RU2649994C1 - Способ межскважинной томографии и системы, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных - Google Patents
Способ межскважинной томографии и системы, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных Download PDFInfo
- Publication number
- RU2649994C1 RU2649994C1 RU2016142527A RU2016142527A RU2649994C1 RU 2649994 C1 RU2649994 C1 RU 2649994C1 RU 2016142527 A RU2016142527 A RU 2016142527A RU 2016142527 A RU2016142527 A RU 2016142527A RU 2649994 C1 RU2649994 C1 RU 2649994C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- conductive path
- data
- casing
- transmitting
- measurements
- Prior art date
Links
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 title claims abstract description 89
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 238000003325 tomography Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 67
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims description 40
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 33
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 claims description 24
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 18
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 16
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 16
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 16
- 238000013500 data storage Methods 0.000 claims description 15
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 claims description 12
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 7
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 16
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 10
- 238000012546 transfer Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 30
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 15
- 239000000463 material Substances 0.000 description 10
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 5
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000012811 non-conductive material Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000005358 geomagnetic field Effects 0.000 description 2
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 2
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 2
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 239000011231 conductive filler Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000009365 direct transmission Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000010025 steaming Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/30—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with electromagnetic waves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- 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
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
- E21B47/0228—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism using electromagnetic energy or detectors therefor
-
- 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
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/024—Determining slope or direction of devices in the borehole
-
- 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
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/113—Locating fluid leaks, intrusions or movements using electrical indications; using light radiations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
- G01V3/28—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device using induction coils
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/38—Processing data, e.g. for analysis, for interpretation, for correction
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Magnetic Resonance Imaging Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к исследованию межскважинного пространства. Техническим результатом является повышение эффективности межскважинного мониторинга. В частности, предложен способ межскважинной томографии, включающий обсаживание первого ствола скважины обсадной трубой, имеющей по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных, при этом каждое устройство передачи и приема данных имеет адаптер, сообщающийся с рамочной антенной, которая охватывает наружную сторону обсадной трубы. Способ также включает размещение внутри обсадной трубы токопроводящего тракта, который проходит от наземного интерфейса по меньшей мере к одному устройству передачи и приема данных. Способ также включает обеспечение комплектом из одной или более антенн во втором стволе скважины. Способ также включает получение электромагнитных (ЭМ) измерений для межскважинной томографии с использованием по меньшей мере одного устройства передачи и приема данных и комплекта из одной или более антенн, при этом упомянутое выше получение измерений включает передачу данных или энергии между по меньшей мере одним устройством передачи и приема данных и наземным интерфейсом с помощью токопроводящего тракта. 2 н. и 25 з.п. ф-лы, 17 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНЫЕ ССЫЛКИ НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
В настоящей заявке заявляется приоритет по предварительной заявке на патент US 61/987455, озаглавленной "Casing Coils For Interwell Tomography", и поданной 1 мая 2014 года, на имя Michael S. Bittar et al. Вышеупомянутая приоритетная заявка включена в данный документ в полном объеме посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Компании, разрабатывающие месторождения нефти, ищут пути максимального увеличения прибыльности своих месторождений. Как правило, эта цель может быть сформулирована с точки зрения максимального извлечения углеводородов при условии определенных ограничений по затратам. Для улучшения извлечения углеводородов было разработано множество методов разработки месторождений. Например, многие компании используют технологии обводнения, нагнетания газа или флюида в нефтеносный пласт для вытеснения углеводородов и смещения их к эксплуатационной скважине. В качестве другого примера некоторые тяжелые углеводороды наиболее эффективно добываются с использованием технологии парового гравитационного дренажа, в которой пар используется для снижения вязкости углеводородов.
Такие методы извлечения создают фронт флюида между закачиваемым и перемещаемым флюидом. Положение фронта флюида является ключевым параметром для контроля и оптимизации этих методов извлечения, но его обычно трудно отслеживать из-за отсутствия практически осуществимых и достаточно эффективных методов и систем мониторинга. Там, где использование сейсмических исследований, мониторинга скважин и/или каротажных инструментов на кабеле неосуществимо, операторы могут быть вынуждены полагаться на компьютерное моделирование для оценки положения фронта флюида с соответствующими большими значениями неопределенности. Недостаточно эффективные операции, относящиеся к межскважинному пространству, межскважинному мониторингу и/или к управлению многоствольной добычей увеличивают вероятность преждевременного прорыва, когда одна часть фронта флюида достигает эксплуатационной скважины до того, как остальная часть фронта надлежащим образом вытеснила объем нефтеносного пласта. Такой преждевременный прорыв создает путь с малым сопротивлением для следования закачиваемого флюида и лишает энергии остальную часть системы, которую она требует для своего функционирования.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
Соответственно, на графических материалах и в последующем описании раскрыт участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных и связанные с ним способы и системы для направленного бурения, межскважинной томографии и/или управления многоствольной добычей. На графических материалах:
На фиг. 1 проиллюстрирована блок-схема, показывающая особенности типовой конфигурации участка обсадной трубы, иллюстрирующая по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных.
На фиг. 2 проиллюстрировано схематическое изображение типовой системы, использующей участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных.
На фиг. 3 проиллюстрировано схематическое изображение системы межскважинной томографии, использующей участок обсадной трубы с устройствами передачи и приема данных.
На фиг. 4А проиллюстрирован вид в разрезе, иллюстрирующий скважинный сценарий, включающий устройство передачи и приема данных с индуктивным адаптером.
На фиг. 4В проиллюстрирован вид в разрезе, иллюстрирующий скважинный сценарий, включающий устройство передачи и приема данных с адаптером на основе электрода.
На фиг. 4С и 4D проиллюстрированы виды в разрезе альтернативных конфигураций электродного соединения.
На фиг. 5 проиллюстрирована система направленного бурения, использующая участки обсадной трубы с устройствами передачи и приема данных.
На фиг. 6А проиллюстрирована система управления обсаженной многоствольной скважиной, использующая участок обсадной трубы с устройством передачи и приема данных.
На фиг. 6В проиллюстрирована система управления не обсаженной многоствольной скважиной, использующая участок обсадной трубы с устройством передачи и приема данных.
На фиг. 7А и 7В проиллюстрированы иллюстративные геометрические параметры инверсии.
На фиг. 7С проиллюстрирован многоствольный мониторинг фронта флюида.
На фиг. 8 проиллюстрирована типовая конфигурация многоствольной скважины.
На фиг. 9А проиллюстрирована блок-схема типового способа межскважинной томографии.
На фиг. 9В проиллюстрирована блок-схема типового способа направленного бурения.
На фиг. 9С проиллюстрирована блок-схема типового способа управления многоствольной скважиной.
Однако следует понимать, что конкретные варианты осуществления, приведенные на графических материалах и их подробное описание не ограничивают настоящее раскрытие. Напротив, они обеспечивают основу для выявления средним специалистом альтернативных форм, эквивалентов и модификаций, которые охватываются вместе одним или несколькими приведенными вариантами реализации настоящего изобретения в объеме прилагаемой формулы изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Описанное в данном документе является вариантами реализации изобретения участка обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных. Термин «участок обсадной трубы» в настоящем описании относится к любой структуре (например, трубчатой), используемой для обсаживания любого участка ствола скважины, будь то главный ствол скважины или боковое ответвление. Участки обсадной трубы могут меняться в части материала, толщины, внутреннего диаметра, внешнего диаметра, наклона, и/или концевых соединителей и различных известных в промышленности типов участков обсадной трубы, таких как направляющая обсадная колонна, первая технологическая колонна, промежуточная обсадная колонна, эксплуатационная обсадная колонна, хвостовик и стыковочный хвостовик обсадной колонны. Участки обсадной трубы часто являются соединенными вместе для образования колонны обсадных труб, которая защищает целостность всего ствола скважины или по меньшей мере части ствола скважины. В то время как некоторые колонны обсадных труб проходят до поверхности земли, другие колонны обсадных труб (например, хвостовики) свисают с других колонн обсадных труб.
Термин «соединенный» в данном контексте обозначает прямое или непрямое соединение двух или нескольких компонентов. Помимо прочего, прямое или не прямое соединение по природе может быть механическим, электрическим, магнитным и/или химическим. Например, если первый компонент соединяется со вторым компонентом, то это соединение может быть прямым электрическим соединением, непрямым электрическим соединением через другие компоненты и прямым физическим соединением или не прямым физическим соединением через другие компоненты и соединения в различных вариантах реализации изобретения. Кроме того, следует принимать во внимание, что соединение двух компонентов может привести только к одному типу соединения (механическому, электрическому, магнитному или химическому) или к нескольким типам соединений (механическим, электрическим, магнитным и/или химическим).
В контексте данного документа термин "устройство передачи и приема данных" представляет собой по меньшей мере одну рамочную антенну снаружи обсадной трубы, находящеюся в связи с адаптером. Как вариант, блок управления может быть включен в каждое устройство передачи и приема данных или прикреплен к нему для поддержки различных операций, включая управляемую передачу, прием и/или хранение электромагнитных (ЭМ) сигналов или информации от датчиков. Таким образом, фраза "в связи с" может относиться к прямому соединению по меньшей мере между одной рамочной антенной и адаптером или к непрямому соединению (например, компоненты блока управления могут быть расположены по меньшей мере между одной рамочной антенной и адаптером). При непрямом соединении по меньшей мере между одной рамочной антенной и адаптером, передача энергии и/или связь по меньшей мере между одной рамочной антенной, компонентами блока управления и адаптером по желанию может быть немедленной или замедленной. Во время работы каждое устройство передачи и приема данных позволяет энергии или информации быть переданной (немедленно или в замедленном режиме) от внутренней части соответствующего участка обсадной трубы к его наружной части или наоборот.
Чтобы дать возможность выполнения скважинных операций, устройство передачи и приема данных постоянно или временно соединено с токопроводящим трактом, который проходит до поверхности земли. Например, токопроводящий тракт может соединяться с адаптером устройства передачи и приема данных на одном конце и с наземным интерфейсом на другом конце. В контексте данного документа термин "наземный интерфейс" соответствует одному или нескольким компонентам на поверхности земли, которые обеспечивают подачу электрической энергии и/или телеметрической информации для скважинных операций. Примеры компонентов наземного интерфейса включают один или несколько источников питания, схему передатчика, схему приемника, компоненты хранения данных, приемо-передающие устройства, аналого-цифровые преобразователи и цифро-аналоговые преобразователи. Наземный интерфейс может быть соединен с компьютерной системой или включать компьютерную систему, которая дает команды компонентам наземного интерфейса, устройствам передачи и приема данных и/или скважинным инструментам.
По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения адаптер для того или иного устройства передачи и приема данных представляет собой индуктивный адаптер, который связывается с катушкой токопроводящего тракта индуктивно в случае, если токопроводящий тракт проходит между внутренней частью обсадной трубы и поверхностью земли (т.е. до наземного интерфейса). В других вариантах реализации изобретения адаптер представляет собой адаптер на основе электрода, который соединяется с электродами токопроводящего тракта емкостно или гальванически в случае, если токопроводящий тракт проходит от внутренней части обсадной трубы до поверхности земли. В качестве примера один или несколько таких токопроводящих трактов могут размещаться внутри скважины путем крепления кабеля к внутренней трубе и спуска внутренней трубы до местоположения адаптера устройства передачи и приема данных или до положения рядом с ним. В другом варианте один или несколько таких токопроводящих трактов могут размещаться внутри скважины путем спуска инструмента обслуживания кабеля до местоположения адаптера устройства передачи и приема данных или до положения рядом с ним.
Для индуктивного соединения токопроводящий тракт содержит индуктивную катушку, которая, когда находится достаточно близко к индуктивному адаптеру устройства передачи и приема данных, дает возможность энергии или информации быть переданной между поверхностью земли и соответствующим устройством передачи и приема данных. Для соединения на основе электрода токопроводящий тракт содержит один или несколько электродов, которые, когда возникает гальванический или емкостный контакт между электродом (электродами) токопроводящего пути и адаптером на основе электрода устройства передачи и приема данных, дает возможность энергии или информации быть переданной между токопроводящим трактом и устройством передачи и приема данных. Такая связь между индуктивными катушками или электродами, соответствующими токопроводящему тракту и устройству передачи и приема данных при необходимости может быть измерена. Таким образом, следует принимать во внимание, что каждый участок обсадной трубы может содержать одно устройство передачи и приема данных или множество устройств передачи и приема данных. В дополнение к этому скважинная колонна обсадных труб может содержать множество участков обсадных труб, каждый из которых использует по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных. Кроме того, токопроводящий путь может быть приспособлен для соединения с одним устройством передачи и приема данных или с множеством устройств передачи и приема данных. Кроме того, может быть использовано множество токопроводящих трактов, причем каждый токопроводящий тракт может быть постоянно установленным или подвижным. В случае подвижного токопроводящего тракта каждый токопроводящий тракт может поддерживать соединение с одним устройством передачи и приема данных одновременно или с совокупностью устройств передачи и приема данных одновременно. Каждое устройство передачи и приема данных, которое соединено с токопроводящим трактом, как описано в настоящем документе, независимо от того, является ли такое соединение временным или постоянным, может называться блоком или модулем передачи и приема данных. Другими словами, блок или модуль передачи и приема данных содержит участок обсадной трубы с устройством передачи и приема данных, а также компоненты внутреннего токопроводящего тракта, необходимые для передачи энергии или информации на поверхность земли или с нее.
Каждое устройство передачи и приема данных может также содержать другие особенности, включая блок управления с устройством накопления энергии, устройством хранения данных, внутренними датчиками, внешними датчиками и/или схемой управления. Такие особенности могут способствовать передаче или приему сигналов, когда несколько сигналов могут быть однозначно идентифицированы (например, с помощью адресации, мультиплексирования и/или схем модуляции). Кроме того, данные внутренних или внешних датчиков могут быть полезны для отслеживания свойств флюида и/или свойств окружающей среды (например, температуры, акустической активности, сейсмической активности и т.д.). Вместе с устройством накопления энергии, участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных может выполнять передачу сигнала, прием сигнала, считывание данных сенсорными устройствами и операции хранения данных, даже в том случае, когда токопроводящий тракт на поверхность земли в настоящее время не доступен. Если токопроводящий тракт временно соединен с данным устройством передачи и приема данных, то хранящиеся данные, собранные во время непрерывных или периодических операций (например, такие операции могут выполняться перед, во время или после временного соединения с токопроводящим трактом) могут быть переданы на поверхность земли, и/или может быть заряжено устройство накопления энергии, чтобы дать возможность непрерывных или периодических операций даже после того, как токопроводящий путь больше не доступен.
Как описано в настоящем документе, участок обсадной трубы, использующий по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных, может быть частью системы, используемой для выполнения операций направленного бурения, операций межскважинной томографии и/или операций управления многоствольной скважиной. На фиг. 1 проиллюстрирована блок-схема, иллюстрирующая особенности типовой конфигурации участка обсадной трубы 20, содержащего по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных. Как проиллюстрировано, конфигурация участка обсадной трубы 20 содержит устройство передачи и приема данных по меньшей мере с одной рамочной антенной и по меньшей мере с одним внутренним адаптером. Варианты по меньшей мере одной внешней антенны включают наклонные антенны и многокомпонентные антенны. В то же время варианты по меньшей мере одного внутреннего адаптера включают индуктивный адаптер и адаптер на основе электрода. Адаптер на основе электрода может поддерживать емкостное соединение и/или гальваническое соединение. Если используется индуктивный адаптер, то соответствующая катушка может быть внутренней для участка обсадной трубы и изолированной от него. В другом варианте реализации изобретения индуктивный адаптер может представлять собой индуктивную катушку, которая охватывает наружную сторону участка обсадной трубы или внешнюю выточку участка обсадной трубы, причем участок обсадной трубы содержит не проводящие электрический ток окна, чтобы позволить электромагнитной энергии быть переданной от токопроводящего тракта внутрь участок обсадной трубы к индуктивному адаптеру. В некоторых вариантах реализации изобретения компоненты устройства передачи и приема данных могут быть установлены в выточке обсадной трубы и/или покрыты защитным материалом.
Другие особенности конфигурации участка обсадной трубы 20 содержат устройство накопления энергии, устройство хранения данных, датчики, блок управления и/или схему управления. В некоторых вариантах реализации изобретения при необходимости используются одна или более из этих других особенностей для облегчения передачи или приема сигналов в тех случаях, когда множественные сигналы могут быть однозначно определены (например, используя адресацию, мультиплексирование и/или схемы модуляции). Кроме того, данные внутренних или внешних датчиков могут быть полезны для отслеживания свойств флюида и/или свойств окружающей среды (например, температуры, акустической активности, сейсмической активности и т.д.). Вместе с устройством накопления энергии участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных может выполнять передачу сигнала, прием сигнала, считывание данных сенсорными устройствами и операции хранения данных даже если токопроводящий тракт на поверхность земли в настоящее время не доступен. Если токопроводящий тракт временно соединен с данным устройством передачи и приема данных, то хранящиеся данные, собранные во время непрерывных или периодических операций (например, такие операции могут выполняться перед, во время или после временного соединения с токопроводящим трактом) могут быть переданы на поверхность земли и/или может быть заряжено устройство накопления энергии, чтобы дать возможность непрерывных или периодических операций даже после того, как токопроводящий путь больше недоступен. Типовое устройство накопления энергии содержит перезаряжаемую батарею. Типовое устройство для хранения информации содержит энергонезависимую память. Типовые датчики содержат датчики температуры, датчики давления, акустические датчики, сейсмические датчики и/или другие датчики. По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения используются оптические волокна для измерения параметров окружающей среды, таких как температура, давление или акустическая активность.
В свою очередь типовой блок управления может представлять собой процессор или другие программируемые логические схемы, которые могут выполнять хранящиеся команды. По желанию новые или обновленные команды могут быть выданы процессору или другим программируемым логическим схемам. Вместе с командами блок управления способен использовать схемы адресации, модуляции, демодуляции, мультиплексирования и/или демультиплексирования, чтобы дать возможность однозначной идентификации передаваемых или принимаемых сигналов. Такие сигналы могут передаваться между поверхностью земли и одним или несколькими устройствами приема и передачи данных, между различными устройствами приема и передачи данных и/или между одним или несколькими устройствами приема и передачи данных и внутрискважинным оборудованием (например, устройство управления притоком согласно настоящему описанию). Типовая схема управления содержит передатчики и приемники, которые способствуют операциям передачи сигнала и операциям приема сигнала.
По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения участок обсадной трубы с некоторыми или всеми особенностями конфигурации 20 используется вместе с колонной обсадных труб для выполнения таких операций, как операции межскважинной томографии, операции направленного бурения (регулирование), мониторинг или операции управления многоствольным устройством управления притоком (ICD) и/или других операций. На фиг. 2 проиллюстрировано схематическое изображение типовой системы 10, использующей участок обсадной трубы 21А с устройством передачи и приема данных 22. Как проиллюстрировано на фиг. 2, участок обсадной трубы 21А является частью колонны обсадных труб 11, размещенной в стволе скважины 12, который проходит через различные пласты пород 14А-14С. Скважина 12 может быть пробурена и обсажена с использованием известных технологий. В одном из вариантов реализации изобретения колонна обсадных труб 11 может содержать множество участков 21 обсадных труб, соединенных вместе, например, с использованием соединительных муфт 18. Возможны различные варианты реализации обсадной колонны, в которых число и/или характеристики участков 21 обсадных труб могут изменяться. Кроме того, способ, с помощью которого участки 21 обсадных труб соединяются вместе для формирования колонны обсадных труб 11, может меняться, как это известно в данной области техники. В то время как колонна обсадных труб 11 и участок обсадной трубы 21А проиллюстрированы в вертикальном положении на фиг. 2, следует принимать во внимание, что участки обсадной трубы, такие как участок 21А, могут иметь другую ориентацию. В дополнение к этому множество участков обсадных труб, каждый со своим собственным устройством передачи и приема данных 22, может быть использовано вместе с колонной обсадных труб, такой, как колонна обсадных труб 11. В таком случае размещение и/или ориентация различных участков обсадной трубы, имеющих устройство приема и передачи данных, может быть таким же или может отличаться.
В соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами реализации изобретения, устройство передачи и приема данных 22 участка обсадной трубы 21А содержит адаптер 24, рамочную антенну 26 и блок управления 28. Адаптер 24, например, представляет собой индуктивный адаптер или адаптер на основе электрода, который расположен внутри участка обсадной колонны 21А для обеспечения соединения с токопроводящим трактом 30, который проходит внутри колонны обсадных труб 11. Кроме того, токопроводящий тракт 30 может содержать адаптер токопроводящего тракта 32, который взаимодействует с адаптером 24. Устройство передачи и приема данных 22 участка обсадной колонны 21А и адаптер токопроводящего тракта 32 вместе могут рассматриваться как блок или модуль передачи и приема данных, который доступен временно или размещен постоянно.
Рамочная антенна 26 может быть использована для передачи сигналов 42 и/или для приема сигналов 44 от скважинного инструмента 52 в другом стволе скважины 50. Скважинный инструмент 52 может представлять собой другой участок обсадной трубы с устройством передачи и приема данных, устройством управления притоком, инструментом, спускаемым в скважину на тросе, зондом для каротажа во время бурения (LWD), компоновкой низа бурильной колонны или другим скважинным инструментом. Типовые операции (представленные в блоке операций 45), включающие использование рамочной антенны 26, передающей сигналы 42 на скважинный инструмент 52 и/или принимающей сигналы 44 от него, включают межскважинную томографию, направленное бурение и/или мониторинг или управление многоствольным устройством управления притоком. Для осуществления таких операций скважинный инструмент 52 может содержать антенну 54 и блок управления 56 (который может быть или не быть частью другого устройства передачи и приема данных). Кроме того, в некоторых вариантах реализации изобретения токопроводящий тракт 58 может быть предусмотрен дополнительно для возможности более прямой передачи энергии или информации между поверхностью земли и скважинным инструментом 52. В альтернативном варианте реализации изобретения скважинный инструмент 52 посылает сигналы 44 на устройство передачи и приема данных 22 или принимает сигналы 42 от него без наличия отдельного токопроводящего тракта 58. В таком случае энергия или информация между поверхностью земли и скважинным инструментом 52 передается с помощью устройства передачи и приема 22 и токопроводящего тракта 30. Кроме того, устройство передачи и приема 22 может выполнять задачу выбора или фильтрации информации, которая должна быть предоставлена на поверхность земли от скважинного инструмента 52 и/или выбора или фильтрации информации, которая должна быть предоставлена от поверхности земли к скважинному инструменту 52.
Блок управления 28 может содержать устройство накопления энергии, блок обработки данных, устройство для хранения информации, датчики, и/или схему управления. Функция блока управления 28 может отличаться для различных вариантов реализации изобретения. Кроме того, в некоторых вариантах реализации изобретения блок управления 28 может быть опущен. Типовые признаки, обеспечиваемые блоком управления, включают управление периодической или постоянной передачей сигналов 42 и/или управление периодическим или постоянным приемом сигналов 44. Кроме того блок управления 28 может использовать схемы адресации, мультиплексирования и/или модуляции, чтобы дать возможность однозначной идентификации сигналов 42 или 44 (примечание: может быть множество устройств передачи и приема данных 22 и/или множество скважинных инструментов 52 в пределах досягаемости сигналов друг друга). Такие схемы могут содержать схему передатчика, схему приемника, блок обработки данных и/или устройство для хранения информации с командами, выполняемыми блоком обработки данных. Кроме того, внутренние или внешние датчики могут отслеживать свойства флюида и/или свойства окружающей среды (например, температуру, акустическую активность, сейсмическую активность и т.д.). Вместе с устройством накопления энергии блок управления 28 может управлять передачей сигналов, приемом сигналов, считыванием данных сенсорными устройствами и операциями хранения данных даже в случае, когда токопроводящий тракт на поверхность земли в настоящее время не доступен. Если токопроводящий тракт временно соединен с устройством передачи и приема данных 22, то блок управления 28 может управлять процессом передачи хранящихся данных, собранных во время непрерывных или периодических операций (например, такие операции могут выполняться перед, во время или после временного соединения с токопроводящим трактом) на поверхность земли и/или может управлять зарядкой устройства накопления энергии. Типовое устройство накопления энергии содержит перезаряжаемую батарею. Типовое устройство хранения информации содержит энергонезависимую память. Типовые датчики содержат датчики температуры, датчики давления, акустические датчики, сейсмические датчики и/или другие датчики. По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения используются оптические волокна для измерения параметров окружающей среды, таких как температура, давление или акустическая активность.
На поверхности земли наземный интерфейс 59 обеспечивает энергию и/или телеметрию для скважинных операций, включая устройство приема и передачи 22. Типовые компоненты наземного интерфейса 59 содержат один или более источников энергии, схему передатчика, схему приемника, компоненты хранения данных, приемопередающие устройства, аналого-цифровые преобразователи и цифро-аналоговые преобразователи. Наземный интерфейс 59 может быть соединен с компьютерной системой или содержит компьютерную систему 60, которая дает команды компонентам наземного интерфейса, устройству передачи и приема данных 22 и/или скважинному инструменту 52. Кроме того, компьютерная система 60 может обрабатывать информацию, принятую от устройства передачи и приема данных 22 и/или скважинного инструмента 52. В различных сценариях реализации изобретения компьютерная система 60 может управлять работой устройства передачи и приема данных 22 и/или скважинного инструмента 52 и/или принимать измерения от них. Компьютерная система 60 может также отображать на дисплее соответствующую информацию и/или варианты управления для оператора. Взаимодействие компьютерной системы 60 с устройством передачи и приема данных 22 и/или скважинным инструментом 52 может быть автоматизированным и/или зависящим от введенной пользователем информации.
По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения компьютерная система 60 содержит блок обработки данных 62, который отображает на дисплее варианты сбора данных или управления и/или результаты выполняемого программного обеспечения или команд, полученных от местного или удаленного энергонезависимого машиночитаемого носителя данных 68. Компьютерная система 60 может также содержать устройство(а) для ввода данных 66 (например, клавиатуру, мышь, сенсорную панель и т.д.) и устройство(а) для вывода данных 64 (например, монитор, принтер и т.д.). Такие устройство(а) для ввода данных 66 и/или устройство(а) для вывода данных 64 обеспечивают пользовательский интерфейс, который дает возможность оператору взаимодействовать с компонентами устройства передачи и приема данных 22, скважинного инструмента 52 и/или программного обеспечения, выполняемого блоком обработки данных 62.
Для межскважинной томографии информация, передаваемая от компьютерной системы 60 на устройство передачи и приема данных 22 или на скважинный инструмент 52, может представлять собой команды или сигналы межскважинной томографии. Необходимо отметить, что информация, передаваемая от устройства передачи и приема данных 22 или скважинного инструмента 52 на компьютер 60, может представлять собой измерения межскважинной томографии или сигналы подтверждения приема. Для направленного бурения информация, передаваемая от компьютерной системы 60 на устройство передачи и приема данных 22 или скважинный инструмент 52, может представлять собой регулирование или команды бурения или сигналы. Необходимо отметить, что информация, передаваемая от устройства передачи и приема данных 22 или скважинного инструмента 52 на компьютерную систему 60, представляет собой регулирование или измерения направленного бурения или сигналы подтверждения приема. Для многоствольных операций мониторинга или управления информация, передаваемая от компьютерной системы 60 на устройство передачи и приема данных 22 или скважинный инструмент 52, может представлять собой команды для или опросы устройства управления притоком. Необходимо отметить, что информация, передаваемая от устройства передачи и приема данных 22 или скважинного инструмента 52 на компьютер 60, представляет собой измерения устройства управления притоком или сигналы подтверждения приема.
На фиг. 3 проиллюстрировано схематическое изображение системы межскважинной томографии. На фиг. 3 область межскважинной томографии представляет собой по меньшей мере некоторые из подземных областей или объем между нагнетательной скважиной 8 и добывающей скважиной 9. Примечание: следует принимать во внимание, что межскважинная томография может выполняться среди скважин того же самого типа или различных типов (наблюдательные скважины, эксплуатационные скважины, нагнетательные скважины) и что эксплуатационные скважины могут эксплуатироваться как нагнетательные скважины и наоборот. На фиг. 3 эксплуатационная скважина 8 содержит колонну обсадных труб 11В, имеющую участок обсадной трубы 21В с устройством передачи и приема данных 22В. Аналогично нагнетательная скважина 9 содержит колонну обсадных труб 11С, имеющую участок обсадной трубы 21С с устройством передачи и приема данных 22С. Колонны обсадных труб 11В и 11С размещены в стволах скважин 12В и 12С, которые проходят через различные пласты пород 14А-14С земли. По линии колонн обсадных труб 11В и 11С соответствующие перфорационные отверстия 19В и 19В позволяют осуществлять нагнетание флюида 48 через колонну обсадных труб 11С и добычу флюида 46 через колонну обсадных труб 11В.
При эксплуатации устройства передачи и приема данных 22В и 22С используются для сбора информации межскважинной томографии, которая в свою очередь может быть использована для характеризации по меньшей мере некоторых подземных областей или объемов между нагнетательной скважиной 8 и эксплуатационной скважиной 9 и/или для снижения количества случаев преждевременного прорыва (когда одна часть фронта флюида 49 достигает эксплуатационной скважины 9 до того, как остальная часть фронта 49 надлежащим образом вытеснила объем продуктивного пласта). Характерные особенности устройств передачи и приема данных 22В и 22С были ранее описаны для устройств передачи и приема данных 22 фиг. 2 и не будут повторяться.
На фиг. 3 два различных варианта токопроводящего тракта 30А и 30В вдоль внутренней части колонны обсадных труб 11В и 11С представлены с использованием видов в разрезе 70А и 70В. Внутренний по отношению к колонне обсадных труб 11В токопроводящий тракт 30А по меньшей мере отчасти представляет собой кабель 74, прикрепленный, (например, с использованием обойм 76) к внутренней трубе 72 (например, к эксплуатационной колонне), размещенной внутри колонны обсадных труб 11В. По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения кабель 74 и внутренняя труба 72 проходят между поверхностью земли и устройством передачи и приема данных 22В, причем адаптер 32 токопроводящего тракта дает возможность создания соединения между токопроводящим трактом 30А и адаптером 24 устройства передачи и приема данных 22В. Согласно настоящему описанию соединение может быть индуктивным или на основе электрода. Кроме того, кабель 74 может выходить из устья скважины 80 на поверхности земли и подключаться к наземному интерфейсу 84 для возможности передачи энергии или информации между поверхностью земли и устройством передачи и приема данных 22В.
Следует отметить, что токопроводящий тракт 30В внутри колонных обсадных труб 11С по меньшей мере частично представляет собой инструмент обслуживания кабеля 31, который спускается или поднимается внутри колонных обсадных труб 11С с использованием каротажного кабеля 92. В настоящем описании изобретения термин "кабель", если не предусмотрено иное определение, используется как относящийся к гибкому или жесткому кабелю, который может проводить электрический ток в изолированном проводе, который в свою очередь может быть армирован проволочной оплеткой или тонкой металлической трубой, имеющей незначительный предел прочности при сжатии для кабеля, который должен продвигаться на какое-либо значительное расстояние. В некоторых случаях жесткий кабель может быть достаточно жестким для продвижения инструмента по отклоненному от прямого направления, горизонтальному или идущему по восходящей линии стволу скважины. На практике жесткий кабель может принимать вид гибкого кабеля, обвязанного или иным образом прикрепленного к трубе, хотя возможны и другие варианты реализации.
По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения кабель 92 может проходить от узла намотки (не проиллюстрирован) и направляться направляющими 94А, 94В буровой вышки платформы 90 на поверхности земли. Кабель 92 может дальше продолжаться до наземного интерфейса (например, интерфейса 84 или компьютерной системы 60) для возможности передачи энергии или информации между поверхностью земли и устройством передачи и приема данных 22С. Если инструмент обслуживания кабеля 31 находится в местоположении устройства передачи и приема данных 22С или в положении около него, адаптер 32 токопроводящего тракта, снабженный инструментом обслуживания кабеля 31 дает возможность соединения между токопроводящим трактом 30В и адаптером 24 устройства передачи и приема данных 22С. Согласно настоящему описанию соединение может быть индуктивным или на основе электрода.
Хотя фиг. 3 иллюстрирует вертикальные скважины, принципы межскважинной томографии, описанные в настоящем документе, также применяются к горизонтальным и отклоненным скважинам. Они могут применяться в тех случаях, когда нагнетаемый флюид не выступает в качестве рабочей жидкости. Например, при проведении операций парового гравитационного дренажа в нагнетательной скважине циркулирует пар и нагнетается в окружающий пласт месторождения. Так как энергия из пара снижает вязкость тяжелой нефти в пласте, эта тяжелая нефть (и конденсат пара) медленно продвигается вниз под действием силы тяжести к пробуренной параллельно эксплуатационной скважине и на 5-20 футов (1,524-6,096 м) ниже. Таким способом пар формирует расширяющуюся зону прогрева паром - "запарную камеру", которая доставляет тепловую энергию к все большему количеству тяжелой нефти. Эта камера растет главным образом в направлении вверх, но в ней также имеется фронт, который постепенно продвигается в направлении эксплуатационной скважины. Избыточная скорость закачки досрочно приведет фронт к эксплуатационной скважине, создавая нежелательные пути проникновения потока, что существенно снижает эффективность добычи. Каждая по отдельности из скважин может быть оборудована внешними антенными модулями для съемки распределения свойств пласта и таким образом отслеживать длину фронта (фронт может быть обнаружен, потому что нагнетаемый пар имеет другие омические и диэлектрические свойства, чем порода и тяжелая нефть).
Компаниям часто приходится бурить дополнительные скважины на месторождении с единственной целью мониторинга распределения пластовых флюидов и предсказания появления фронта на эксплуатационных скважинах. В системе на фиг. 3 дополнительные скважины и интерфейсы этих скважин могут быть включены в согласованную разработку месторождения и в систему межскважинной томографии. Дополнительные скважины могут быть скважинами специального назначения (т.е. только нагнетательными, эксплуатационными или для мониторинга) или могут служить многочисленным целям, некоторые из которых могут время от времени меняться (например, меняясь от эксплуатационной скважины к нагнетательной скважине или наоборот).
Во время межскважинных томографических операций устройства передачи и приема данных 22В и 22С могут быть использованы совместно или могут быть использованы в комбинации с другими компонентами, такими как расположенные на расстоянии друг от друга электроды, которые создают или регистрируют ЭМ-сигналы, проволочные катушки, которые создают или регистрирует ЭМ-сигналы и/или магнитометры или другие датчики ЭМ для регистрации ЭМ-сигналов. По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения различные рамочные антенны 26 соответствующих устройств передачи и приема 22В и 22С передают ЭМ-сигналы, в то время как другие рамочные антенны 26 принимают соответствующие измерения. В некоторых вариантах реализации изобретения следует иметь в виду, что различные рамочные антенны 26 устройств передачи и приема данных 22В и 22С являются пригодными только для передачи, в то время как другие являются пригодными только для приема. В некоторых вариантах реализации изобретения следует иметь в виду, что различные рамочные антенны 26 устройств передачи и приема данных 22В и 22С могут выполнять как передачу, так и прием. По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения рамочные антенны 26 устройств передачи и приема 22В и 22С выполняют операции межскважинной томографии путем передачи или приема сигналов произвольной формы, включая неустойчивые (например, пульсирующие), периодические формы колебаний и гармонические формы колебаний. Кроме того, рамочные антенны 26 устройств передачи и приема данных 22В и 22С могут выполнять операции межскважинной томографии путем измерения естественных ЭМ-полей, включая геомагнитное поле и поле потенциала самопроизвольной поляризации. Подходящие частоты ЭМ-сигнала для межскважинной томографии включают без ограничений диапазон от 1 Гц до 10 кГц. В этом диапазоне частот можно ожидать распознавания модулями в измерительном преобразователе приемника на расстоянии до около 200 футов (60,96 м), хотя конечно расстояние распознавания меняется в зависимости от силы сигнала и удельной проводимости вмещающих пород. Нижние (ниже 1 Гц) частоты сигнала могут подходить, когда выполняется мониторинг геомагнитного поля и поля потенциала самопроизвольной поляризации. В некоторых случаях применения могут также использоваться более высокие частоты сигнала, включая частоты вплоть до 500 кГц, 2 МГц и более.
По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения наземный интерфейс 84 и/или компьютерная система (например, компьютер 60) принимает и обрабатывает данные ЭМ-измерений и предоставляет репрезентативное отображение информации для пользователя. Такие компьютерные системы могут принимать различные формы, включая планшетный компьютер, переносной персональный компьютер, настольный компьютер и облачный компьютер. Какой бы материальный носитель процессорного модуля не использовался, он содержит программное обеспечение, которое настраивает процессор(ы) на выполнение необходимую обработку данных и дает возможность пользователю видеть и оптимально взаимодействовать с отображением конечной информации. Обработка данных включает по меньшей мере составление временной последовательности измерений для возможности мониторинга изменений во времени, но также может дополнительно включать использование геометрической модели месторождения, которая принимает во внимание относительное расположение положений и конфигураций блоков передачи и приема и преобразует измерения для получения одного или более параметров, таких как расстояние до фронта флюида, его направление и ориентация. Дополнительные параметры могут включать распределение удельных сопротивлений и оценку показателя водонасыщения.
Компьютерная система, такая как компьютерная система 60 может дополнительно давать возможность пользователю настраивать конфигурацию устройств передачи и приема, изменяя такие параметры, как частота испускания импульсов передающих устройств, последовательность пусков передающих устройств, амплитуды проходящей волны, формы колебаний проходящей волны, частоты проходящей волны, приемные фильтры и способы демодуляции. В некоторых предусмотренных вариантах реализации системы доступная компьютерная система дополнительно позволяет пользователю настраивать объем закачиваемого флюида за единицу времени и/или норму отбора нефти из пласта для оптимизации добычи из нефтеносного слоя.
Сценарий межскважинной томографии на фиг. 3 является всего лишь одним примером того, как могут быть использованы участки обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных. Кроме того следует принимать во внимание, что возможны различные варианты выбора устройства передачи и приема данных и токопроводящего тракта. На фиг. 4А проиллюстрирован вид в разрезе, иллюстрирующий скважинный сценарий, включающий устройство передачи и приема данных с индуктивным адаптером. На фиг. 4А устройство передачи и приема данных содержит индуктивную катушку индуктивного адаптера 302 и внешнюю рамочную антенну 156А. Катушка индуктивного адаптера 302 коаксиально намотана над одним или более окнами 304 через стенку обсадной трубы 154. Проиллюстрированные окна 304 являются продольными пазами, которые могут быть заполнены материалом, не проводящим электрический ток. Окна 304 облегчают прохождение электромагнитной энергии между катушкой индуктивного адаптера 302 и катушками токопроводящего тракта 306.
Катушка токопроводящего тракта 306 образует часть токопроводящего тракта, который проходит между наземным интерфейсом и катушкой индуктивного адаптера 302. На фиг. 4А токопроводящий тракт содержит катушку токопроводящего тракта 306 и кабель 158 с одним или несколькими электрическими проводами. В некоторых вариантах реализации изобретения кабель 158 крепится к внутренней трубе 112 при помощи скоб 132. Кроме того, катушка токопроводящего тракта 306 охватывает внутреннюю трубу 112 и слой материала с высокой магнитной проницаемостью 308 может быть помещен между внутренней трубой 112 и катушкой токопроводящего тракта 306 для того, чтобы снизить затухание сигнала, которое в противном случае может быть вызвано проводящей электрический ток внутренней трубой 112. (Аналогичный слой с высокой магнитной проницаемостью 310 может покрывать индуктивную катушку индуктивного адаптера 302 для улучшения индуктивного соединения между катушкой индуктивного адаптера 302 и катушкой токопроводящего тракта 306). Для защиты катушка токопроводящего тракта 306 может быть посажена между кольцевыми перемычками 312 или фланцами и герметизирован под слоем не проводящего ток покрытия 314. Смола или другой наполнитель могут быть использованы для заполнения промежутков под покрывающим слоем 314 для защиты катушки токопроводящего тракта 306 от различных воздействий скважинной среды, включая флюиды при повышенной температуре и давлениях.
Не проводящие ток окна 304 и любые промежутки в выточке 316 также могут быть заполнены смолой или другим заполнителем для защиты внешнего витка 302 от флюидов при повышенной температуре и давлениях. Защитный кожух 318 обеспечивает механическую защиту катушки индуктивного адаптера 302. В зависимости от глубины выточки 316, а также количества и ширины окон 304 может быть целесообразным изготовить защитный кожух 318 из стали или другого прочного в конструктивном отношении материала, чтобы обеспечить конструктивную целостность обсадной трубы. В случае, когда конструктивная целостность не имеет значения, защитный кожух может быть изготовлен из композитного материала.
Для облегчения совмещения катушки токопроводящего тракта 306 с катушкой индуктивного адаптера 302 продольный размер катушки индуктивного адаптера 302 и прорезей окон 304 могут быть примерно от одного до трех метров, в то время как продольный размер катушки токопроводящего тракта 306 может быть примерно от 20 до 40 сантиметров.
Катушка индуктивного адаптера 302 устройства передачи и приема данных соединяется с комплектом из одной или более внешних рамочных антенн 156 (фиг. 4А иллюстрирует только одну внешнюю рамочную антенн 156А). Внешняя рамочная антенна(ы) охватывает обсадную трубу 154 и может быть наклонена для обеспечения азимутальной чувствительности. Слой с высокой магнитной проницаемостью 320 размещается между обсадной трубой 154 и внешней рамочной антенной 156А для снижения затухание сигнала, которое в противном случае может быть вызвано трубой, проводящей электрический ток. Для механической защиты внешняя рамочная антенна(ы), такая как антенна 156А, может быть посажена в выточку 322 и находиться в окружении не проводящего ток покрытия 324. Любые промежутки в выточке 322 могут быть заполнены смолой или другим не проводящим ток заполнителем.
В определенных вариантах реализации изобретения, в которых желательна более высокая степень защиты для катушки токопроводящего тракта 306 или внешней рамочной антенны 156А, не проводящие ток покрытия 314 или 324 могут быть дополнены или частично заменены группой металлических мостов поперек выточки такой же длины, как окна из не проводящего ток материала между мостами, чтобы позволить прохождение электромагнитной энергии. Ребра металлических мостов, как правило, должны быть перпендикулярны плоскости витка.
В некоторых вариантах реализации изобретения внешняя рамочная антенна 156А последовательно соединяется с катушкой индуктивного адаптера 302 таким образом, что сигналы напрямую передаются между катушкой токопроводящего тракта 306 и внешней рамочной антенной 156А независимо от того, передаются ли такие сигналы в пласт месторождения или принимаются из пласта месторождения. В некоторых вариантах реализации изобретения блок управления 326 является посредником в передаче информации. Блок управления 326 может включать переход на многоканальное соединение катушки индуктивного адаптера 302 с выбранными антеннами из внешних рамочных антенн. Кроме того, блок управления 326 может содержать батарею, электрический конденсатор, или другой источник энергии и усилитель сигнала. Блок управления 326 может дополнительно или в соответствии с другим техническим решением содержать аналого-цифровой преобразователь и цифро-аналоговый преобразователь, чтобы оцифровывать и ретранслировать сигналы в любом направлении. Блок управления 326 может дополнительно содержать память для буферизации данных и программируемый контроллер, который отвечает на команды, полученные через катушку индуктивного адаптера 302 для предоставления хранящихся данных, для передачи сигналов на внешнюю рамочную антенну и/или для того, чтобы настраивать использование внешних рамочных антенн.
На фиг. 4В проиллюстрирован вид в разрезе, показывающий скважинный сценарий, включающий устройство передачи и приема данных с адаптером на основе электрода. На фиг. 4В адаптер на основе электрода представляет собой набор электродов 330 на внутренней стороне стенки обсадной трубы 154. Необходимо отметить, что группа электродов токопроводящего тракта 332 (входящая в состав внутреннего токопроводящего тракта) емкостно или гальванически присоединяется к электродам 330 на внутренней стороне стенки. Как проиллюстрировано осевым поперечным разрезом на фиг. 4С, нет необходимости иметь однозначное соответствие между электродами 330 на внутренней стороне стенки и электродами 332 токопроводящего тракта. Частный вариант конфигурации, проиллюстрированной на фиг. 4С включает три электрода на внутренней стенке 330А, 330В и 330С, каждый из которых занимает примерно одну третью часть длины окружности, и два симметрично расположенных электрода 332А, 332В токопроводящего тракта, каждый из которых занимает примерно одну шестую часть длины окружности. Включение дополнительных электродов на внутренней стенке предотвращает одновременное соединение любого электрода на внутренней стенке с обоими электродами токопроводящего тракта, давая возможность токопроводящему тракту эффективно работать независимо от ориентации. В случае, когда желательны более широкие электроды токопроводящего тракта, количество электродов на внутренней стенке может быть еще больше увеличено, хотя это увеличивает сложность передачи сигнала.
Использование дополнительных электродов на внутренней стенке может, по меньшей мере в некоторых случаях, означать, что передача сигнала от электродов токопроводящего тракта к блоку управления 326 не является тривиальной. Может быть использована передача сигнала переменным током и сигналы от трех электродов могут быть соединены с двухпроводным входом блока управления 326 с использованием диодов. Такой подход может быть особенно эффективным для зарядки устройства накопления энергии. Для передачи информации от блока управления 326 к электродам токопроводящего тракта может использоваться многофазный (например, 3-фазный) метод передачи сигнала, управляющий электродами на внутренней стенке с помощью сигналов различных фаз (например, с интервалом в 120°).
Для вариантов емкостного соединения материал, не проводящий ток, может быть помещен над каждым электродом токопроводящего тракта 332. Электроды на внутренней стенке 330 могут быть покрыты аналогичным способом. Не проводящий ток материал действует преимущественно в качестве пассивирующего слоя для защиты от коррозии, при этом пассивирующий слой сохранен тонким и выполнен из высокопроницаемого материала для повышения качества емкостного соединения.
В противоположность емкостному соединению, варианты реализации гальванического соединения создают электрический контакт "проводник-проводник" между электродами токопроводящего тракта и электродами 330 на внутренней стенке. Для очистки электродов и обеспечения такого контакта могут использоваться упругие опоры и скребки. На фиг. 4D проиллюстрирован вид в поперечном разрезе устройства передачи и приема данных, имеющего внутренний вырез 340, который захватывает и направляет ключ(и) адаптера 342 в канал, имеющий электрод 344 для соединения с соответствующими электродами токопроводящего тракта 346 с ключами 342. Ключи могут быть подпружиненными для прижатия электродов друг к другу. Такая конфигурация поддерживает как гальванический, так и емкостный методы соединения, а соответствие электродов один к одному упрощает передачу сигнала между электродами токопроводящего тракта и контроллером 326 или внешними антеннами 156.
На фиг. 5 проиллюстрирована типовая система, использующая участки обсадной трубы с устройствами передачи и приема данных для направленного бурения. Такая система может быть использована для бурения параллельных стволов скважин, подходящих для парового гравитационного дренажа, пересекающихся стволов скважин или для предотвращения пересечения в местах, имеющих многочисленные скважины. На фиг. 5 первое индуктивное устройство передачи и приема данных 402, отвечающее первому токопроводящему тракту 404, проходящему вдоль внутренней трубы 112, побуждает внешнюю антенну 406 устройства передачи и приема данных 402 посылать электромагнитные (ЭМ) сигналы 408. Дополнительно или в соответствии с другим техническим решением внешняя антенна 406 принимает ЭМ-сигналы 410 от компоновки низа бурильной колонны (КНБК) 452 бурильной колонны в расположенном поблизости стволе скважины 455 и передает принятый сигнал (или его измерение) на поверхность через токопроводящий тракт 404.
На фиг. 5 также проиллюстрировано второе индуктивное устройство передачи и приема данных 412 с внешней антенной 416 для передачи ЭМ-сигналов 418 в обратной связи, обеспечиваемой токопроводящим трактом 414 и/или для приема ЭМ-сигналов 410 и их передачи на поверхность через токопроводящий тракт 414. Аналогично токопроводящему тракту 404 токопроводящий тракт 414 устанавливается на внутренней трубе 112. В некоторых вариантах реализации изобретения токопроводящие тракты 404 и 414 представляют собой один токопроводящий тракт. Однако следует принимать во внимание, что при тщательном контроле размещения может быть обеспечено любое количество токопроводящих трактов для взаимодействия с соответствующим количеством устройств передачи и приема данных.
На фиг. 6А проиллюстрирована типовая система, использующая участки обсадной трубы с устройствами передачи и приема данных для обеспечения контроля добычи из многоствольных скважин. Скважина на фиг. 6А имеет два ответвленных в сторону обсаженных ствола скважины 502, 504, отходящих от главного ствола скважины 155. Перфорированные участки 506 дают возможность пластовым флюидам поступать в боковые стволы скважин 502, 504 и, при отсутствии дополнительных ограничений, протекать к главному стволу 155 и оттуда на поверхность земли.
Для управления потоком из боковых стволов скважин 502 и 504 каждый из них снабжен устройством управления притоком 510 и 520. Устройства управления притоком оснащены пакерами 512, которые запирают боковой ствол скважины любому потоку, кроме разрешенного для прохождения через приемник 519 его внутренним клапаном. Устройство управления притоком дополнительно оснащено коаксиальной антенной 514, при помощи которой устройство управления притоком получает команды по беспроводной связи для настройки установок внутреннего клапана. На фиг. 6А коаксиальная антенна 514 размещается для взаимодействия с помощью индуктивной связи с внешней катушкой 516 индуктивного устройства передачи и приема данных, что облегчает связь между коаксиальной антенной 514 и внешней антенной 518. Как в случаях других устройств передачи и приема данных, согласно настоящему описанию, блок управления 517 может являться посредником в передаче информации.
В главном стволе скважины 155 одно или несколько устройств передачи и приема данных 530 способствуют взаимодействию между внешней антенной 532 и токопроводящим трактом 533, который проходит до поверхности земли. Таким образом, наземный интерфейс способен использовать внешнюю антенну 532 для того, чтобы посылать ЭМ-сигналы 534 к внешним антеннам 518 боковых стволов скважин (для ретрансляции сигналов к устройствам управления притоком 510 и 520).
В некоторых вариантах реализации изобретения устройства управления притоком имеют питание от батареи и периодически извлекаются для обслуживания и зарядки. Другим вариантом может быть зарядка батареи устройства управления притоком передачей ЭМ-энергии между по меньшей мере одним устройством передачи и приема данных и устройством управления притоком. Устройства управления притоком могут быть оборудованы различными датчиками для измерения температуры, давления, расходов потока и свойств флюида, измерения которых передаются с использованием устройств передачи и приема данных и внешних антенн к токопроводящему тракту 533 и оттуда к наземному интерфейсу. Компьютер, обрабатывающий измерения датчиков, может определять необходимые установки клапана и передавать их обратно на конкретные устройства управления притоком.
Аналогичная система управления добычи из многоствольной скважины проиллюстрирована на фиг. 6В для не обсаженных боковых стволов скважины. Боковые стволы скважины не обсажены, поэтому устройства управления притоком плотно прижимаются к стенкам стволов скважин и регулируют потоки к отверстиям 552 и 554 в обсадной колонне главного ствола скважины 154.
Системы многоствольных скважин на фиг. 7А и 7В упрощены для использования с целью пояснения. Необходимо отметить, что фиг. 8 иллюстрирует наиболее типичную многоствольную конфигурацию скважины типа "рыбьей кости", в которой главный ствол 702 бурится главным образом вертикально до тех пор, пока не достигается желаемая глубина, после чего направляется приблизительно горизонтально вдоль ложа пласта месторождения. Из этой приблизительно горизонтальной области в каждом направлении от главного ствола скважины горизонтально бурятся боковые "ребра" 704. Для использования парового гравитационного дренажа бурится вторая такая же конфигурация, выше или ниже первой, преимущественно располагаясь параллельно.
Возвращаясь к фиг. 7А и 7В, определяются конкретные геометрические параметры, которые являются полезными для томографической инверсии и отслеживания фронта флюида. На фиг. 7А проиллюстрирован вид с боку колонны обсадных труб 602, тянущейся параллельно направленной вниз оси колонны (ось Z). Фронт флюида 604 показан на расстоянии D от положения пункта приема. Фронт 604 не должен быть параллельным к оси колонны обсадных труб и фактически фиг. 7А иллюстрирует фронт под относительным углом падения пласта θ (измеряемым от положительного направления оси Z). На фиг. 7В проиллюстрирован вид с торца колонны обсадных труб 602 с осью X, определяющей нулевой азимут, который может быть верхней частью ствола скважины или, для вертикальной скважины, может быть севером. Угол азимута ϕ или "strike", фронта 604 измеряется против часовой стрелки от оси X. Аналогично наклон внешних антенн также может быть определен в терминах угла наклона (относительный угол падения пласта) θ и азимута ϕ оси антенны.
Когда измерения от множества групп внешних антенн объединяются, может быть получено более полное понимание области между скважинами. Для выполнения точной инверсии в режиме реального времени с целью отслеживания фронта флюида могут быть использованы интервал времени и/или диапазон частот ЭМ-сигналов или для выполнения точного отображения и томографии области нагнетания могут быть использованы достаточные данные от множества передатчиков и антенных систем. Измерения могут повторяться для получения периодических наблюдений процесса нагнетания. При этом электропроводящие трубы, используемые для расположенных поблизости бурильных колонн, будут делать эти бурильные колонны поддающимися обнаружению при помощи ЭМ-сигналов, давая им возможность быть сориентированными по отношению к существующей скважине (скважинам).
На фиг. 1С на виде сверху проиллюстрировано месторождения с фронтом нагнетаемого флюида 604, распространяющимся прямым ходом от нагнетательной скважины 606 в направлении эксплуатационной скважины 602. Для возможности лучшего мониторинга фронта в промежуточной области между нагнетательной и эксплуатационной скважинами, могут быть предусмотрены наблюдательные скважины 608 и 610. Положения скважин и передатчиков ЭМ-сигналов вместе с такими эксплуатационными параметрами, как частоты проходящих волн, могут выбираться с использованием оптимизации при помощи цифрового моделирования и/или измерений от каротажа во время бурения и инструмента, спускаемого в скважину на тросе в процессе бурения. Расчетные положения скважин выбираются для получения соответствующего требованиям диапазона определяемых параметров и разрешающей способности с минимальными затратами.
Использование наклонных антенн для получения измерений от многокомпонентных устройств передачи и приема предоставляет возможность осуществления значительно более точных томографических и управляющих операций с использованием минимального количества антенн. По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения каждый комплект внешних антенн содержит три наклонных рамочных антенны, при этом каждая из них имеет ту же самую величину наклона, но сдвинута в различных азимутальных направлениях. Азимутальные направления предпочтительно расположены под углом 120° по отношению друг к другу. Величина наклона может меняться при условии, что угол между осью антенны и осью устройства больше, чем ноль. Предусмотренные углы наклона включают помимо прочего 30°, 45° и 54,7° (последний угол наклона делает три антенны взаимно перпендикулярными по отношению друг к другу). Такие наклонные рамочные антенны были показаны для достижения более высокой горизонтальной чувствительности. Возможны другие подходящие углы наклона, и они входят в объем данного изобретения.
На фиг. 9А проиллюстрирована блок-схема типового способа межскважинной томографии который, после этапов первоначальной настройки, может быть по меньшей мере частично выполнен процессором во взаимодействии с одной или несколькими наземными системами интерфейса. В блоке 802 бригада бурит начальный ствол скважины. В блоке 804 бригада собирает колонну обсадных труб по меньшей мере с одним комплектом устройств передачи и приема данных и вводит ее в ствол скважины. Некоторые системы могут использовать множество устройств передачи и приема данных, каждое из которых имеет соответствующий комплект внешних антенн. Бригада может фиксировать цементным раствором колонну обсадных труб на месте для постоянной установки.
В блоке 806 бригада размещает токопроводящий тракт (например, кабель вдоль внутренней трубы или инструмент обслуживания кабеля) внутри колонны обсадных труб. Согласно настоящему описанию вдоль по токопроводящему тракту размещаются индуктивные катушки или электроды для соединения с адаптерами устройств передачи и приема данных на всем протяжении колонны обсадных труб. Соответственный токопроводящий тракт поддерживает подачу энергии и/или телеметрической информации к каждому устройству передачи и приема данных. Установка в заданное положение внутренней трубы или каротажного кабеля может регулироваться (чтобы регулировать положение индуктивных катушек или электродов вдоль токопроводящего тракта), пока не будет достигнуто надлежащее соединение с адаптером каждого устройства передачи и приема данных.
В блоке 808 бригада бурит один или несколько дополнительных стволов скважин и в блоке 810 бригада оборудует каждый из дополнительных стволов скважин одним или более комплектами антенн. Такие антенны могут быть наружными антеннами обсадных колонн, которые используются в начальном стволе скважины или они принимают несколько иную форму, как например зонд на кабеле в скважине без обсадных труб. Дополнительные антенны могут быть размещены также на поверхности.
В блоке 812 процессор использует токопроводящий тракт и устройство передачи и приема данных для получения измерений сигналов от приемных антенн в ответ на сигналы от каждой из передающих антенн. Внешние антенны, соответствующие устройствам передачи и приема данных могут работать или на прием или на передачу или объединять оба режима. В дополнение к определению времени измерения объединенных передающих и приемных антенн, измерения сигналов могут включать интенсивность сигнала (например, напряжение) ослабление, фазу, время прохождения и/или форму принимаемого сигнала. Процессорный модуль выборочно активизирует передатчики, но в любом случае получает ответные измерения от приемников. Некоторые варианты реализации систем могут использовать неустановившиеся сигналы или сверхширокополосные сигналы.
В блоке 814 процессорный модуль выполняет первичную обработку для улучшения отношения сигнал/шум измерений, например, путем отбрасывания измерений с сильными помехами или очевидно ошибочных измерений, объединяя измерения для компенсации ошибок калибровки, демодуляции или иным образом фильтруя формы сигналов, отсеивая узкополосные помехи и/или усредняя множество измерений.
В дополнение процессор может применять к измерениям калибровочную операцию. Один из частных примеров операции калибровки определяет соотношение сложных сигналов напряжения или тока, принятых двумя разными приемниками или эквивалентно определяет разность фаз сигналов или соотношение амплитуд.
В блоке 816, процессорный модуль выполняет инверсию для того, чтобы сопоставить измерения с синтезированными измерениями из томографической модели пласта. Параметры модели могут включать распределение удельного электрического сопротивления пласта R и/или диэлектрической проницаемости как функции от расстояния, угол падения пласта и азимут отдельного передатчика или приемника. В тех случаях, когда доступно достаточное количество независимых измерений (например, измерений дополнительных приемниках, частотах и/или из различных скважин), параметры модели могут включать относительное положение и ориентацию расположенных поблизости труб, таких как бурильные колонны или обсадные колонны различных скважин.
В блоке 818 процессорный модуль предоставляет пользователю вывод на экран отображения численного значения параметров полученной модели. Отображение может включать графическое представление распределения удельного электрического сопротивления пласта R и/или диэлектрической проницаемости при помощи двухмерного или трехмерного пространственного изображения. Альтернативные отображения включают цифровые значения параметров или двухмерную диаграмму результатов геофизических исследований в скважине для каждого значения параметров как функции времени.
В блоке 820 процессорный модуль объединяет текущие значения параметров с прошлыми значениями параметров для получения картины изменений в распределении удельного электрического сопротивления или диэлектрической проницаемости, которая может показывать движение фронта флюида. Эти значения параметров аналогичным образом могут быть отображены пользователю.
В блоке 822 процессорный модуль может автоматически регулировать сигнал управления или, в альтернативном варианте реализации изобретения, отображать рекомендацию пользователю по настройке управления. Например, в том случае, когда фронт флюида приблизился ближе желательного положения к эксплуатационной скважине, процессорный модуль может уменьшить подачу или рекомендовать уменьшение подачи клапаном управления потоком для снижения текущего объема добычи или расхода нагнетания флюида. Когда имеется много зон нагнетания или добычи, система может перераспределять производительность добычи и нагнетания с соответствующим регулированием клапана, чтобы держать фронт флюида как можно более равномерным. Операции в блоках 812-822 повторяются для периодического получения и обработки новых измерений.
На фиг. 9В представлена блок-схема иллюстративного способа направленного бурения. Блоки, представляющие аналогичные операции в предшествующих способах пронумерованы аналогичным образом и в дальнейшем в данном документе не описываются. В блоке 824 бурятся дополнительные(ый) стволы скважин с помощью бурильной колонны с автоматическим управлением, которая в качестве варианта имеет компоновку низа бурильной колонны с антеннами для передачи или приема сигналов от внешних антенн колонны обсадных труб, соответствующих по меньшей мере одному устройству передачи и приема данных в начальной скважине. В блоке 826 расстояние или направление измерений используется для выполнения триангуляции положения и для получения траектории в комбинации с предшествующими измерениями. Регулирование установок в блоке 822 представляет собой операции управления, которые предпринимаются в качестве ответа на измерение положения и траектории для управления бурением по желаемому курсу относительно к начальному стволу скважины.
В определенных альтернативных вариантах реализации изобретения устройства передачи и приема данных используются для генерирования сигналов радиомаяка от каждой из внешних антенн колонны обсадных труб. Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) измеряет сигналы радиомаяка и при необходимости определяет расстояние и направление до каждого радиомаяка, от которого могут быть получены положение и желательное направление. В других вариантах реализации изобретения КНБК использует постоянный магнит, который вращается для генерирования ЭМ-сигнала и который может восприниматься внешними антеннами колонны обсадных труб. В иных вариантах реализации изобретения внешние антенны колонны обсадных труб всего лишь обнаруживают присутствие проводящей ток бурильной колонны в результате изменений, которые она вызывает в распределении электрического сопротивления пласта вокруг начальной скважины.
На фиг. 9С представлена блок-схема иллюстративного способа управления многоствольной скважиной. Блоки, представляющие аналогичные операции в предшествующих способах, пронумерованы аналогичным образом и в дальнейшем в данном документе не описываются. В блоке 830 бригада бурит боковые стволы, отходящие от главного ствола скважины. В необязательном блоке 832 бригада собирает боковую колонну обсадных труб по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных и вводит ее в боковой ствол скважины.
В блоке 834 бригада размещает устройство управления притоком в каждом боковом стволе, устанавливая его вместе с одним или несколькими пакерами с закреплением на своем месте. Каждое устройство управления притоком содержит внутренний клапан, который может быть отрегулирован с помощью команд по беспроводной связи на коаксиальную антенную катушку устройства управления притоком. Блоки 830, 832 и 834 предпочтительно предшествуют размещению внутренней трубы или адаптера проводной линии в блоке 806.
В блоке 836 процессорный модуль взаимодействует с каждым устройством управления притоком с использованием токопроводящего тракта и одного или нескольких устройств передачи и приема данных для обеспечения надлежащих установок клапана. В блоке 838 процессорный модуль собирает и обрабатывает различные измерения датчиков, при необходимости включая измерения от самих датчиков устройства управления притоком. В любом случае величины расхода флюида и его состав в устьевом отверстии скважины должны быть измерены. В блоке 822 процессорный модуль определяет, нужны ли какие-либо регулировки и если это так, то передает их к конкретному устройству управления притоком. Блоки 836, 838 и 822 могут образовывать цикл, который периодически повторяется.
Варианты реализации изобретения, раскрываемые в настоящем описании, включают:
А: Способ межскважинной томографии, который включает обсаживание первого ствола скважины обсадной трубой, имеющей по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных, при этом каждое устройство передачи и приема данных имеет адаптер, сообщающийся с рамочной антенной, которая охватывает наружную сторону обсадной трубы. Способ также включает размещение внутри обсадной трубы токопроводящего тракта, который проходит от наземного интерфейса по меньшей мере к одному устройству передачи и приема данных. Способ также включает комплект из одной или более антенн во втором стволе скважины. Способ также включает получение ЭМ-измерений для межскважинной томографии с использованием по меньшей мере одного устройства передачи и приема данных и комплекта из одной или более антенн, при этом упомянутое выше получение измерений включает передачу данных или энергии между по меньшей мере одним устройством передачи и приема данных и наземным интерфейсом через токопроводящий тракт.
В: Система межскважинной томографии, которая содержит скважинную обсадную трубу, размещенную в первом стволе скважины и имеющую по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных, при этом каждое устройство передачи и приема данных имеет адаптер, сообщающийся с рамочной антенной, которая охватывает наружную сторону обсадной трубы. Система также содержит токопроводящий тракт, размещенный внутри обсадной трубы, который проходит от наземного интерфейса по меньшей мере к одному устройство передачи и приема данных. Система также содержит комплект из одной или более антенн во втором стволе скважины, при этом комплект из одной или более антенн и по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных получают электромагнитные (ЭМ) измерения для межскважинной томографии, причем получение ЭМ-измерений включает передачу данных или энергии между по меньшей мере одним устройством передачи и приема данных и наземным интерфейсом с помощью токопроводящего тракта. Система также содержит блок обработки данных, который определяет по меньшей мере одну характеристику подземной области между первым и вторым стволом скважины на основе полученных ЭМ-измерений.
Каждый из вариантов реализации изобретения А и В может включать один или несколько из следующих дополнительных элементов в любом сочетании. Элемент 1: дополнительно включающий отображение зрительного представления подземной области между первым и вторым стволами скважин на основе полученных ЭМ-измерений. Элемент 2: отличающийся тем, что получение ЭМ-измерений включает передачу сигналов, передаваемых от наземного интерфейса по меньшей к одному устройству передачи и приема данных с помощью токопроводящего тракта. Элемент 3: отличающийся тем, что получение ЭМ-измерений включает передачу ЭМ-измерений по меньшей мере от одного устройства передачи и приема данных к наземному интерфейсу с помощью токопроводящего тракта. Элемент 4: отличающийся тем, что каждое устройство передачи и приема данных дополнительно содержит блок управления, причем каждый блок управления имеет схему для обработки передаваемых ЭМ-сигналов соответствующей рамочной антенной и имеет устройство накопления энергии, которое получает электрическую энергию от наземного интерфейса с помощью токопроводящего тракта и соответствующего адаптера. Элемент 5: отличающийся тем, что каждое устройство передачи и приема данных дополнительно содержит блок управления, при этом каждый блок управления имеет схему для управления передачей ЭМ-измерений, полученных соответствующей рамочной антенной, устройство хранения данных для хранения ЭМ-измерений и устройство накопления энергии для питания устройства хранения данных, причем устройство накопления энергии получает электрическую энергию от наземного интерфейса с помощью токопроводящего тракта и соответствующего адаптера. Элемент 6: отличающийся тем, что обсадная труба имеет множество разнесенных в осевом направлении устройств передачи и приема данных. Элемент 7: отличающийся тем, что по меньшей мере одна рамочная антенна, относящаяся по меньшей мере к одному устройству передачи и приема данных, установлена под углом. Элемент 8: отличающийся тем, что размещение токопроводящего тракта включает крепление кабеля к внутренней трубе и спуск внутренней трубы в обсадную трубу. Элемент 9: отличающийся тем, что размещение токопроводящего тракта включает спуск инструмента для обслуживания кабеля в обсадную трубу. Элемент 10: отличающийся тем, что каждый адаптер соединяется с токопроводящим трактом с помощью индуктивной связи. Элемент 11: отличающийся тем, что каждый адаптер соединяется с токопроводящим трактом с помощью гальванической или емкостной связи. Элемент 12: отличающийся тем, что по меньшей мере один из первого и второго стволов скважин является горизонтальным. Элемент 13: отличающийся тем, что первый и второй стволы скважин являются боковыми стволами многоствольной скважины. Элемент 14: дополнительно включающий обработку полученных ЭМ-измерений для определения межскважинного удельного электрического сопротивления, диэлектрической проницаемости, пористости или концентрации флюида.
Элемент 15: дополнительно содержащий монитор, сообщающийся с блоком обработки данных, при этом монитор отображает зрительное представление подземной области на основе полученных ЭМ-измерений. Элемент 16: отличающийся тем, что токопроводящий тракт передает посылаемый сигнал от наземного интерфейса по меньшей мере к одному устройству передачи и приема данных. Элемент 17: отличающийся тем, что токопроводящий тракт передает ЭМ-измерения, полученные по меньшей мере одним устройством передачи и приема данных, к наземному интерфейсу. Элемент 18: отличающийся тем, что обсадная труба имеет множество разнесенных в осевом направлении устройств передачи и приема данных. Элемент 19: отличающийся тем, что каждое устройство передачи и приема данных дополнительно содержит блок управления, причем каждый блок управления имеет схему для обработки передаваемых ЭМ-сигналов соответствующей рамочной антенной и имеет устройство накопления энергии, которое получает электрическую энергию от наземного интерфейса с помощью токопроводящего тракта и соответствующего адаптера. Элемент 20: отличающийся тем, что каждое устройство передачи и приема данных дополнительно содержит блок управления, при этом каждый блок управления имеет схему для управления передачей ЭМ-измерений, полученных соответствующей рамочной антенной, устройство хранения данных для хранения ЭМ-измерений и устройство накопления энергии для питания устройства хранения данных, причем устройство накопления энергии получает электрическую энергию от наземного интерфейса с помощью токопроводящего тракта и соответствующего адаптера. Элемент 21: отличающийся тем, что по меньшей мере одна рамочная антенна, относящаяся по меньшей мере к одному устройству передачи и приема данных, установлена под углом. Элемент 22: отличающийся тем, что токопроводящий тракт содержит кабель, прикрепленный к внутренней трубе и спущенный в обсадную трубу. Элемент 23: отличающийся тем, что размещение токопроводящего тракта включает спуск инструмента для обслуживания кабеля в обсадную трубу. Элемент 24: отличающийся тем, что каждый адаптер соединяется с токопроводящим трактом с помощью индуктивной связи. Элемент 25: отличающийся тем, что каждый адаптер соединяется с токопроводящим трактом с помощью гальванической или емкостной связи.
Многочисленные изменения и модификации станут очевидными для специалистов в области техники после полного ознакомления с приведенным выше описанием изобретения. Например, вышеизложенное описание изобретения сосредоточено на использовании наклонных и не наклонных магнитных дипольных антенн, но описанные принципы также применимы к внешним элементам обсадной трубы, использующим другие типы устройств для приема и передачи сигналов, включая многокомпонентные электрические диполи и дополнительно включая различные датчики магнитного поля, такие как волоконно-оптические датчики, микроэлектромеханические датчики и атомные магнитометры. В качестве другого примера обсадная труба не требует обеспечения устройством передачи и приема данных каждого внешнего элемента, но предпочтительно может иметь ряд продольно размещенных внешних элементов, которые соединяются с совместным блоком управления и/или адаптером. Передача данных с помощью антенных систем может быть обеспечена с помощью внешнего кабеля или беспроводной связи ближнего радиуса действия.
Как еще один пример, использование устройств передачи и приема данных не ограничено обсадной колонной, но скорее может быть использовано для систем "труба в трубе", включая те скважины, которые используют многочисленные системы концентрических производственных труб и те системы бурения, которые используют системы концентрических бурильных труб. Кроме того, следует понимать, что компоненты наземного интерфейса не требуют нахождения на поверхности земли для того, чтобы функционировать. Например, один или несколько компонентов наземного интерфейса могут быть ниже земной поверхности и вверх по стволу скважины в зависимости от того, какое устройство передачи и приема данных используется. В подводных сценариях компоненты наземного интерфейса (или соответствующего блока) могут быть размещены, например, вдоль морского дна для обеспечения интерфейса для устройств передачи и приема данных, размещенных в скважине, которая проходит ниже дна моря. Предполагается, что нижеследующая формула изобретения будет интерпретирована как охватывающая все такие изменения и модификации.
Claims (35)
1. Способ межскважинной томографии, включающий:
обсаживание первого ствола скважины обсадной трубой, имеющей по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных, при этом каждое устройство передачи и приема данных имеет адаптер, сообщающийся с рамочной антенной, которая охватывает наружную сторону обсадной трубы;
размещение внутри обсадной трубы токопроводящего тракта, который проходит от наземного интерфейса по меньшей мере к одному устройству передачи и приема данных;
обеспечение комплектом из одной или более антенн во втором стволе скважины; и
получение электромагнитных (ЭМ) измерений для межскважинной томографии, используя по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных и комплект из одной или более антенн, причем упомянутое выше получение включает передачу данных или энергии между по меньшей мере одним устройством передачи и приема данных и наземным интерфейсом с помощью токопроводящего тракта.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий отображение зрительного представления области между первым и вторым стволом скважины на основе полученных ЭМ-измерений.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что получение ЭМ-измерений включает передачу сигналов, передаваемых от наземного интерфейса по меньшей к одному устройству передачи и приема данных с помощью токопроводящего тракта.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что получение ЭМ-измерений включает передачу ЭМ-измерений по меньшей мере от одного устройства передачи и приема данных к наземному интерфейсу с помощью токопроводящего тракта.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что каждое устройство передачи и приема данных дополнительно содержит блок управления, при этом каждый блок управления имеет схему для обработки передаваемых ЭМ-сигналов соответствующей рамочной антенной и имеет устройство накопления энергии, которое получает электрическую энергию от наземного интерфейса с помощью токопроводящего тракта и соответствующего адаптера.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что каждое устройство передачи и приема данных дополнительно содержит блок управления, при этом каждый блок управления имеет схему для управления передачей ЭМ-измерений, принимаемых соответствующей рамочной антенной, устройство хранения данных для хранения ЭМ-измерений и устройство накопления энергии для питания устройства хранения данных, при этом устройство накопления энергии получает электрическую энергию от наземного интерфейса помощью токопроводящего тракта и соответствующего адаптера.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что обсадная труба имеет множество разнесенных в осевом направлении устройств передачи и приема данных.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере одна рамочная антенна, которая соответствует по меньше мере одному устройству передачи и приема данных, установлена под углом.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что размещение токопроводящего тракта включает прикрепление кабеля к внутренней трубе и спуск внутренней трубы в обсадную трубу.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что размещение токопроводящего тракта включает спуск инструмента для обслуживания кабеля в обсадную трубу.
11. Способ по любому из пп. 1-10, отличающийся тем, что каждый адаптер соединяется с токопроводящим трактом с помощью индуктивной связи.
12. Способ по любому из пп. 1-10, отличающийся тем, что каждый адаптер соединяется с токопроводящим трактом с помощью гальванической или емкостной связи.
13. Способ по любому из пп. 1-10, отличающийся тем, что по меньшей мере один из первого и второго стволов скважин является горизонтальным.
14. Способ по любому из пп. 1-10, отличающийся тем, что первый и второй стволы скважин являются боковыми стволами многоствольной скважины.
15. Способ по любому из пп. 1-10, дополнительно включающий обработку полученных ЭМ-измерений для получения значений межскважинного удельного электрического сопротивления, диэлектрической проницаемости, пористости или концентрации флюида.
16. Система межскважинной томографии, содержащая:
внутрискважинную обсадную трубу, размещенную в первом стволе скважины и имеющую по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных, каждое устройство передачи и приема данных имеет адаптер, сообщающийся с рамочной антенной, которая охватывает наружную сторону обсадной трубы;
токопроводящий тракт, размещенный внутри обсадной трубы, который проходит от наземного интерфейса по меньшей мере к одному устройству передачи и приема данных;
комплект из одной или более антенн во втором стволе скважины, при этом комплект из одной или более антенн и по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных получают электромагнитные (ЭМ) измерения для межскважинной томографии, причем получение ЭМ-измерений включает передачу данных или энергии между по меньшей мере одним устройством передачи и приема данных и наземным интерфейсом с помощью токопроводящего тракта; и
блок обработки данных, который определяет по меньшей мере одну характеристику подземной области между первым и вторым стволом скважины на основе полученных ЭМ-измерений.
17. Система по п. 16, дополнительно содержащая монитор, сообщающийся с блоком обработки данных, при этом монитор отображает зрительное представление подземной области на основе полученных ЭМ-измерений.
18. Система по п. 16, отличающаяся тем, что токопроводящий тракт передает посылаемый сигнал от наземного интерфейса по меньшей мере к одному устройству передачи и приема данных.
19. Система по п. 16, отличающаяся тем, что токопроводящий тракт передает ЭМ-измерения, полученные по меньшей мере одним устройством передачи и приема данных к наземному интерфейсу.
20. Система по п. 16, отличающаяся тем, что обсадная труба имеет множество разнесенных в осевом направлении устройств передачи и приема данных.
21. Система по п. 16, отличающаяся тем, что каждое устройство передачи и приема данных дополнительно содержит блок управления, причем каждый блок управления имеет схему для обработки передаваемых ЭМ-сигналов соответствующей рамочной антенной и имеет устройство накопления энергии, которое получает энергию от наземного интерфейса с помощью токопроводящего тракта и соответствующего адаптера.
22. Система по п. 16, отличающаяся тем, что каждое устройство передачи и приема данных дополнительно содержит блок управления, при этом каждый блок управления имеет схему для управления передачей ЭМ-измерений, полученных соответствующей рамочной антенной, устройство хранения данных ЭМ-измерений и устройство накопления энергии для питания устройства хранения данных, причем устройство накопления энергии получает энергию от наземного интерфейса с помощью токопроводящего тракта и соответствующего адаптера.
23. Система по п. 16, отличающаяся тем, что по меньшей мере одна рамочная антенна, соответствующая по меньшей мере одному устройству передачи и приема данных, установлена под углом.
24. Система по любому из пп. 16-23, отличающаяся тем, что токопроводящий тракт содержит кабель, прикрепленный к внутренней трубе и спущенный в обсадную трубу.
25. Система по любому из пп. 16-23, отличающаяся тем, что токопроводящий тракт содержит инструмент для обслуживания кабеля, спущенный в обсадную трубу.
26. Система по любому из пп. 16-23, отличающаяся тем, что каждый адаптер соединяется с токопроводящим трактом с помощью индуктивной связи.
27. Система по любому из пп. 16-23, отличающаяся тем, что каждый адаптер соединяется с токопроводящим трактом с помощью гальванической или емкостной связи.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201461987455P | 2014-05-01 | 2014-05-01 | |
| US61/987,455 | 2014-05-01 | ||
| PCT/US2015/027374 WO2015167933A1 (en) | 2014-05-01 | 2015-04-23 | Interwell tomography methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2649994C1 true RU2649994C1 (ru) | 2018-04-06 |
| RU2649994C9 RU2649994C9 (ru) | 2018-06-25 |
Family
ID=54359177
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016142527A RU2649994C9 (ru) | 2014-05-01 | 2015-04-23 | Способ межскважинной томографии и системы, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10358909B2 (ru) |
| EP (2) | EP3134618A4 (ru) |
| CN (1) | CN106460506B (ru) |
| AR (1) | AR100258A1 (ru) |
| AU (1) | AU2015253513B2 (ru) |
| BR (1) | BR112016025406B1 (ru) |
| CA (1) | CA2946743C (ru) |
| GB (1) | GB2540497A (ru) |
| MX (1) | MX2016014273A (ru) |
| MY (1) | MY185925A (ru) |
| NO (1) | NO20161726A1 (ru) |
| RU (1) | RU2649994C9 (ru) |
| SG (1) | SG11201608902UA (ru) |
| WO (1) | WO2015167933A1 (ru) |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2669416C2 (ru) | 2014-05-01 | 2018-10-11 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Способы контроля добычи из многоствольной скважины и системы, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных |
| EP3129591B1 (en) | 2014-05-01 | 2020-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Guided drilling methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement |
| AU2015253516B2 (en) | 2014-05-01 | 2018-02-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing segment having at least one transmission crossover arrangement |
| US9638027B2 (en) * | 2015-03-11 | 2017-05-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Antenna for downhole communication using surface waves |
| WO2018017081A1 (en) * | 2016-07-20 | 2018-01-25 | Haliburton Energy Services, Inc. | Downhole capacitive coupling systems |
| GB201622186D0 (en) | 2016-12-23 | 2017-02-08 | Weatherford Uk Ltd | Antenna for downhole communication |
| GB2559817B (en) * | 2017-02-15 | 2019-12-18 | Enteq Upstream Usa Inc | Subassembly for a wellbore with communications link |
| US11746646B2 (en) * | 2018-03-06 | 2023-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determining a relative wellbore location utilizing a well shoe having a ranging source |
| US11549364B2 (en) * | 2018-09-04 | 2023-01-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Position sensing for downhole electronics |
| RU2736446C2 (ru) * | 2018-12-28 | 2020-11-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ электрического мониторинга характеристик пласт-коллектора при разработке залежей нефти с использованием закачки пара |
| RU2706205C1 (ru) * | 2019-04-30 | 2019-11-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Радионда" | Система радиоволновой геоинтроскопии межскважинного пространства |
| WO2021102270A1 (en) * | 2019-11-21 | 2021-05-27 | University Of Houston System | Systems and methods for wireless transmission of power in deep subsurface monitoring |
| GB2605542B (en) | 2019-12-18 | 2023-11-01 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Oscillating shear valve for mud pulse telemetry and operation thereof |
| US11753932B2 (en) | 2020-06-02 | 2023-09-12 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Angle-depending valve release unit for shear valve pulser |
| RU2745858C1 (ru) * | 2020-06-03 | 2021-04-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-технологический центр Геомеханика" | Способ мониторинга скважинных забойных параметров и устройство для его осуществления |
| CN111997580B (zh) * | 2020-09-23 | 2024-03-22 | 重庆科技学院 | 一种可回收鱼骨增产工具 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5589775A (en) * | 1993-11-22 | 1996-12-31 | Vector Magnetics, Inc. | Rotating magnet for distance and direction measurements from a first borehole to a second borehole |
| US6480000B1 (en) * | 1998-06-18 | 2002-11-12 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S. | Device and method for measurement of resistivity outside of a wellpipe |
| RU2262598C2 (ru) * | 2000-03-02 | 2005-10-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Аппарат для передачи мощности, способ выработки сигнала дистанционного управления внутри трубной конструкции и нефтяная скважина |
| US20070278008A1 (en) * | 2006-06-05 | 2007-12-06 | Vector Magnetics Llc | Electromagnetically determining the relative location of a drill bit using a solenoid source installed on a steel casing |
| US20110006773A1 (en) * | 2008-01-18 | 2011-01-13 | Hilliburton Energy Services, Inc. | EM-Guided Drilling Relative to an Existing Borehole |
Family Cites Families (67)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4739325A (en) | 1982-09-30 | 1988-04-19 | Macleod Laboratories, Inc. | Apparatus and method for down-hole EM telemetry while drilling |
| CA1268052A (en) | 1986-01-29 | 1990-04-24 | William Gordon Goodsman | Measure while drilling systems |
| US4949045A (en) | 1987-10-30 | 1990-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Well logging apparatus having a cylindrical housing with antennas formed in recesses and covered with a waterproof rubber layer |
| US5064006A (en) | 1988-10-28 | 1991-11-12 | Magrange, Inc | Downhole combination tool |
| US5230387A (en) | 1988-10-28 | 1993-07-27 | Magrange, Inc. | Downhole combination tool |
| US5050675A (en) | 1989-12-20 | 1991-09-24 | Schlumberger Technology Corporation | Perforating and testing apparatus including a microprocessor implemented control system responsive to an output from an inductive coupler or other input stimulus |
| US5168942A (en) | 1991-10-21 | 1992-12-08 | Atlantic Richfield Company | Resistivity measurement system for drilling with casing |
| US5269572A (en) | 1992-08-28 | 1993-12-14 | Gold Star Manufacturing, Inc. | Apparatus and method for coupling elongated members |
| US5455573A (en) | 1994-04-22 | 1995-10-03 | Panex Corporation | Inductive coupler for well tools |
| US5732776A (en) | 1995-02-09 | 1998-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Downhole production well control system and method |
| GB9704181D0 (en) | 1997-02-28 | 1997-04-16 | Thompson James | Apparatus and method for installation of ducts |
| GB2364384A (en) | 1997-05-02 | 2002-01-23 | Baker Hughes Inc | Enhancing hydrocarbon production by controlling flow according to parameter sensed downhole |
| US6787758B2 (en) | 2001-02-06 | 2004-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices |
| US6691779B1 (en) | 1997-06-02 | 2004-02-17 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore antennae system and method |
| GB2338253B (en) | 1998-06-12 | 2000-08-16 | Schlumberger Ltd | Power and signal transmission using insulated conduit for permanent downhole installations |
| US6160492A (en) | 1998-07-17 | 2000-12-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Through formation electromagnetic telemetry system and method for use of the same |
| US6209648B1 (en) | 1998-11-19 | 2001-04-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for connecting a lateral branch liner to a main well bore |
| US6684952B2 (en) * | 1998-11-19 | 2004-02-03 | Schlumberger Technology Corp. | Inductively coupled method and apparatus of communicating with wellbore equipment |
| US6476609B1 (en) | 1999-01-28 | 2002-11-05 | Dresser Industries, Inc. | Electromagnetic wave resistivity tool having a tilted antenna for geosteering within a desired payzone |
| US6727827B1 (en) * | 1999-08-30 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Measurement while drilling electromagnetic telemetry system using a fixed downhole receiver |
| US6294917B1 (en) * | 1999-09-13 | 2001-09-25 | Electromagnetic Instruments, Inc. | Electromagnetic induction method and apparatus for the measurement of the electrical resistivity of geologic formations surrounding boreholes cased with a conductive liner |
| JP2001168866A (ja) * | 1999-12-09 | 2001-06-22 | Nec Corp | マルチレートａｔｍ交換装置 |
| WO2001055555A1 (en) | 2000-01-24 | 2001-08-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Choke inductor for wireless communication and control in a well |
| AU4339101A (en) | 2000-03-02 | 2001-09-12 | Shell Oil Co | Tracer injection in a production well |
| US6302203B1 (en) | 2000-03-17 | 2001-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for communicating with devices positioned outside a liner in a wellbore |
| US7059428B2 (en) * | 2000-03-27 | 2006-06-13 | Schlumberger Technology Corporation | Monitoring a reservoir in casing drilling operations using a modified tubular |
| US6727705B2 (en) | 2000-03-27 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface monitoring and borehole placement using a modified tubular equipped with tilted or transverse magnetic dipoles |
| US6534986B2 (en) * | 2000-05-01 | 2003-03-18 | Schlumberger Technology Corporation | Permanently emplaced electromagnetic system and method for measuring formation resistivity adjacent to and between wells |
| US6577244B1 (en) | 2000-05-22 | 2003-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for downhole signal communication and measurement through a metal tubular |
| US6788065B1 (en) * | 2000-10-12 | 2004-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Slotted tubulars for subsurface monitoring in directed orientations |
| US6434372B1 (en) | 2001-01-12 | 2002-08-13 | The Regents Of The University Of California | Long-range, full-duplex, modulated-reflector cell phone for voice/data transmission |
| WO2004003594A1 (en) | 2002-06-28 | 2004-01-08 | Gedex Inc. | System and method for surveying underground density distributions |
| US7163065B2 (en) | 2002-12-06 | 2007-01-16 | Shell Oil Company | Combined telemetry system and method |
| ATE398228T1 (de) | 2004-06-23 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Bv | Auslegen von untergrundsensoren in futterrohren |
| US7708086B2 (en) | 2004-11-19 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Modular drilling apparatus with power and/or data transmission |
| US7183777B2 (en) | 2005-01-19 | 2007-02-27 | Her Majesty The Queen In Right Of Canada, As Represented By The Minister Of Natural Resources | Integrated capacitive sensor system for the measurement of resistivity and dielectric constant in geophysical, environmental, groundwater and related applications |
| NO324328B1 (no) | 2005-07-01 | 2007-09-24 | Statoil Asa | System for elektrisk kraft- og signaloverforing i en produksjonsbronn |
| CA2641596C (en) | 2006-02-09 | 2012-05-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure and/or temperature drilling system and method |
| US7735555B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly |
| EP2092359B1 (en) | 2006-12-11 | 2013-05-22 | Quasar Federal Systems, Inc. | Compact underwater electromagnetic measurement system |
| US7863907B2 (en) | 2007-02-06 | 2011-01-04 | Chevron U.S.A. Inc. | Temperature and pressure transducer |
| US8102276B2 (en) | 2007-08-31 | 2012-01-24 | Pathfinder Energy Sevices, Inc. | Non-contact capacitive datalink for a downhole assembly |
| WO2009032899A2 (en) | 2007-09-04 | 2009-03-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Downhole sensor interrogation employing coaxial cable |
| US7866414B2 (en) | 2007-12-12 | 2011-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated well completion method and system |
| EP2350697B1 (en) | 2008-05-23 | 2021-06-30 | Baker Hughes Ventures & Growth LLC | Reliable downhole data transmission system |
| GB0900348D0 (en) | 2009-01-09 | 2009-02-11 | Sensor Developments As | Pressure management system for well casing annuli |
| GB0900446D0 (en) | 2009-01-12 | 2009-02-11 | Sensor Developments As | Method and apparatus for in-situ wellbore measurements |
| US8912915B2 (en) | 2009-07-02 | 2014-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Borehole array for ranging and crosswell telemetry |
| US8469084B2 (en) | 2009-07-15 | 2013-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Wireless transfer of power and data between a mother wellbore and a lateral wellbore |
| US10488286B2 (en) | 2009-11-30 | 2019-11-26 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for measurement incorporating a crystal oscillator |
| GB2475910A (en) | 2009-12-04 | 2011-06-08 | Sensor Developments As | Wellbore measurement and control with inductive connectivity |
| NO20100691A1 (no) * | 2010-05-12 | 2011-11-14 | Roxar Flow Measurement As | Overforings-system for kommunikasjon mellom borehullselementer |
| US8749243B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-06-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time determination of casing location and distance with tilted antenna measurement |
| US8917094B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for detecting deep conductive pipe |
| US20130239673A1 (en) * | 2010-06-24 | 2013-09-19 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and Methods for Collecting One or More Measurements in a Borehole |
| US9612355B2 (en) * | 2010-07-09 | 2017-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Imaging and sensing of subterranean reservoirs |
| WO2012067611A1 (en) * | 2010-11-17 | 2012-05-24 | Halliburton Energy Services Inc. | Apparatus and method for drilling a well |
| US20120193092A1 (en) | 2011-01-31 | 2012-08-02 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for tracking the location of fracturing fluid in a subterranean formation |
| EP2744979B1 (en) | 2011-08-18 | 2019-02-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Improved casing detection methods |
| US9249559B2 (en) * | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
| WO2013052049A1 (en) | 2011-10-06 | 2013-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compensated cross-well tomography methods and systems |
| US9140102B2 (en) | 2011-10-09 | 2015-09-22 | Saudi Arabian Oil Company | System for real-time monitoring and transmitting hydraulic fracture seismic events to surface using the pilot hole of the treatment well as the monitoring well |
| CA2858085C (en) * | 2011-12-08 | 2016-01-12 | Saudi Arabian Oil Company | Super-resolution formation fluid imaging |
| US9926769B2 (en) * | 2013-11-07 | 2018-03-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Systems and methods for downhole communication |
| RU2669416C2 (ru) | 2014-05-01 | 2018-10-11 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Способы контроля добычи из многоствольной скважины и системы, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных |
| AU2015253516B2 (en) | 2014-05-01 | 2018-02-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Casing segment having at least one transmission crossover arrangement |
| EP3129591B1 (en) | 2014-05-01 | 2020-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Guided drilling methods and systems employing a casing segment with at least one transmission crossover arrangement |
-
2015
- 2015-04-23 MX MX2016014273A patent/MX2016014273A/es active IP Right Grant
- 2015-04-23 EP EP15786605.4A patent/EP3134618A4/en active Pending
- 2015-04-23 GB GB1618034.1A patent/GB2540497A/en not_active Withdrawn
- 2015-04-23 CA CA2946743A patent/CA2946743C/en active Active
- 2015-04-23 WO PCT/US2015/027374 patent/WO2015167933A1/en active Application Filing
- 2015-04-23 SG SG11201608902UA patent/SG11201608902UA/en unknown
- 2015-04-23 RU RU2016142527A patent/RU2649994C9/ru active
- 2015-04-23 BR BR112016025406-6A patent/BR112016025406B1/pt active IP Right Grant
- 2015-04-23 MY MYPI2016703945A patent/MY185925A/en unknown
- 2015-04-23 US US14/648,615 patent/US10358909B2/en active Active
- 2015-04-23 CN CN201580021858.9A patent/CN106460506B/zh active Active
- 2015-04-23 EP EP23156110.1A patent/EP4212698A1/en active Pending
- 2015-04-23 AU AU2015253513A patent/AU2015253513B2/en active Active
- 2015-04-30 AR ARP150101326A patent/AR100258A1/es active IP Right Grant
-
2016
- 2016-11-01 NO NO20161726A patent/NO20161726A1/en not_active Application Discontinuation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5589775A (en) * | 1993-11-22 | 1996-12-31 | Vector Magnetics, Inc. | Rotating magnet for distance and direction measurements from a first borehole to a second borehole |
| US6480000B1 (en) * | 1998-06-18 | 2002-11-12 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S. | Device and method for measurement of resistivity outside of a wellpipe |
| RU2262598C2 (ru) * | 2000-03-02 | 2005-10-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Аппарат для передачи мощности, способ выработки сигнала дистанционного управления внутри трубной конструкции и нефтяная скважина |
| US20070278008A1 (en) * | 2006-06-05 | 2007-12-06 | Vector Magnetics Llc | Electromagnetically determining the relative location of a drill bit using a solenoid source installed on a steel casing |
| US20110006773A1 (en) * | 2008-01-18 | 2011-01-13 | Hilliburton Energy Services, Inc. | EM-Guided Drilling Relative to an Existing Borehole |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP3134618A4 (en) | 2018-01-03 |
| NO20161726A1 (en) | 2016-11-01 |
| CA2946743A1 (en) | 2015-11-05 |
| MX2016014273A (es) | 2017-02-06 |
| US10358909B2 (en) | 2019-07-23 |
| AU2015253513B2 (en) | 2017-07-20 |
| BR112016025406A2 (pt) | 2017-08-15 |
| GB201618034D0 (en) | 2016-12-07 |
| CN106460506B (zh) | 2022-06-10 |
| CN106460506A (zh) | 2017-02-22 |
| EP4212698A1 (en) | 2023-07-19 |
| AU2015253513A1 (en) | 2016-11-10 |
| RU2649994C9 (ru) | 2018-06-25 |
| GB2540497A (en) | 2017-01-18 |
| SG11201608902UA (en) | 2016-11-29 |
| AR100258A1 (es) | 2016-09-21 |
| EP3134618A1 (en) | 2017-03-01 |
| WO2015167933A1 (en) | 2015-11-05 |
| CA2946743C (en) | 2020-09-15 |
| BR112016025406B1 (pt) | 2022-11-01 |
| MY185925A (en) | 2021-06-14 |
| US20160258274A1 (en) | 2016-09-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2671879C2 (ru) | Участок обсадной трубы, имеющий по меньшей мере одно устройство передачи и приема данных | |
| RU2669416C2 (ru) | Способы контроля добычи из многоствольной скважины и системы, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных | |
| RU2649994C1 (ru) | Способ межскважинной томографии и системы, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных | |
| RU2673090C2 (ru) | Способ направленного бурения и система, использующие участок обсадной трубы по меньшей мере с одним устройством передачи и приема данных |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: CORRECTION TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL 10-2018 FOR INID CODE(S) D N |
|
| TH4A | Reissue of patent specification |