exemplary” embodiments described herein, embodiments of the present invention are to be understood. It should be understood that when improving any such specific implementation option, various specific decisions can be made that are suitable to achieve the specific goals of the developer, such as compliance with the restrictions associated with the system or with commercial activities, which may vary from one implementation option to another. In addition, it should be understood that such an attempt to improve can be difficult and time-consuming, but, nevertheless, it can provide specialists with the opportunity to take advantage of this invention. Other aspects and advantages of various embodiments and corresponding methods of carrying out the invention will be apparent from the following description and drawings.

В соответствии с данным описанием приведенные в качестве примера варианты реализации настоящего изобретения обеспечивают расширение диапазона электромагнитной телеметрической системы при нахождении системы внутри обсаженного или необсаженного участка скважины. Для решения этой задачи электроизоляционный материал применяют на скважинной колонне непосредственно выше и/или непосредственно ниже запускающего электрический ток устройства (например, втулочный узел с зазором или тороид) или приемника. В других вариантах реализации электроизоляционный материал может также покрывать запускающее ток устройство или приемник. Соответственно, при запускании электрического сигнала запускающим ток устройством в буровую трубу электроизоляционный материал предотвращает непосредственно переход тока к обсадной трубе или через буровой раствор, таким образом предотвращая цепи короткого замыкания через обсадную трубу и/или утечку электрического тока в пласт, или снижая степень их интенсивности, при отсутствии обсадной трубы вокруг передатчика, таким образом улучшая диапазон и/или понижая отношение сигнал-шум телеметрической системы, и/или понижая требуемое системой электропитание. Кроме того, в вариантах реализации, в которых используется скважинный приемник, электроизоляционный материал обеспечивает уменьшение утечки тока из скважинной колонны к обсадной трубе или пласту во время операций нисходящей передачи данных.In accordance with this description, the exemplary embodiments of the present invention provide an extension of the range of the electromagnetic telemetry system when the system is inside a cased or uncased portion of the well. To solve this problem, an insulating material is used on the downhole string immediately above and / or directly below the electric current triggering device (for example, a sleeve assembly with a gap or a toroid) or a receiver. In other embodiments, the electrical insulating material may also cover a current triggering device or receiver. Accordingly, when an electric signal is triggered by a current-triggering device into the drill pipe, the insulating material prevents the current from passing directly to the casing or through the drilling fluid, thereby preventing short circuits through the casing and / or leakage of electric current into the formation, or reducing their intensity, in the absence of a casing around the transmitter, thereby improving the range and / or lowering the signal-to-noise ratio of the telemetry system, and / or lowering the required system th power. In addition, in embodiments using a downhole receiver, the insulating material reduces current leakage from the downhole to the casing or formation during downlink operations.

В конкретных приведенных в качестве примера вариантах реализации электроизоляционный материал представлен по меньшей мере одним листом материала, обернутым вокруг забойного устройства или буровой трубы посредством использования клейкой подложки. В других вариантах реализации, например, может также быть использован электроизоляционный расширяющийся материал или различные покрытия. В результате обеспечивается увеличение диапазона электромагнитной телеметрической системы изнутри и снаружи участка, имеющего покрытие, приблизительно на расстояние электроизолированной трубы. Таким образом, скорость передачи данных электромагнитной телеметрической системы может также быть увеличена без необходимости добавления промежуточных станций.In specific exemplary embodiments, the electrical insulating material is represented by at least one sheet of material wrapped around the bottomhole device or drill pipe by using an adhesive backing. In other embodiments, for example, an electrically insulating expandable material or various coatings may also be used. The result is an increase in the range of the electromagnetic telemetry system from the inside and outside of the coated area by approximately the distance of the electrically insulated pipe. Thus, the data rate of the electromagnetic telemetry system can also be increased without the need for adding intermediate stations.

На фиг. 1А и 1В изображена буровая установка 12 и электромагнитная телеметрическая система 10 в соответствии по меньшей мере с одним приведенным в качестве примера вариантом реализации настоящего изобретения. В области техники известно, что электромагнитная телеметрическая система 10 образует и/или принимает электромагнитные волны в забое скважины. Электромагнитная телеметрическая система 10 содержит забойное устройство 14, запускающее ток устройство 16 (например, втулочный узел с зазором), и участок 18 трубчатого элемента (в сочетании именуемый, например, скважинной колонной), которые отходят вниз через обсадную трубу 20 скважины 22. Под используемым в настоящем описании термином «скважинная колонна» следует понимать различные спускные колонны, такие как, например, бурильная колонна, колонна гибких труб, насосно-компрессорная колонна и т.д. В приведенном в качестве примера варианте реализации по фиг. 1А и 1В скважинная колонна представлена бурильной колонной.In FIG. 1A and 1B illustrate a drilling rig 12 and an electromagnetic telemetry system 10 in accordance with at least one exemplary embodiment of the present invention. It is known in the art that an electromagnetic telemetry system 10 generates and / or receives electromagnetic waves at the bottom of a well. The electromagnetic telemetry system 10 includes a downhole device 14, a current-triggering device 16 (for example, a sleeve assembly with a gap), and a section 18 of the tubular element (in combination referred to as, for example, the downhole string), which extend downward through the casing 20 of the well 22. Under used in the present description, the term "well string" should be understood as various downcomers, such as, for example, a drill string, a string of flexible pipes, a tubing string, etc. In the exemplary embodiment of FIG. 1A and 1B, the drill string is represented by a drill string.

Дополнительно, электромагнитная телеметрическая система 10 содержит приемник 24, электрически связанный с заземлением 26, а также может содержать по меньшей мере одну промежуточную станцию (не показано) вдоль трубчатого элемента 18 по требованию. В целом электромагнитная телеметрическая система 10 обеспечивает передачу данных посредством запуска тока низкой частоты (между приблизительно 1 и 30 Гц, например) вдоль трубчатого элемента 18. Сигналы, связанные с током, затем определяются приемником 24 на поверхности, где измеряется разность потенциалов между буровой установкой 12 и заземлением 26. В этом приведенном в качестве примера варианте реализации электромагнитная телеметрическая система 10 может функционировать, например, в режиме носителя фазно-модулированных сигналов, режиме позиционно-импульсной модуляции или в режиме мультиплексирования с ортогональным частотным разделением, или в различных других режимах модуляции, понятных специалистам в данной области техники, намеренным использовать преимущества настоящего изобретения.Additionally, the electromagnetic telemetry system 10 includes a receiver 24, electrically connected to ground 26, and may also contain at least one intermediate station (not shown) along the tubular element 18 on demand. In general, the electromagnetic telemetry system 10 enables data transmission by triggering a low frequency current (between approximately 1 and 30 Hz, for example) along the tubular element 18. The current-related signals are then detected by the receiver 24 on the surface where the potential difference between the drilling rig 12 is measured and grounding 26. In this exemplary embodiment, the electromagnetic telemetry system 10 may operate, for example, in a carrier mode of phase-modulated signals, in pos. pulse-frequency modulation or in the multiplexing mode with orthogonal frequency division, or in various other modulation modes, understandable to specialists in this field of technology, intending to take advantage of the present invention.

Для образования тока, передаваемого электромагнитной телеметрической системой 10, запускающее электрический ток устройство 16 примыкает к забойному устройству 14 (или может образовывать часть забойного устройства 14). В первом приведенном в качестве примера варианте реализации запускающее электрический ток устройство 16 выполнено в качестве электрического ключа между забойным устройством 14 и трубчатым элементом 18, который эффективно превращает скважинную колонну в большую антенну. В приведенном в качестве примера варианте реализации по фиг. 1А втулочный узел с зазором выполняет функцию электрического ключа или антенны. Таким образом, между забойным устройством 14 и трубчатым элементом 18 образуется разность электрических потенциалов, в результате образуется передаваемый ток. В данной области техники известно, что втулочный узел с зазором является электроизолирующим соединением, выполненным с возможностью выдерживать высокие нагрузки на скручивание, изгиб, вытягивание и сжатие электромагнитной телеметрической системы 10. Однако в других вариантах реализации запускающее электрический ток устройство 16 может являться торойдным устройством, известным в данной области техники. Эти и другие аспекты электромагнитной телеметрической системы 10 будут понятны специалистам в данной области техники, намеренным использовать преимущества настоящего изобретения.To generate the current transmitted by the electromagnetic telemetry system 10, the electric current triggering device 16 is adjacent to the downhole device 14 (or may form part of the downhole device 14). In a first exemplary embodiment, an electric current triggering device 16 is configured as an electric key between the downhole device 14 and the tubular member 18, which effectively turns the borehole string into a large antenna. In the exemplary embodiment of FIG. 1A, the hub assembly with a gap serves as an electric key or antenna. Thus, between the downhole device 14 and the tubular element 18, a difference in electric potentials is formed, as a result, a transmitted current is generated. It is known in the art that a hub assembly with a gap is an electrically insulating compound configured to withstand high torsion, bending, pulling and compressing loads of an electromagnetic telemetry system 10. However, in other embodiments, the electric current triggering device 16 may be a toroid device known in the art. These and other aspects of the electromagnetic telemetry system 10 will be apparent to those skilled in the art who intend to take advantage of the present invention.

Также со ссылкой на фиг. 1А и 1В трубчатый элемент 18 был опущен через устройство 28 для предотвращения выброса вниз скважины 22 и через обсадную трубу 20. Как было указано ранее, в этом приведенном в качестве примера варианте реализации трубчатый элемент 18 представлен буровой трубой, образующей часть бурильной колонны; однако в других вариантах реализации трубчатый элемент 18 может быть представлен, например, колонной гибких труб или насосно-компрессорной колонной, используемой для некоторых других операций. Однако трубчатый элемент 18 отходит вниз к запускающему ток устройству 16, связанному с забойным устройством 14. Буровая коронка 30 расположена на дальнем конце забойного устройства 14. Буровая коронка 30 выполнена с возможностью поворота посредством различных способов, включающих, например, трубчатый элемент 18 или гидравлический забойный двигатель. В этом приведенном в качестве примера варианте реализации забойное устройство 14 содержит центральный вычислительный блок (не показан) и электромагнитный телеметрический передатчик 32, содержащий электронные схемы, необходимые для считывания, обнаружения и передачи электромагнитных сигналов через запускающее ток устройство 16, в дополнение к осуществлению других операций забойного устройства 14, известных в данной области техники.Also with reference to FIG. 1A and 1B, the tubular member 18 was lowered through the device 28 to prevent downward movement of the borehole 22 and through the casing 20. As indicated earlier, in this exemplary embodiment, the tubular member 18 is represented by a drill pipe forming part of a drill string; however, in other embodiments, the tubular member 18 may be, for example, a string of tubing or tubing used for some other operations. However, the tubular element 18 moves downward to the current triggering device 16 associated with the bottomhole device 14. The drill bit 30 is located at the far end of the bottomhole device 14. The drill bit 30 is rotatable by various methods, including, for example, the tubular element 18 or the hydraulic bottomhole engine. In this exemplary embodiment, the downhole device 14 comprises a central computing unit (not shown) and an electromagnetic telemetry transmitter 32 containing electronic circuits necessary for reading, detecting, and transmitting electromagnetic signals through a current triggering device 16, in addition to performing other operations downhole device 14, known in the art.

В конкретных приведенных в качестве примера вариантах реализации электромагнитной телеметрической системы 10 электроизоляционный материал 34 применяют вокруг по меньшей мере одного участка бурильной колонны (трубчатый элемент 18 или забойное устройство 14) выше и/или ниже запускающего ток устройства 16. В другом варианте реализации электроизоляционный материал 34 необязательно является идеальным изолятором; а сопротивление электроизоляционного материала 34 не меньше чем на два порядка величины превышает сопротивление текучей среды (бурового раствора, например), используемой во время скважинной операции. Кроме того, в конкретных вариантах реализации также необходимо исключить промежуток между электроизоляционным материалом 34 вдоль трубчатого элемента 18 или забойного устройства 14. Однако электроизоляционный материал 34 может являться одним из множества материалов, таких как, например, расширяющийся материал, покрытие, изготовленное литьем под давлением, лента, рукав, стабилизатор, покрытие, нанесенное напылением высокоскоростным кислородно-топливным способом, анодированные слои и т.д. Расширяющийся материал может являться, например, одним из таких материалов, как используемые в системах Swell Technology™, производимые Патентообладателем настоящего изобретения, компанией Halliburton Energy Services, Co., Хьюстон, штат Техас. Дополнительно, расширяющийся материал может быть выбран на основании типа раствора (на основании нефти или воды, например) таким образом, чтобы обеспечивать расширение расширяющегося материала на забойном устройстве 14 и/или трубчатом элементе 18 при контакте с буровым раствором, и приклеивание к нему.In specific exemplary embodiments of the electromagnetic telemetry system 10, electrical insulation material 34 is used around at least one portion of the drill string (tubular member 18 or downhole device 14) above and / or below the current-triggering device 16. In another embodiment, the electrical insulation material 34 optionally an ideal insulator; and the resistance of the insulating material 34 is not less than two orders of magnitude greater than the resistance of the fluid (drilling fluid, for example) used during the downhole operation. In addition, in specific embodiments, it is also necessary to eliminate the gap between the insulating material 34 along the tubular element 18 or the bottomhole device 14. However, the insulating material 34 may be one of many materials, such as, for example, an expandable material, a die cast coating, tape, sleeve, stabilizer, coating applied by spraying with a high-speed oxygen-fuel method, anodized layers, etc. The expandable material may be, for example, one such material as used in Swell Technology ™ systems manufactured by the Patentee of the present invention, Halliburton Energy Services, Co., Houston, Texas. Additionally, the expandable material can be selected based on the type of solution (based on oil or water, for example) so as to allow expansion of the expanding material on the bottomhole device 14 and / or the tubular element 18 upon contact with the drilling fluid and adhere to it.

Как описано ранее, электроизоляционный материал 34 применяют по меньшей мере на одном участке скважинной колонны (т.е. трубчатый элемент 18 и забойное устройство 14) выше и/или ниже запускающего ток устройства 16. В одном варианте реализации электроизоляционный материал 34 применяют непосредственно выше и/или ниже запускающего ток устройства 16, как показано на фиг. 1А и 1В. Однако в других вариантах реализации электроизоляционный материал 34 может быть также расположен вдоль всего трубчатого элемента 18 по требованию. В конкретных приведенных в качестве примера вариантах реализации электроизоляционный материал 34 может быть применен в качестве ленты, обмотанной вокруг по меньшей мере одного участка забойного устройства 14, проходящего в скважину 22. Электроизоляционная лента может быть приклеена вдоль скважинной колонны посредством ее смачивания такой текучей средой (буровым раствором, например), которая будет использована для обеспечения ее расширения. Однако в других вариантах реализации клейкая подложка может быть использована на ленте для ее приклеивания к скважинной колонне. Приведенные в качестве примера изолирующие ленты могут быть представлены, например, расширяющимися материалами, покрытыми клеем каучуком, силоксановым каучуком, тефлоном, полиэфирными ленками, полимидными лентами, полимерными листами (полиэтилен, например). Однако в конкретных вариантах реализации использование полиэтилена будет ограничено температурой, приблизительно составляющей 115°С, так как обычная температура плавления полиэтиленовой пластмассы приблизительно составляет 120°С. Кроме того, ширина ленты может составлять от одного фута до нескольких футов, а толщина может составлять долю дюйма (1/8 дюйма, например).As previously described, the insulating material 34 is used in at least one portion of the well string (i.e., the tubular member 18 and the bottomhole device 14) above and / or below the current-triggering device 16. In one embodiment, the insulating material 34 is applied directly above and / or below the current triggering device 16, as shown in FIG. 1A and 1B. However, in other embodiments, the insulating material 34 may also be located along the entire tubular element 18 upon request. In specific exemplary embodiments, the electrical insulating material 34 can be used as a tape wrapped around at least one portion of the downhole device 14 extending into the well 22. The electrical insulating tape can be glued along the borehole string by wetting it with such fluid (drilling fluid) solution, for example), which will be used to ensure its expansion. However, in other embodiments, the adhesive backing can be used on the tape to adhere to the well string. Exemplary insulating tapes can be represented, for example, by expanding materials coated with adhesive rubber, siloxane rubber, Teflon, polyester ribbons, polymide tapes, polymer sheets (polyethylene, for example). However, in specific embodiments, the use of polyethylene will be limited to a temperature of approximately 115 ° C, since the normal melting temperature of polyethylene plastic is approximately 120 ° C. In addition, the width of the tape can range from one foot to several feet, and the thickness can be a fraction of an inch (1/8 inch, for example).

В альтернативном варианте реализации электроизоляционный материал 34 может быть изготовлен в форме рукава, внутренний диаметр которого незначительно превышает наружный диаметр муфты-ниппеля забойного устройства 14 или трубчатого элемента 18. В одном примере электроизоляционный рукав применен вдоль скважинной колонны, проходящей в скважину 22. Электроизоляционный рукав может быть удержан на месте во время размещения различными способами, такими как, например, посредством применения зажимов или ленты для удержания электроизоляционного рукава на месте до начала расширения расширяющегося материала. Альтернативно, электроизоляционный рукав может размещаться с прилеганием вокруг участка скважинной колонны, достаточным для его удержания на месте до начала расширения. Дополнительно, участки электроизоляционного рукава могут быть смочены буровым раствором, таким образом обеспечивая расширение участка рукава и приклеивание к скважинной колонне. Однако после размещения, при вступлении электроизоляционного рукава в контакт с буровой текучей средой, обеспечивается активация расширения расширяющегося материала на поверхности забойного устройства 14 или трубчатого элемента 18, таким образом, обеспечивая приклеивание к нему. Расширяющийся материал может быть выбран, например, на основании типа используемого бурового раствора, что будет понятно специалистам в данной области техники, намеренным использовать преимущества настоящего изобретения.In an alternative embodiment, the insulating material 34 may be made in the form of a sleeve, the inner diameter of which slightly exceeds the outer diameter of the nipple sleeve of the bottomhole device 14 or the tubular element 18. In one example, the insulating sleeve is applied along the borehole running into the well 22. The insulating sleeve may be held in place during placement in various ways, such as, for example, by using clamps or tape to hold the electrical insulation pointing in place before the expansion of expanding material begins. Alternatively, the electrical insulating sleeve may fit snugly around a portion of the wellbore sufficient to hold it in place until expansion begins. Additionally, sections of the electrical insulating sleeve may be wetted with drilling fluid, thereby allowing expansion of the sleeve section and gluing to the well string. However, after placement, when the insulating sleeve comes into contact with the drilling fluid, the expansion of the expanding material is activated on the surface of the bottomhole device 14 or the tubular element 18, thereby providing adhesion to it. The expandable material may be selected, for example, based on the type of drilling fluid used, as will be appreciated by those skilled in the art who intend to take advantage of the present invention.

Кроме того, также со ссылкой на фиг. 1А и 1В, электроизоляционный материал 34 может быть применен по меньшей мере к одному участку трубчатого элемента 18 посредством применения любого описанного в настоящем описании способа. Такой вариант реализации обеспечит сведение к минимуму потерю тока во время передачи вдоль трубчатого элемента 18. В известных телеметрических системах ток, проходящий вверх по скважинной колонне и обсадной трубе, имеет склонность перехода от скважинной колонны/обсадной трубы в землю, что приводит к потере сигнала. Однако посредством применения этого альтернативного варианта реализации настоящего изобретения, в котором по меньшей мере один участок трубчатого элемента 18 изолирован выше запускающего ток устройства 16, обеспечено уменьшение количества тока, уходящего в землю вдоль трубчатого элемента 18, в результате чего увеличено количество тока, возвращающегося по скважинной колонне вверх и достигающего поверхности, что в результате обеспечивает сигнал большей амплитуды. В конкретных вариантах реализации электроизоляционный материал 34 может быть использован вдоль только забойного устройства 14, только трубчатого элемента 18 или вдоль забойного устройства 14 и трубчатого элемента 18.In addition, also with reference to FIG. 1A and 1B, the electrical insulating material 34 may be applied to at least one portion of the tubular member 18 by applying any method described herein. This embodiment will minimize current loss during transmission along the tubular element 18. In known telemetry systems, the current flowing up the borehole and casing has a tendency to transition from the borehole / casing to the ground, which leads to signal loss. However, by applying this alternative embodiment of the present invention, in which at least one portion of the tubular element 18 is isolated above the current-triggering device 16, the amount of current flowing into the ground along the tubular element 18 is reduced, thereby increasing the amount of current returning downhole column up and reaching the surface, which as a result provides a signal of greater amplitude. In specific embodiments, the insulating material 34 may be used along only the bottomhole device 14, only the tubular member 18, or along the bottomhole device 14 and the tubular member 18.

Дополнительно, еще в одном альтернативном варианте реализации текучая среда, имеющая электрическое сопротивление, может быть нагнетена в скважину 22 для способствования электроизоляции электромагнитной телеметрической системы от обсадной трубы 22. Такая текучая среда может быть представлена буровым раствором и/или добавками текучей среды, добавленными в текучую среду. Еще в одном варианте реализации текучая среда, имеющая электрическое сопротивление, может быть использована без электроизоляционного материала 34, что будет понятно специалистам в данной области техники, намеренным использовать преимущества настоящего изобретения.Additionally, in yet another alternative embodiment, a fluid having electrical resistance can be injected into the well 22 to assist in electrically isolating the electromagnetic telemetry system from the casing 22. Such fluid can be represented by drilling fluid and / or fluid additives added to the fluid Wednesday In yet another embodiment, a fluid having electrical resistance can be used without electrical insulation material 34, which will be understood by those skilled in the art who intend to take advantage of the present invention.

Несмотря на то, что на фиг. 1А и 1В это не показано, приведенные в качестве примера варианты реализации настоящего изобретения могут быть использованы в телеметрических системах нисходящей передачи данных, в которых может быть использован только скважинный приемник. Как известно в области техники, электромагнитная телеметрическая система 10 может содержать приемник на месте запускающего ток устройства 16, используемого для приема сигналов, передаваемых от поверхности через трубчатый элемент 18. Такой вариант реализации может содержать или не содержать электромагнитный телеметрический передатчик 32. В таких вариантах реализации приемник может быть выполнен в виде, например, втулочного узла с зазором или тороида, как описано ранее. Однако в отличие от описанных в настоящем описании предыдущих вариантов реализации, вместо этого приемник будет обеспечивать прием и расшифровку сигнала для осуществления некоторых операций внутри забойного устройства 14. В таких вариантах реализации расположение электроизоляционного материала 34 вокруг по меньшей мере одного участка трубчатого элемента 18 обеспечит уменьшение и/или исключение утечки тока от трубчатого элемента 18 в обсадную трубу 20 или в пласт с открытым стволом, что будет понятно специалистам в данной области техники, намеренным использовать преимущества настоящего изобретения.Despite the fact that in FIG. 1A and 1B are not shown, exemplary embodiments of the present invention can be used in downlink telemetry systems in which only a downhole receiver can be used. As is known in the art, the electromagnetic telemetry system 10 may comprise a receiver in place of the current-triggering device 16 used to receive signals transmitted from the surface through the tubular member 18. Such an embodiment may or may not include an electromagnetic telemetry transmitter 32. In such embodiments the receiver can be made in the form of, for example, a sleeve assembly with a gap or a toroid, as described previously. However, in contrast to the previous embodiments described in the present description, instead, the receiver will provide reception and decoding of the signal for some operations inside the bottomhole device 14. In such embodiments, the location of the insulating material 34 around at least one portion of the tubular element 18 will reduce and / or eliminating the leakage of current from the tubular element 18 into the casing 20 or into the open-hole formation, which will be clear to those skilled in the art, intending to take advantage of the present invention.

Далее будут описаны улучшения, обеспечиваемые добавлением электроизоляционного материала 34 выше и/или ниже запускающего ток устройства 16, со ссылкой на графики на фиг. 2А-2С. На графиках ток проходит на трубчатом элементе 18 и обсадной трубе 20 вдоль различных глубин скважины 22, при этом был применен электроизоляционный материал 34 разной длины. На фиг. 2А изображен ход тока на трубчатом элементе 18 и обсадной трубе 20 в скважине, глубина которой составляет 2800 футов, содержащей буровую трубу, длина которой составляет 2500 футов, обсадную трубу, длина которой составляет 2500 футов, втулочный узел с зазором, длина которого составляет 1 дюйм, расположенный на глубине 1400 футов, и с использованием раствора, удельное сопротивление которого составляет 0,25 Ом⋅метр. Как показано, ток резко переходит с трубы в обсадную трубу 20, исключая доступность существенной части тока в качестве сигнала, вместо этого эффективно замыкая ее обсадной трубой 20.Next, the improvements provided by the addition of the electrical insulation material 34 above and / or below the current-starting device 16 will be described, with reference to the graphs in FIG. 2A-2C. In the graphs, current flows through the tubular element 18 and the casing 20 along various depths of the borehole 22, with the use of electrical insulation material 34 of different lengths. In FIG. 2A shows the flow of current on a tubular member 18 and a casing 20 in a well that is 2,800 feet deep, containing a 2,500-foot drill pipe, a 2,500-foot casing, and a 1-inch clearance sleeve located at a depth of 1,400 feet and using a solution with a resistivity of 0.25 Ohm-meter. As shown, the current abruptly transfers from the pipe to the casing 20, excluding the availability of a substantial part of the current as a signal, instead effectively closing it with the casing 20.

На фиг. 2В изображен ход тока на трубчатом элементе 18 и обсадной трубе 20 в такой же скважине, как на фиг. 2А, но с электроизоляционным материалом 34, длина которого составляет 400 футов, вдоль забойного устройства 14 ниже втулочного узла с зазором, длина которого составляет 1 дюйм. Удельное сопротивление раствора также составляет 0,25 Ом⋅метр. Как показано, ток также быстро переходит к обсадной трубе 20 при отсутствии электроизоляционного материала 34, однако обеспечивается существенное улучшение уровня сигнала в целом. На фиг. 2С изображен еще один ход тока вдоль скважины, но с изоляционным материалом, длина которого составляет 400 футов, выше и с изоляционным материалом, длина которого составляет 400 футов, Ниже втулочного узла с зазором, длина которого составляет 1 дюйм. Удельное сопротивление раствора также составляет 0,25 Ом⋅метр. Аналогично, ток также быстро переходит к обсадной трубе 20 на участке, на котором заканчивается электроизоляционный материал 34, однако аналогично обеспечивается существенное улучшение уровня сигнала в целом. В приведенной ниже таблице 1 показана сводная информация этих и других уровней сигнала, которые можно наблюдать на поверхности.In FIG. 2B shows the flow of current on the tubular element 18 and the casing 20 in the same well as in FIG. 2A, but with electrical insulation material 34, which is 400 feet long, along the bottomhole device 14 below the sleeve assembly with a clearance of 1 inch. The resistivity of the solution is also 0.25 Ohm⋅meter. As shown, the current also quickly passes to the casing 20 in the absence of electrical insulation material 34, however, a significant improvement in the signal level as a whole is provided. In FIG. 2C illustrates another current path along the well, but with insulation material 400 feet long and above with insulation material 400 feet below the sleeve assembly with a gap of 1 inch. The resistivity of the solution is also 0.25 Ohm⋅meter. Similarly, the current also quickly passes to the casing 20 in the area where the insulating material 34 ends, however, a significant improvement in the signal level as a whole is also provided. Table 1 below shows a summary of these and other signal levels that can be observed on the surface.

Как показано, уровень сигнала в милливольтах находится в первой колонке, уровень сигнала, выраженный в децибелах милливольт, находится во второй колонке, сопротивление раствора находится в третьей колонке, а сводная информация об изоляции находится в четвертой колонке. Хотя ранее указанные примеры относятся к вариантам реализации, использующим передатчики, такие же типы улучшений в отношении сигнал-шум будут присутствовать и в вариантах реализации, использующих скважинные приемники, что будет понятно специалистам в данной области техники, намеренным использовать преимущества настоящего изобретения.As shown, the signal level in millivolts is in the first column, the signal level, expressed in decibels of millivolts, is in the second column, the resistance of the solution is in the third column, and the summary of insulation is in the fourth column. Although the previously mentioned examples relate to embodiments using transmitters, the same types of improvements in signal-to-noise ratio will be present in embodiments using downhole receivers as will be appreciated by those skilled in the art who intend to take advantage of the present invention.

В соответствии с описанным ранее электроизоляционный материал 34 может быть применен на скважинной колонне многими различными способами. Например, электроизоляционный материал 34 может быть применен по меньшей мере на одном участке скважинной колонны во время образования скважинной колонны. Альтернативно, по меньшей мере один участок скважинной колонны может быть изолирован до образования скважинной колонны. Кроме того, приведенные в качестве примера варианты реализации настоящего изобретения могут быть использованы в необсаженных и обсаженных скважинах. В обсаженных участках скважины электроизоляционный материал 34 обеспечивает уменьшение или предотвращение цепей короткого замыкания от запускающего ток устройства 16 в обсадную трубу 20. В необсаженных участках скважины электроизоляционный материал 34 обеспечивает уменьшение или предотвращение утечки тока от скважинной колонны в пласт. Соответственно, обеспечивается расширение телеметрического диапазона восходящей или нисходящей передачи данных электромагнитной телеметрической системы 10 на расстояние, приблизительно равняющееся длине примененного изоляционного материала, а также снижение скважинных требований электропитания. Таким образом, во время бурения (или осуществления других операций) обеспечивается эффективная электромагнитная телеметрия с телеметрическим передатчиком, расположенным внутри и снаружи обсадной трубы.In accordance with the previously described insulating material 34 can be applied to the well string in many different ways. For example, the insulating material 34 may be applied in at least one portion of the well string during formation of the well string. Alternatively, at least one section of the well string may be isolated prior to the formation of the well string. In addition, the exemplary embodiments of the present invention can be used in open and cased wells. In the cased sections of the well, the insulating material 34 provides a reduction or prevention of short circuits from the current-triggering device 16 to the casing 20. In the uncased sections of the well, the insulating material 34 reduces or prevents the leakage of current from the borehole into the formation. Accordingly, the expansion of the telemetry range of the upward or downward data transmission of the electromagnetic telemetry system 10 is provided by a distance approximately equal to the length of the applied insulating material, as well as the reduction of downhole power requirements. Thus, during drilling (or other operations), efficient electromagnetic telemetry is provided with a telemetry transmitter located inside and outside the casing.

Дополнительно, в вариантах реализации настоящего изобретения, используемых внутри обсаженных скважин, участок скважинной колонны ниже запускающего ток устройства 16 (или приемника) может быть изолирован. Однако в вариантах реализации, используемых вдоль участков скважин, открытых для пласта, участки скважинной колонны выше запускающего ток устройства 16 (или приемником) могут быть изолированы. В последнем варианте реализации может быть определена длина по меньшей мере одного электропроводящего участка пласта вдоль необсаженной скважины, а длину электроизоляционного материала 34 определяют на основании длины электропроводящего пласта. В области техники известно, что расположение электропроводящих пластов может быть определено на основании, например, каротажей сопротивления других скважин рядом со строящейся скважиной, что будет понятно специалистам в данной области техники, намеренным использовать преимущества настоящего изобретения. На основании каротажных данных и планируемой траектории скважины, а также того, на сколько коронка пройдет за пределы электропроводящего пласта в определенное время (в вариантах реализации, использующих бурильную колонну), специалисты в данной области смогут легко определить длину электропроводящего материала, необходимого для применения выше запускающего ток устройства 16 (или приемника). Например, если скважина является вертикальной скважиной и проход коронки запланирован на прохождение 12000 футов в глубину, электромагнитный передатчик расположен на 200 футов выше буровой коронки, а электропроводящий пласт проходит на глубине от 10000 до 11000 футов, то электроизоляционный материал 34, длина которого составляет 1800 футов, может быть расположен выше запускающего ток устройства 16 таким образом, чтобы при прохождении запускающего ток устройства 16 подошвы электропроводящего пласта (т.е. при прохождении глубины, составляющей 11000 футов), между трубчатым элементом 18 и пластом будет обеспечен электроизоляционный материал 34. Однако в любом из этих вариантов реализации по меньшей мере один участок скважинной колонны выше и/или ниже запускающего ток устройства 16 или приемника (не показано) может быть также изолирован.Additionally, in embodiments of the present invention used inside cased wells, a portion of the well string below the current-generating device 16 (or receiver) may be isolated. However, in embodiments used along well sections open to the formation, sections of the well string above the current-triggering device 16 (or receiver) may be isolated. In the latter embodiment, the length of at least one electrically conductive portion of the formation along the open hole can be determined, and the length of the electrically insulating material 34 is determined based on the length of the electrically conductive formation. It is known in the art that the location of electrically conductive formations can be determined based, for example, on the resistance logs of other wells near a well under construction, which will be understood by those skilled in the art who intend to take advantage of the present invention. Based on the logging data and the planned trajectory of the well, as well as on how much the crown will go beyond the boundaries of the electrically conductive formation at a certain time (in embodiments using a drill string), specialists in this field will be able to easily determine the length of the electrically conductive material required for use above the launch current of device 16 (or receiver). For example, if the well is a vertical well and the crown is planned to go 12,000 feet in depth, the electromagnetic transmitter is 200 feet above the drill bit, and the electrically conductive formation runs at a depth of 10,000 to 11,000 feet, then the insulating material 34, which is 1800 feet long can be located above the current-triggering device 16 so that when the current-triggering device 16 passes, the soles of the electrically conductive formation (i.e., when a depth of 11,000 feet passes ) Between the tubular member 18 and the reservoir is provided with an electrically insulating material 34. In any of these embodiments, at least one portion of the well string above and / or below the receiver 16 or the trigger device current (not shown) could also be isolated.

Согласно одному из примерных вариантов реализации настоящего изобретения предложен способ использования электромагнитной телеметрической системы в скважине, способ включает создание скважинной колонны, содержащей по меньшей мере один трубчатый элемент, прикрепленный к забойному устройству, забойное устройство содержит по меньшей мере одно из запускающего электрический ток устройства или приемника; применение электроизоляционного материала вокруг по меньшей мере одного участка скважинной колонны; размещение забойного устройства в скважине; осуществление операции электромагнитной телеметрии посредством использования забойного устройства; и использование электроизоляционного материала для уменьшения по меньшей мере одного из: цепей короткого замыкания от запускающего ток устройства к обсадной трубе или утечки тока от скважинной колонны в обсадную трубу или пласт вдоль скважины. Осуществляемая операция электромагнитной телеметрии может быть, например, передачей и/или приемом электромагнитных сигналов вдоль системы. Еще один способ также включает применение электроизоляционного материала вокруг по меньшей мере одного участка скважинной колонны непосредственно выше или ниже запускающего ток устройства или приемника. Еще в одном способе применение электроизоляционного материала вокруг по меньшей мере одного участка скважинной колонны включает обертывание по меньшей мере одного участка скважинной колонны по меньшей мере одним листом электроизоляционного материала.According to one exemplary embodiments of the present invention, a method for using an electromagnetic telemetry system in a well is provided, the method includes creating a well string containing at least one tubular element attached to a downhole device, the downhole device comprising at least one of an electric current triggering device or receiver ; the use of electrical insulating material around at least one section of the well string; placement of the downhole device in the well; the implementation of the operation of electromagnetic telemetry through the use of a downhole device; and the use of electrical insulating material to reduce at least one of: short circuits from the current triggering device to the casing or current leakage from the wellbore into the casing or formation along the well. The operation of electromagnetic telemetry can be, for example, the transmission and / or reception of electromagnetic signals along the system. Another method also includes the use of electrical insulating material around at least one portion of the well string immediately above or below the current-triggering device or receiver. In yet another method, the use of electrical insulating material around at least one section of the well string includes wrapping at least one section of the well string with at least one sheet of electrical insulating material.

Еще в одном способе применение электроизоляционного материала вокруг по меньшей мере одного участка скважинной колонны включает расположение изоляционного рукава вокруг по меньшей мере одного участка скважинной колонны, изоляционный рукав образован из электроизоляционного расширяющегося материала. Еще в одном способе применение электроизоляционного материала вокруг по меньшей мере одного участка скважинной колонны включает применение по меньшей мере одного из: электроизоляционного расширяющегося материала; электроизоляционного покрытия, изготовленного литьем под давлением; электроизоляционного покрытия, нанесенного напылением; или электроизоляционного анодированного слоя. Еще в одном способе применение электроизоляционного материала вокруг по меньшей мере одного участка скважинной колонны включает: определение длины электропроводящего участка пласта вдоль скважины; и применение электроизоляционного материала на основании определенной длины.In another method, the use of electrical insulating material around at least one portion of the well string includes arranging an insulating sleeve around at least one portion of the well string, the insulating sleeve being formed of expandable electrical insulating material. In yet another method, the use of electrical insulating material around at least one portion of the well string includes the use of at least one of: electrical insulating expandable material; dielectric insulating coating; spray coating; or an electrical insulating anodized layer. In yet another method, the use of electrical insulating material around at least one portion of the well string includes: determining the length of the electrically conductive portion of the formation along the well; and the use of electrical insulation material based on a certain length.

Согласно другому примерному варианту реализации настоящего изобретения предложена электромагнитная телеметрическая система для использования в скважине, система содержит скважинную колонну, содержащую по меньшей мере один трубчатый элемент, прикрепленный к забойному устройству, забойное устройство содержит по меньшей мере одно из запускающего электрический ток устройства или приемника; и электроизоляционный материал, расположенный вокруг по меньшей мере одного участка скважинной колонны для уменьшения по меньшей мере одного из цепей короткого замыкания от запускающего ток устройства к обсадной трубе; или утечки тока от скважинной колонны в обсадную трубу или пласт вдоль скважины. Еще в одном варианте реализации электроизоляционный материал расположен непосредственно выше или ниже запускающего ток устройства или приемника. Еще в одном варианте реализации запускающее электрический ток устройство представлено втулочным узлом с зазором или тороидом. Еще в одном варианте реализации приемник представлен втулочным узлом с зазором или тороидом. Еще в одном варианте реализации электроизоляционный материал представлен по меньшей мере одним листом электроизоляционного материала. Еще в одном варианте реализации электроизоляционный материал представлен изоляционным рукавом. Еще в одном варианте реализации электроизоляционный материал представлен по меньшей мере одним из: электроизоляционного расширяющегося материала; электроизоляционного покрытия, изготовленного литьем под давлением; электроизоляционного покрытия, нанесенного напылением; или электроизоляционного анодированного слоя.According to another exemplary embodiment of the present invention, there is provided an electromagnetic telemetry system for use in a well, the system comprises a well string comprising at least one tubular element attached to a downhole device, the downhole device comprising at least one of an electric current triggering device or receiver; and electrical insulating material located around at least one portion of the well string to reduce at least one of the short circuit from the current triggering device to the casing; or current leakage from the well string into the casing or formation along the well. In yet another embodiment, the insulating material is located directly above or below the current-triggering device or receiver. In yet another embodiment, the electric current triggering device is a sleeve assembly with a gap or toroid. In yet another embodiment, the receiver is a sleeve assembly with a gap or toroid. In yet another embodiment, the electrical insulating material is represented by at least one sheet of electrical insulating material. In another embodiment, the insulating material is represented by an insulating sleeve. In yet another embodiment, the electrical insulating material is represented by at least one of: expanding electrical insulating material; dielectric insulating coating; spray coating; or an electrical insulating anodized layer.

Согласно еще одному примерному варианту реализации настоящего изобретения предложен способ использования электромагнитной телеметрической системы в скважине, способ включает: применение электроизоляционного материала вокруг по меньшей мере одного участка скважинной колонны, содержащей по меньшей мере одно из запускающего электрический ток устройства или приемника; размещение скважинной колонны в скважине; и использование электроизоляционного материала для уменьшения по меньшей мере одного из цепей короткого замыкания от запускающего ток устройства к обсадной трубе или утечки тока от скважинной колонны в обсадную трубу или пласт вдоль скважины. Еще один способ также включает применение электроизоляционного материала вокруг по меньшей мере одного участка скважинной колонны непосредственно выше или ниже запускающего ток устройства или приемника. Еще в одном способе применение электроизоляционного материала вокруг по меньшей мере одного участка скважинной колонны включает применение по меньшей мере одного из электроизоляционного расширяющегося материала; электроизоляционного покрытия, изготовленного литьем под давлением; электроизоляционного покрытия, нанесенного напылением; или электроизоляционного анодированного слоя. Еще в одном способе применение электроизоляционного материала вокруг по меньшей мере одного участка скважинной колонны включает определение длины электропроводящего участка пласта вдоль скважины; и применение электроизоляционного материала на основании определенной длины.According to yet another exemplary embodiment of the present invention, there is provided a method for using an electromagnetic telemetry system in a well, the method comprising: applying insulating material around at least one portion of the well string containing at least one of an electric current triggering device or receiver; placement of the downhole string in the well; and the use of electrical insulation material to reduce at least one of the short circuits from the current triggering device to the casing or current leakage from the wellbore into the casing or formation along the well. Another method also includes the use of electrical insulating material around at least one portion of the well string immediately above or below the current-triggering device or receiver. In yet another method, the use of electrical insulating material around at least one portion of the well string includes the use of at least one of the electrical insulating expandable material; dielectric insulating coating; spray coating; or an electrical insulating anodized layer. In yet another method, the use of electrical insulating material around at least one portion of the well string includes determining the length of the electrically conductive portion of the formation along the well; and the use of electrical insulation material based on a certain length.

В описанном изобретении могут повторяться номерные позиции и/или буквы в различных примерах. Это повторение приведено для упрощения и ясности и явным образом не свидетельствует о связи между различными описанными вариантами реализации и/или конфигурациями. Также, относительные в пространственном отношении термины, такие как «под», «ниже», «нижний», «выше», «верхний» и т.п., могут быть использованы в настоящем описании для простоты описания с целью описания отношения одного элемента или детали к другому элементу или детали (другим элементам или деталям), как показано на чертежах. Следует понимать, что относительные в пространственном отношении термины включают различные ориентации устройства при эксплуатации или в работе в дополнение к изображенной на чертежах ориентации. Например, если на чертежах устройство изображено перевернутым, элементы, описанные как расположенные «ниже» или «под» другими элементами или деталями, будут расположены «выше» других элементов или деталей. Таким образом, приведенный в качестве примера термин «ниже» может включать ориентации выше и ниже. Устройство может иметь другую ориентацию (повернуто на 90 градусов или любую другую ориентацию), а используемые в настоящем описании относительные в пространственном отношении термины следует понимать аналогичным образом.In the described invention, numbering numbers and / or letters in various examples may be repeated. This repetition is provided for simplicity and clarity and does not explicitly indicate a relationship between the various described embodiments and / or configurations. Also, spatially relative terms, such as “under,” “below,” “lower,” “above,” “upper,” and the like, may be used herein for simplicity of description to describe the relationship of one element or parts to another element or part (other elements or parts) as shown in the drawings. It should be understood that spatially relative terms include various orientations of the device during operation or in operation in addition to the orientation depicted in the drawings. For example, if the device is shown upside down in the drawings, elements described as being located “below” or “below” other elements or parts will be located “above” other elements or parts. Thus, the exemplary term “below” may include orientations above and below. The device may have a different orientation (rotated 90 degrees or any other orientation), and spatial terms used in the present description should be understood in a similar way.

Несмотря на то, что различные варианты реализации и способы были изображены и описаны, изобретение не ограничивается этими вариантами реализации и способами и включает все модификации и изменения, что будет понятно специалисту в данной области техники, намеренному использовать преимущества настоящего изобретения. Например, по меньшей мере одна промежуточная станция может также образовывать часть телеметрических систем, описанных в настоящем описании, и, в таких случаях, будут применимы такие же принципы изобретения, что будет понятно специалистам в данной области техники. Таким образом, следует понимать, что изобретение не ограничено конкретными раскрытыми формами. Наоборот, изобретение охватывает все модификации, эквиваленты и альтернативы, находящиеся в пределах сущности и объема изобретения, определенных прилагаемой формулой изобретения.Although various implementations and methods have been depicted and described, the invention is not limited to these implementations and methods and includes all modifications and changes, which will be clear to a person skilled in the art who intends to take advantage of the present invention. For example, at least one intermediate station may also form part of the telemetry systems described herein, and in such cases, the same principles of the invention will apply as will be appreciated by those skilled in the art. Thus, it should be understood that the invention is not limited to the particular forms disclosed. On the contrary, the invention covers all modifications, equivalents and alternatives that are within the essence and scope of the invention defined by the attached claims.

Claims

1. The method of using electromagnetic telemetry systems in the well, including:

the creation of a well string containing at least one tubular element attached to the downhole device, which contains at least one of the electric current triggering device or receiver;

the use of insulating material around at least one section of the well string,

moreover, the use of electrical insulating material around at least one section of the well string includes:

determination of the length of the conductive section of the formation along the well; and

the use of electrical insulation material based on a certain length;

placement of the downhole device in the well;

the implementation of the operation of electromagnetic telemetry through the downhole device; and

the use of electrical insulation material to reduce at least one of:

short circuits from the current-triggering device to the casing; or

current leakage from the well string into the casing or formation along the well.

2. The method according to claim 1, further comprising applying an insulating material around at least one portion of the well string immediately above or below the current-triggering device or receiver.

3. The method according to p. 1, in which the use of electrical insulation material around at least one section of the well string includes wrapping at least one section of the well string with at least one sheet of electrical insulation material.

4. The method according to p. 1, in which the use of insulating material around at least one section of the borehole string includes arranging an insulating sleeve around at least one section of the borehole string, wherein the insulating sleeve is formed from an insulating expandable material.

5. The method according to p. 1, in which the use of electrical insulating material around at least one section of the well string includes the use of at least one of:

electrical insulating expandable material;

dielectric insulating coating;

spray coating; or

electrical insulating anodized layer.

6. An electromagnetic telemetry system for use in a well, comprising:

a downhole string containing at least one tubular element attached to the downhole device, the downhole device comprises at least one of an electric current triggering device or receiver;

means for determining the length of the electrically conductive section of the formation along the well; and

electrical insulating material located around at least one section of the well string to reduce at least one of:

short circuits from the current-triggering device to the casing; or

current leakage from the well string into the casing or formation along the well,

moreover, the length of the insulating material depends on a certain length of the electrically conductive section of the formation along the well.

7. The system according to claim 6, in which the insulating material is located directly above or below the current-triggering device or receiver.

8. The system of claim 6, wherein the electric current triggering device is configured as a sleeve assembly with a gap or a toroid.

9. The system according to claim 6, in which the receiver is made in the form of a sleeve assembly with a gap or a toroid.

10. The system of claim 6, wherein the electrical insulation material is in the form of at least one sheet of electrical insulation material.

11. The system according to claim 6, in which the insulating material is made in the form of an insulating sleeve.

12. The system according to claim 6, in which the insulating material is made in the form of at least one of:

electrical insulating expandable material;

dielectric insulating coating;

spray coating; or

electrical insulating anodized layer.

13. A method of using an electromagnetic telemetry system in a well, comprising:

the use of electrical insulating material around at least one portion of the well string containing at least one of an electric current triggering device or receiver,

the use of electrical insulation material based on a certain length;

placement of the downhole string in the well; and

the use of electrical insulation material to reduce at least one of:

short circuits from the current-triggering device to the casing; or

14. The method according to p. 13, further comprising the use of electrical insulating material around at least one portion of the well string immediately above or below the current-triggering device or receiver.

15. The method according to p. 13, in which the use of electrical insulation material around at least one section of the well string includes the use of at least one of:

electrical insulating expandable material;

dielectric insulating coating;

spray coating; or

electrical insulating anodized layer.