RU2695434C1 - Скважинный электромагнитный телеметрический приемник - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к средствам передачи данных в скважине по электромагнитному каналу связи. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для передачи сигналов в скважине. В частности, предложен способ передачи данных от скважинного инструмента в местоположение на поверхности, включающий в себя измерение свойства в стволе скважины посредством скважинного инструмента в стволе скважины. Обсадную колонну располагают внутри скважины, а скважинный инструмент располагают ниже по меньшей мере части обсадной колонны. Посредством скважинного инструмента генерируют цифровой кадр. Цифровой кадр включает в себя информацию, соответствующую свойству. Цифровой кадр кодируют для наложения информации на несущий сигнал. Несущий сигнал преобразуется в разность напряжений, которая генерируется по изоляционному слою в скважинном инструменте. Разность напряжений вызывает протекание тока через подземную формацию в обсадную колонну над скважинным инструментом. Магнитный поток, генерируемый током, протекающим через обсадную колонну, обнаруживают посредством датчика, который располагают по меньшей мере частично внутри или по меньшей мере частично вокруг обсадной колонны. 5 н. и 20 з.п. ф-лы, 17 ил.

Description

Перекрестные ссылки на родственные заявки

[0001] Настоящая заявка испрашивает приоритет предварительной заявки на патент США под серийным № 62/245,741, поданной 23 октября 2015 г., и заявки на патент США под серийным № 14/974,882, поданной 18 декабря 2015 г. Эти две заявки на патент включены в данный документ посредством ссылки.

Уровень техники

[0002] Скважинные инструменты для измерений в процессе бурения (MWD), которые передают данные вверх по скважине посредством электромагнитной (EMAG) телеметрии, включают в себя электроизоляционный слой (например, керамика, твердая пластмасса, резина), расположенный между верхней частью инструмента и нижней частью инструмента. Его, как правило, интегрируют внутри постоянного соединения в муфте. Для передачи потока данных изнутри скважины в местоположение на поверхности, используют способ кодирования: как правило, выбирают предопределенную несущую частоту, и выполняют наложение PSK- или QPSK-кодирования для определения битового шаблона. Данный кодированный сигнал подают как разность напряжений между верхней и нижней частями инструмента. Вследствие разности напряжения генерируется ток, который проходит через подземную формацию. В частности, ток проходит от нижней части инструмента, наружу в подземную формацию и отклоняется назад по направлению к верхней части инструмента почти в полуэллиптической форме. Ток, собранный верхней частью, возвращается по направлению к нижней части, протекая вниз через проводящий материал верхней части.

[0003] Для приема сигнала на поверхности в местоположении на поверхности в подземную формацию вбивают два металлических кола. Когда некоторая часть тока достигает кольев, между кольями генерируется разность напряжений, так как поверхностная формация обладает некоторым удельным электрическим сопротивлением. Разность напряжений подают на систему получения компьютера на поверхности, с тем чтобы компьютерная система могла декодировать разность напряжений для восстановления потока данных, который был передан от скважинного инструмента в стволе скважины. Однако иногда подземная формация может включать в себя один или более слоев, обладающих очень высоким сопротивлением или очень низким сопротивлением, которые могут сильно ограничивать прохождение через нее тока и достижение им кольев. В результате сигнал (например, разность напряжений) на поверхностных кольях может быть слишком слабым, и данные не смогут быть восстановлены в местоположении на поверхности.

Сущность изобретения

[0004] В разделе «Сущность изобретения» предоставлен выбор концепций, которые подробнее описываются далее в подробном описании изобретения. Раздел «Сущность изобретения» не предназначен для указания ключевых или существенных признаков заявляемого объекта изобретения, а также его не следует рассматривать, как ограничивающий объем заявляемого объекта изобретения.

[0005] Раскрывается способ передачи данных от скважинного инструмента в местоположение на поверхности. Способ включает в себя измерение свойства в стволе скважины посредством скважинного инструмента в стволе скважины. Обсадную колонну располагают внутри скважины, а скважинный инструмент располагают ниже по меньшей мере части обсадной колонны. Посредством скважинного инструмента генерируют цифровой кадр. Цифровой кадр включает в себя информацию, соответствующую свойству. Цифровой кадр кодируют для наложения информации на несущий сигнал. Несущий сигнал преобразуется в разность напряжений, которая генерируются по изоляционному слою в скважинном инструменте. Разность напряжений вызывает протекание тока через подземную формацию в обсадную колонну над скважинным инструментом. Магнитный поток, генерируемый током, протекающим через обсадную колонну, обнаруживают посредством датчика, который располагают по меньшей мере частично внутри или по меньшей мере частично вокруг обсадной колонны.

[0006] В другом варианте осуществления, способ включает в себя ввод скважинного инструмента в первый ствол скважины. Свойство измеряют посредством скважинного инструмента в первом стволе скважины. Посредством скважинного инструмента генерируют цифровой кадр. Цифровой кадр включает в себя информацию, соответствующую свойству. Цифровой кадр кодируют для наложения информации на несущий сигнал. Несущий сигнал преобразуется в разность напряжений, которая генерируется по изоляционному слою в скважинном инструменте. Разность напряжений вызывает протекание тока через подземную формацию в обсадную колонну во втором стволе скважины. Магнитный поток, генерируемый током, протекающим через обсадную колонну во втором стволе скважины, обнаруживают посредством датчика, который располагают в стволе, формируемым обсадной колонной, в обсадной колонне, в башмаке обсадной колонны, который соединяют с обсадной колонной, снаружи обсадной колонны или снаружи башмака обсадной колонны.

[0007] В другом варианте осуществления, способ включает в себя ввод скважинного инструмента в первый ствол скважины. Свойство измеряют посредством скважинного инструмента в первом стволе скважины. Посредством скважинного инструмента генерируют цифровой кадр. Цифровой кадр включает в себя информацию, соответствующую свойству. Цифровой кадр кодируют для наложения информации на несущий сигнал. Несущий сигнал преобразуется в разность напряжений, которая генерируется по изоляционному слою в скважинном инструменте. Разность напряжений вызывает протекание тока через подземную формацию. Магнитный поток, генерируемый током, обнаруживают посредством датчика, который располагают во втором стволе скважины, который отклоняется от первого ствола скважины.

[0008] В другом варианте осуществления способ включает в себя ввод скважинного инструмента в первый ствол скважины, имеющий расположенную в нем первую обсадную колонну. Свойство измеряют посредством скважинного инструмента в первом стволе скважины. Посредством скважинного инструмента генерируют цифровой кадр. Цифровой кадр включает в себя информацию, соответствующую свойству. Цифровой кадр кодируют для наложения информации на несущий сигнал. Несущий сигнал преобразуется в разность напряжений, которая генерируется по изоляционному слою в скважинном инструменте. Разность напряжений вызывает протекание тока через подземную формацию во вторую обсадную колонну во втором стволе скважины. Магнитный поток, генерируемый током, протекающим через вторую обсадную колонну, обнаруживают посредством датчика, который располагают по меньшей мере частично внутри или по меньшей мере частично вокруг второй обсадной колонны. Данные, обнаруживаемые датчиком, передают приемнику, расположенному внутри или вокруг первой обсадной колонны в первом стволе скважины. Данные от приемника передают компьютеру в местоположении на поверхности посредством кабеля, расположенного радиально по направлению наружу от первой обсадной колонны в первом стволе скважины.

[0009] Кроме того, раскрывается система для передачи данных от скважинного инструмента в стволе скважины в местоположение на поверхности. Система включает в себя скважинный инструмент, который измеряет свойство в стволе скважины, генерирует цифровой кадр, включающий в себя информацию, соответствующую свойству, и кодирует цифровой кадр для наложения информации на несущий сигнал. Несущий сигнал преобразуется в разность напряжений, которая генерируется по изоляционному слою в скважинном инструменте. Разность напряжений вызывает протекание тока через подземную формацию в обсадную колонну над скважинным инструментом. Датчик располагают по меньшей мере частично внутри или по меньшей мере частично вокруг обсадной колонны. Датчик обнаруживает магнитный поток, генерируемый током, протекающим через обсадную колонну.

Краткое описание графических материалов

[0010] Сопровождающие графические материалы, которые включены в данное описание и являются его частью, иллюстрируют варианты осуществления настоящих идей и, вместе с описанием, служат для объяснения принципов настоящих идей. На фигурах:

[0011] На фигуре 1 проиллюстрирован вид в разрезе скважинного инструмента и датчика, расположенного в стволе скважины, в соответствии с вариантом осуществления.

[0012] На фигуре 2 проиллюстрирован вид в перспективе первого варианта осуществления датчика («первый датчик»), в соответствии с вариантом осуществления.

[0013] На фигурах 3-5 проиллюстрирована виды в разрезе первого датчика, расположенного по меньшей мере частично внутри башмака обсадной колонны в стволе скважины, в соответствии с вариантом осуществления.

[0014] На фигуре 6 проиллюстрирован вид в разрезе скважинного инструмента, показывающий второй вариант осуществления датчика («второй датчик»).

[0015] На фигуре 7 проиллюстрирован вид в разрезе второго датчика, расположенного радиально по направлению наружу от обсадной колонны или башмака обсадной колонны в стволе скважины, в соответствии с вариантом осуществления.

[0016] На фигурах 8A и 8B проиллюстрирован вид в разрезе сбоку и вид в разрезе сверху второго датчика, расположенного по меньшей мере частично внутри обсадной колонны, башмака обсадной колонны или ниппеля обсадной колонны, в соответствии с вариантом осуществления.

[0017] На фигурах 9A и 9B проиллюстрированы виды в разрезе скважинного инструмента, расположенного в первом стволе скважины, и первого и/или второго датчика, расположенного во втором стволе скважины, в соответствии с вариантом осуществления.

[0018] На фигуре 10 проиллюстрирован вид в разрезе скважинного инструмента, расположенного в первом стволе скважины, и третьего датчика, расположенного во втором стволе скважины, в соответствии с вариантом осуществления.

[0019] На фигуре 11 проиллюстрирован увеличенный вид в разрезе третьего датчика, расположенного во втором стволе скважины, в соответствии с вариантом осуществления.

[0020] На фигуре 12A проиллюстрирован вид в разрезе скважинного инструмента, расположенного в первом стволе скважины, и второго датчика, расположенного во втором стволе скважины, который отклоняется от первого ствола скважины, в соответствии с вариантом осуществления.

[0021] На фигуре 12B проиллюстрирована антенна и магнитный поток постоянного тока, обеспечивающий связь между передатчиком и приемником, в соответствии с вариантом осуществления.

[0022] На фигуре 13 проиллюстрирована структурная схема способа передачи данных от скважинного инструмента в стволе скважины в местоположение на поверхности посредством электромагнитной телеметрии в соответствии с вариантом осуществления.

[0023] На фигуре 14 проиллюстрирован схематический вид вычислительной системы в соответствии с вариантом осуществления.

Подробное описание изобретения

[0024] Далее будут подробно рассмотрены варианты осуществления, примеры которых проиллюстрированы на сопровождающих графических материалах и фигурах. В последующем подробном описании изложены многочисленные конкретные детали для обеспечения полного понимания изобретения. Однако среднему специалисту в данной области техники будет очевидно, что изобретение может быть осуществлено на практике без этих конкретных деталей. В иных случаях, известные способы, процедуры, компоненты, схемы и сети подробно не описываются, чтобы неоправданно не затруднять понимание аспектов вариантов осуществления.

[0025] Кроме того, следует понимать, что, хотя термины первый, второй и т. д. могут использоваться в настоящем документе для описания различных элементов, эти элементы не должны ограничиваться этими терминами. Эти термины используются только для отличения одного элемента от другого. Например, первый объект или шаг может называться вторым объектом или шагом, и, аналогичным образом, второй объект или шаг может называться первым объектом или шагом, без отступления от объема изобретения. Как первый объект или шаг, так и второй объект или шаг являются объектами или шагами соответственно, но они не должны рассматриваться как один и тот же объект или шаг.

[0026] Терминология, используемая в описании изобретения в настоящем документе, предназначена исключительно для описания конкретных вариантов осуществления и не ограничивает изобретение. Согласно использованию в описании изобретения и в прилагаемой формуле, все формы единственного числа также включают в себя формы множественного числа, если контекст явно не указывает на иное. Кроме того, следует понимать, что термин «и/или» согласно использованию в настоящем документе означает и охватывает любые возможные комбинации одного или более связанных перечисляемых элементов. Далее следует понимать, что термины «включает в себя», «включающий в себя», «содержит» и/или «содержащий», при использовании в данном описании, указывают на наличие указанных признаков, целых величин, шагов, операций, элементов и/или компонентов, но не исключают наличие или добавление одного или более иных признаков, целых величин, шагов, операций, элементов, компонентов и/или их групп. Далее, согласно использованию в настоящем документе, термин «если» может рассматриваться в значении «когда» или «при», или «в ответ на определение», или «в ответ на обнаружение», в зависимости от контекста.

[0027] Следует обратить внимание на процедуры, способы, методики и последовательности действий обработки, которые соответствуют некоторым вариантам осуществления. Некоторые операции в описанных в настоящем документе процедурах, способах, методиках и последовательностях действий обработки могут быть объединены, и/или порядок некоторых операций может меняться.

[0028] На фигуре 1 проиллюстрирован вид в разрезе ствола 110 скважины с расположенным в нем скважинным инструментом 130 и датчиком 150 в соответствии с вариантом осуществления. Ствол 110 скважины может быть пробурен в подземной формации 112. Обсадная колонна 116 может быть расположена радиально по направлению внутрь от стенки ствола 110 скважины. Между обсадной колонной 116 и стенкой ствола 110 скважины может быть радиально расположен слой цемента 114 для закрепления обсадной колонны 116 на месте. Как показано, обсадная колонна 116 проходит вниз от местоположения 100 на поверхности до точки между местоположением 100 на поверхности и основанием 111 ствола 110 скважины. Башмак 118 обсадной колонны может быть присоединен к нижнему концу обсадной колонны 116.

[0029] Скважинный инструмент 130 может быть опущен в ствол 110 скважины посредством бурильной колонны 132. Скважинный инструмент 130 может включать в себя инструмент 134 для каротажа в процессе бурения (LWD) и/или инструмент 136 (MWD) для измерений в процессе бурения. LWD-инструмент 134 может быть выполнен с возможностью измерения одного или более свойств формации и/или физических свойств в процессе бурения ствола 110 скважины или в любое последующее время. MWD-инструмент 136 может быть выполнен с возможностью измерения одного или более физических свойств в процессе бурения ствола 110 скважины или в любое последующее время. Свойства формации могут включать в себя сопротивление, плотность, пористость, звуковую скорость, гамма-излучение и т. п. Физические свойства могут включать в себя давление, температуру, поперечный размер ствола скважины, траекторию ствола скважины, нагрузку на долото, момент вращения долота, вибрацию, удар, неравномерное движение и т. п. LWD-инструмент 134 передает свои данные измерений MWD-инструменту 136. MWD-инструмент 136 может затем сгруппировать наборы данных от себя и LWD-инструмента 134 и подготовить поток данных для передачи в местоположение 100 на поверхности после надлежащего кодирования.

[0030] Скважинный инструмент 130 может также включать в себя электроизоляционный слой 140, расположенный между верхней частью скважинного инструмента 130 и нижней частью скважинного инструмента 130. Изоляционный слой 140 может быть расположен в LWD-инструменте 134, в MWD-инструменте 136 или в другом месте в скважинном инструменте 130. В одном варианте осуществления верхняя часть скважинного инструмента 130 может входить в зацепление с нижней частью скважинного инструмента 130 посредством резьбового соединения, и изоляционный слой 140 может представлять собой покрытие на поверхностях резьбового соединения, внешней поверхности скважинного инструмента 130 вблизи резьбового соединения, внутренней поверхности скважинного инструмента 130 вблизи резьбового соединения или их комбинацию. Изоляционный слой 140 может представлять собой или включать в себя пластмассу, резину, керамику, стеклопластик или их комбинацию.

[0031] Скважинный инструмент 130 может передавать данные (например, свойства формации, физические свойства и т. д.) изнутри ствола 110 скважины наверх к компьютерной системе 102 в местоположении 100 на поверхности посредством электромагнитной телеметрии. Для передачи потока цифровых данных изнутри ствола 110 скважины в местоположение 100 на поверхности используют способ кодирования. В частности, выбирают предопределенную несущую частоту и выполняют наложение PSK- или QPSK-кодирования для определения битового шаблона. Данный кодированный сигнал подают как разность напряжений между верхней и нижней частями скважинного инструмента 130 по изоляционному слою 140. Вследствие разности напряжения между нижней частью и верхней частью скважинного инструмента 130 генерируется ток 142, который проходит через подземную формацию 112. Ток 142 проходит от нижней части скважинного инструмента 130, наружу в подземную формацию 112 и отклоняется назад по направлению к верхней части скважинного инструмента 130 почти в полуэллиптической форме. Ток 142, собранный верхней частью, возвращается по направлению к нижней части, протекая вниз через проводящий материал верхней части скважинного инструмента 130.

[0032] Скважинный инструмент 130 может подавать ток постоянной амплитуды, причем напряжение может регулироваться в зависимости от кажущегося сопротивления подземной формации 112. По меньшей мере часть тока 142 может протекать от подземной формации 112 в обсадную колонну 116. Данная часть тока может затем протекать вниз через обсадную колонну 116, как показано стрелкой 143. По меньшей мере часть тока 142 может протекать от обсадной колонны 116 к бурильной колонне 132 внутри обсадной колонны 116, как показано стрелками 144. Данная часть тока может затем протекать вниз через бурильную колонну 132, как показано стрелкой 145.

[0033] Один или более датчиков (показан один: 150) могут быть расположены в стволе скважины 110. В частности, датчик 150 может по меньшей мере частично быть расположен внутри или на внешней поверхности обсадной колонны 116 или башмака 118 обсадной колонны. В другом варианте осуществления датчик 150 может быть расположен радиально по направлению наружу от обсадной колонны 116 или башмака 118 обсадной колонны, будучи при этом аксиально выровненным с ними. Датчик 150 может представлять собой электромагнитный приемник. Датчик 150 может сообщать обнаруженную информацию системе на поверхности по кабелю или проводу 314.

[0034] На фигуре 2 проиллюстрирован первый вариант осуществления датчика 150, показанного на фигуре 1 (называемого в настоящем документе «первый датчик 150-1»), в соответствии с вариантом осуществления. Первый датчик 150-1 может включать в себя круговой корпус (т. е. кольцо или тороид) 200 из ферромагнитного слоистого материала. Как описано выше, корпус 200 может быть расположен внутри или вокруг по меньшей мере части обсадной колонны 116 или башмака 118 обсадной колонны. Ферромагнетик может представлять собой или включать в себя, например, кобальт, железо, оксид железа или их комбинацию. Однако здесь также предусматриваются другие ферромагнитные материалы.

[0035] Провод 202 может быть обмотан вокруг по меньшей мере части окружности корпуса 200. Провод 202 может использоваться для измерения магнитного потока, генерируемого в круговом корпусе 200 током, протекающим через обсадную колонну 116, башмак 118 обсадной колонны, бурильную колонну 132 или их комбинацию. Данные измерений магнитного потока могут быть пропорциональны полному току, протекающему через обсадную колонну 116, башмак 118 обсадной колонны, бурильную колонну 132 или их комбинацию в данном осевом положении. Пропорциональность данных измерений между крайними точками провода 202 может зависеть по меньшей мере частично от количества оборотов провода 202 вокруг корпуса 200. По меньшей мере часть корпуса 200 и провода 202 может быть окружена деформируемым изолятором (не показан). Изолятор может быть выполнен, например, из пластмассы или резины.

[0036] Как более подробно описано ниже, процессор скважинного ретранслятора 320 данных (см. фигуру 3) может быть способен обрабатывать выходные данные датчика 150-1, который обнаруживает магнитный поток, для восстановления сигнала переменного тока в полосе пропускания, используемой скважинным инструментом 130 для передачи сигнала посредством изоляционного слоя 140. Процессор скважинного ретранслятора 320 данных также может быть способен декодировать цифровой сигнал посредством применения обратного процесса для PSK- или QPSK-декодирования. Процессор может также проверять корректность цифрового кадра посредством проверки элементов кадра, таких как идентификатор кадра, контрольная сумма, количество битов. Затем процессор скважинного ретранслятора 320 данных может ретранслировать кадр по направлению к компьютеру 102 на поверхности. Кадр может быть идентичен принятому кадру или модифицироваться для добавления дополнительной информации от процессора скважинного ретранслятора 320 данных. Затем скважинная электроника может обеспечивать, чтобы кодирование (PSK или QPSK) адаптировало сигнал к кабелю 314, который обеспечивает связь с системой на поверхности, управляемой компьютером 102 на поверхности. Таким образом, компьютерная система 102 может быть способна декодировать данные (например, свойства формации, физические свойства и т. д.).

[0037] На фигурах 3-5 проиллюстрирован первый датчик 150-1, расположенный по меньшей мере частично внутри башмака 118 обсадной колонны, в соответствии с вариантом осуществления. Башмак 118 обсадной колонны может включать в себя первую, верхнюю часть 118-1 и вторую, нижнюю часть 118-2. Верхняя часть башмака обсадной колонны 118-1 может быть присоединен к нижнему концу обсадной колонны 116 посредством первого резьбового соединения, а верхняя часть башмака 118-1 обсадной колонны может присоединяться к нижней части башмака 118-2 обсадной колонны посредством второго резьбового соединения. В другом варианте осуществления верхняя часть башмака 118-1 обсадной колонны может быть присоединена к нижней части башмака 118-2 обсадной колонны посредством плотной посадки (такой как в области 306 вокруг изоляционного материала на фигуре 4).

[0038] В канале башмака 118 обсадной колонны может присутствовать разбуриваемый материал 120. Такой материал может быть металлическим (например, алюминиевым). Разбуриваемый материал 120 может способствовать направлению в ствол 110 скважины (например, при вводе обсадной колонны 116 в ствол 110 скважины). Такой разбуриваемый материал 120 может изначально присутствовать в башмаке 118 обсадной колонны на фигурах 4 и 5.

[0039] Первый карман 300 может быть расположен по меньшей мере частично в башмаке 118 обсадной колонны. Как показано, первый карман 300 может быть расположен между верхней и нижней частями башмака обсадной колонны 118-1, 118-2. Хотя это не показано, в других вариантах осуществления первый карман 300 может быть выполнен в обсадной колонне 116 или между обсадной колонной 116 и верхней частью башмака 118-1 обсадной колонны. Первый датчик 150-1 может быть расположен по меньшей мере частично в первом кармане 300. Пространство в кармане 300, окружающем датчик 150-1, и верхней и нижней частях обсадной колонны 118-1, 118-2 может быть наполнено наполнительным элементом 121, который не является проводящим. Наполнительный элемент 121 может представлять собой мягкий и формуемый материал, такой как резина или мягкая пластмасса. Данный наполнительный элемент 121 может защищать датчик 150-1 от жидкости в стволе 110 скважины. Наполнительный элемент 121 может окружать датчик 150-1.

[0040] Как показано на фигуре 3, верхняя часть башмака 118-1 обсадной колонны может включать в себя осевой выступ 302, который выступает из нее вниз и формирует внешнюю радиальную стенку первого кармана 300. Между выступом 302 и нижней частью башмака 118-2 обсадной колонны может существовать зазор 304. Как показано на фигуре 4, в другом варианте осуществления осевой выступ 302 может представлять собой часть нижней части башмака 118-2 обсадной колонны и выступать из нее вверх, формируя внешнюю радиальную стенку первого кармана 300. В данном варианте осуществления между верхней и нижней частями башмака обсадной колонны 118-1, 118-2 может быть расположена изоляционная вставка 306. На внутренней поверхности может присутствовать зазор 304. Изоляционная вставка 306 может предотвращать протекание тока вниз через канал в башмаке 118 обсадной колонны, который располагают радиально снаружи первого кармана 300. Вместо этого ток может протекать вниз через канал в башмаке 118 обсадной колонны, который расположен радиально по направлению внутрь от первого кармана 300 или внутри бурильной колонны 132. Благодаря такой конструкции ток 143 (см. фигуру 1), протекающий вниз в обсадной колонне 116, может перенаправляться/переходить в бурильную колонну 132 в виде тока 145 посредством тока утечки 144. Такое перенаправление может по большей части происходить над датчиком 150-1.

[0041] Первый датчик 150-1 может быть выполнен с возможностью измерения магнитного потока, генерируемого током 143, 145, который протекает через канал, который располагают радиально по направлению внутрь от первого датчика 150-1. Хотя это не показано, в некоторых вариантах осуществления, между верхней и нижней частями башмака обсадной колонны 118-1 и 118-2 зазор 304 может отсутствовать. Вместо этого внутренние поверхности верхней и нижней частей башмака обсадной колонны 118-1 и 118-2 могут контактировать друг с другом. Такое перекрытие может быть выполнено плотно посаженным или оснащено резьбой для удержания верхней и нижней частей башмака обсадной колонны 118-1 и 118-2 вместе. В вариантах осуществления, таких как показанный на фигуре 4, изоляционная вставка 306 может быть электроизоляционной. Изоляция может быть получена посредством стеклянного или керамического покрытия в области перекрытия. В других вариантах осуществления может использоваться пластмасса или резина.

[0042] По меньшей мере в одном варианте осуществления в обсадной колонне 116 или башмаке 118 обсадной колонны может быть сформирован второй карман 310. Второй карман 310 может быть расположен немного выше (т. е. ближе к исходной точке ствола 110 скважины) первого кармана 300. Второй карман 310 может проходить аксиально и может быть включен в одну лопасть локальной высадки, выступающую в качестве стабилизаторной лопасти. Как показано, второй карман 310 может быть сформирован в верхней части 118-1 башмака обсадной колонны. По меньшей мере часть скважинного ретранслятора 320 данных может быть расположена во втором кармане 310. Один или более кабелей или проводов 312 (фигура 4) могут быть присоединены и проходить между первым датчиком 150-1 в первом кармане 300 и скважинным ретранслятором 320 данных во втором кармане 310. Кабель 312 может передавать сигнал (ток), пропорциональный данным измерений магнитного потока, скважинному ретранслятору 320 данных во втором кармане 310.

[0043] Скважинный ретранслятор 320 данных во втором кармане 310 может включать в себя источник питания или регулятор, который выполнен с возможностью подачи питания другим электрическим компонентам во втором кармане 310. Питание может обеспечиваться посредством батареи или кабеля или провода, который проходит вниз от источника питания в местоположении 100 на поверхности. Скважинный ретранслятор 320 данных во втором кармане 310 может также включать в себя цифровой блок с процессором (CPU) и памятью для управления получением данных от датчика 150-1 в первом кармане 300. Цифровой блок может также форматировать данные измерений в телеметрический кадр, передаваемый в местоположение 100 на поверхности, как более подробно описано ниже. Память может включать в себя программное обеспечение, калибровочную информацию от датчика 150-1 и т. д. В некоторых вариантах осуществления в памяти могут храниться диагностические данные для последующего вывода. Процессор может управлять временной привязкой для получения данных. Временная привязка может повторно синхронизироваться в соответствии с расположенными вверх по стволу скважины часами компьютера 102 на поверхности. Может осуществляться обмен некоторыми данными между компьютером 102 на поверхности и CPU скважинного ретранслятора 320 данных.

[0044] Скважинный ретранслятор 320 данных во втором кармане 310 может также включать в себя аналого-цифровой преобразователь (ADC), выполненный с возможностью преобразования сигнала в кабеле 312, который пропорционален данным измерений магнитного потока, в поток цифровых данных. В некоторых вариантах осуществления между датчиком 150-1 и ADC может быть расположен аналоговый фильтр для удаления шума из сигнала во избежание искажения и потенциального насыщения ADC сигналами за пределами полосы пропускания частот, представляющей интерес для телеметрии. Поток цифровых данных может быть декодирован для восстановления цифрового кадра, отправленного скважинным инструментом 130. Скважинный ретранслятор 320 данных также может включать в себя телеметрическую электронную систему, выполненную с возможностью обеспечения надлежащей передачи и приема сигнала через кабель 314 к/от компьютерной системы 102 в местоположении 100 на поверхности. Телеметрическая электронная система может представлять собой аппаратный интерфейс между кабелем 314 и процессором.

[0045] По меньшей мере в одном варианте осуществления в кабеле 314, идущем к местоположению 100 на поверхности, может быть расположен фильтр для надлежащего наложения подачи питания и телеметрических сигналов, когда для двух функций используется один носитель. Канал передачи в и из местоположения 100 на поверхности может представлять собой кабель 314, причем обратная передача может выполняться через обсадную колонну 116. Скважинный ретранслятор 320 данных также может включать в себя фильтр между кабелем 314 и остальной электроникой в кармане 310 для получения питания, подаваемого по кабелю 314 от системы 102 на поверхности, обеспечивая при этом возможность надлежащего осуществления телеметрии по тому же кабелю 314. Телеметрия может быть односторонней (по направлению к поверхности) или двусторонней.

[0046] Как показано на фигуре 5, в по меньшей мере одном варианте осуществления башмак 118 обсадной колонны может иметь одно или более отверстий 500, сформированных радиально через него. Отверстия 500 могут иметь прямоугольную, круглую или любую другую форму поперечного сечения. Как показано, отверстия 500 могут быть смещены по окружности друг от друга и аксиально выровнены с первым карманом 300 и/или первым датчиком 150-1. Отверстия 500 могут предотвращать (или ограничивать) окружные линии высокого магнитного потока, генерируемого присутствием осевого тока в бурильной колонне 132. Присутствие таких окружных линий магнитного потока может снижать чувствительность к току, протекающему вниз в бурильной колонне 132, вследствие влияния на магнитный поток, обнаруживаемый датчиком 150-1 (или 150-2). Отверстия 500 могут быть реализованы в конструкции, показанной на фигуре 3.

[0047] На фигуре 6 проиллюстрирован вид в разрезе скважины, показывающий второй вариант осуществления датчика 150 с фигуры 1 (называемый в настоящем документе «второй датчик 150-2»), а на фигуре 7 проиллюстрирован вид в перспективе второго датчика 150-2, расположенного радиально по направлению наружу от обсадной колонны 116 или башмака 118 обсадной колонны, в соответствии с вариантом осуществления. Второй датчик 150-2 может представлять собой магнитометр. Второй датчик 150-2 может быть расположен радиально по направлению наружу от обсадной колонны 116 (например, от приблизительно 1 мм до приблизительно 10 см). Второй датчик 150-2 может быть выполнен с возможностью измерения магнитного потока β, генерируемого током, протекающим вниз через обсадную колонну 116, башмак 118 обсадной колонны, бурильную колонну 132 или их комбинацию. Измерительная ось датчика 150-2 может быть сориентирована по направлению по касательной к обсадной колонне 116. На измерение может влиять расстояние между вторым датчиком 150-2 и обсадной колонной 116 и/или башмаком 118 обсадной колонны. Для такого вида применения материал обсадной колонны 116 и башмака 118 обсадной колонны вблизи глубины второго датчика 150-2 может быть немагнитным (например, с магнитной проницаемостью близкой к единице). Такой материал не может намагничиваться, что снижает риск создания насыщения постоянным током второго датчика 150-2.

[0048] На фигурах 8A и 8B проиллюстрирован вид в разрезе сбоку и вид в разрезе сверху второго датчика 150-2, расположенного по меньшей мере частично внутри ниппеля 119 обсадной колонны, в соответствии с вариантом осуществления. Как показано, карман 800 может быть выполнен в ниппеле 119 обсадной колонны. Хотя это не показано, в другом варианте осуществления, карман 800 может быть выполнен в обсадной колонне 116 или башмаке 118 обсадной колонны. Второй датчик 150-2 может быть расположен в кармане 800. Карман 800 может быть включен в одну лопасть 801 встроенного стабилизатора ниппеля 119 обсадной колонны. Ниппель 119 обсадной колонны и корпус, содержащий карман 800, могут быть выполнены из немагнитной стали для обеспечения возможности проникания магнитного потока, генерируемого током, протекающим в обсадной колонне 116 и бурильной колонне 132, в карман 800 и для обеспечения возможности обнаружения датчиком 150-2 соответствующего магнитного потока. Кроме того, карман 800 может быть включен внутрь небольшого герметичного корпуса 802, чтобы скважинный ретранслятор 320 данных находился в атмосферной камере. Корпус 802 может быть выполнен из немагнитной стали или любого материала с низкой магнитной проницаемостью, который не является магнитным. Иллюстративные материалы могут включать в себя пластмассу, резину и керамику. Корпус 802 может быть радиально направленным наружу от ниппеля 119 обсадной колонны. Он может вставляться в углубление 803 стабилизаторной лопасти 801. В этом случае, большая часть магнитного потока, генерируемого протекающим вниз током в обсадной колонне 116 и бурильной колонне 132, может регистрироваться датчиком 150-2.

[0049] Скважинный ретранслятор 320 данных также может быть расположен в кармане 800 или герметичном корпусе 801. Первые кабели 312 могут быть присоединены и проходить между вторым датчиком 150-2 и системой получения (фильтром и ADC) скважинного ретранслятора 320 данных в кармане 800. Первые кабели 312 могут передавать данные измерений магнитного потока скважинному ретранслятору 320 данных в кармане 800. Кабель 314 может затем передавать данные от скважинного ретранслятора 320 данных в кармане 800 компьютерной системе 102 в местоположении 100 на поверхности. В одном варианте осуществления кабель 314 может быть объединен с обсадной колонной 116 для обеспечения возможности обмена током. Обсадная колонна 116 может рассматриваться в качестве заземления скважинного ретранслятора 320 данных и некоторой электроники системы 102 на поверхности. Электрическая цепь, включающая в себя кабель 314, обеспечивает возможность телеметрии между скважинным ретранслятором 320 данных и системой 102 на поверхности. Эта телеметрия может быть либо направленной вверх, либо двунаправленной. Система 102 на поверхности может выполнять наложение питания на телеметрический сигнал в цепи, включающей в себя кабель 314, обеспечивая возможность работы скважинного ретранслятора 320 данных от данного питания.

[0050] На фигуре 9A проиллюстрирован скважинный инструмент 130, расположенный в первом стволе 110-1 скважины, и первый и/или второй датчик 150-1, 150-2, расположенный во втором стволе 110-2 скважины, в соответствии с вариантом осуществления. Часть первого ствола 110-1 скважины может быть закреплена обсадной колонной 116-1. Когда множественные стволы 110-1, 110-2 скважины пробуривают в непосредственной близости друг от друга, первый и/или второй датчик 150-1, 150-2 может быть расположен в стволе скважины, отличном от того, в котором располагают скважинный инструмент 130. Согласно использованию в настоящем документе, «непосредственная близость» означает горизонтальное расстояние, меньшее или равное 50 метрам.

[0051] Второй ствол 110-2 скважины может иметь обсадную колонну 116-2, проходящую по всей длине второго ствола 110-2 скважины. Первый и/или второй датчик 150-1, 150-2 может по меньшей мере частично располагаться внутри или вокруг обсадной колонны 116-2 или башмака 118-2 обсадной колонны, как описано выше. По меньшей мере часть тока 142, испускаемого от скважинного инструмента 130 в первом стволе 110-1 скважины, может приниматься и протекать вверх через обсадную колонну 116-2 во втором стволе 110-2 скважины. Данная часть тока 146, протекающего вверх в обсадной колонне 116-2, может возвращаться к обсадной колонне 116-1 в виде линий 147 тока через подземную формацию 112. Ток может затем протекать вниз через обсадную колонну 116-1 и бурильную колонну 132, как показано линиями 143 и 145, соответственно, по направлению к зазору 140.

[0052] Первый и/или второй датчик 150-1, 150-2 может быть выполнен с возможностью измерения магнитного потока, генерируемого током, протекающим через обсадную колонну 116-2, башмак 118-2 обсадной колонны. Эти данные могут затем передаваться наверх компьютерной системе 102 в местоположении на поверхности по кабелю 314 во втором стволе 110-2 скважины. Кабель 314 может быть расположен внутри цементного листа, окружающего обсадную колонну 116-2. Кабель 314 может находиться внутри второго ствола скважины. В этом случае кабель 314 может быть опущен во второй ствол 110-2 скважины после установки и цементирования обсадной колонны 116-2. Муфта (не показана) может обеспечивать возможность взаимного соединения между датчиком 150-1, 150-2 и кабелем 314. Данная муфта может включать в себя электронику для обеспечения надлежащего взаимного соединения и обмена данными между датчиком и системой 102 на поверхности. В варианте осуществления, показанном на фигуре 9A, датчик 150-1 или 150-2 во втором стволе 110-2 скважины может находиться в секции обсадной колонны или ниппеле 119 обсадной колонны, установленном в обсадной колонне 116-2 на такой глубине, чтобы расстояние D2 было меньше, чем D1. D1 может представлять собой расстояние между глубиной башмака 118-1 обсадной колонны в скважине 110-1 и башмака 118-2 обсадной колонны скважины 110-2. D2 может представлять собой расстояние между датчиком 150-1, 150-2 и башмаком 118-2 обсадной колонны во втором стволе 110-2 скважины. D2=Ka*D1. Ka может составлять от приблизительно 0,0,25 до приблизительно 1,25.

[0053] В варианте осуществления, показанном на фигуре 9B, глубина второго ствола 110-2 скважины аналогична глубине обсаженной секции 116-1 первого ствола 110-1 скважины. В таких условиях датчик 150-1 и 150-2 может быть установлен во втором стволе 110-2 скважины на расстоянии D4 от башмака 118-2 обсадной колонны, при этом D4=Kb*D3. D3 может представлять собой расстояние между местоположением 100 на поверхности и забоем второго ствола 110-2 скважины и/или башмаком 118-2 обсадной колонны. D4 может представлять собой расстояние между датчиком 150-1, 152-2 и забоем второго ствола 110-2 скважины и/или башмаком 118-2 обсадной колонны. Kb может составлять от приблизительно 0 до приблизительно 0,25.

[0054] На фигуре 10 проиллюстрирован скважинный инструмент 130, расположенный в первом стволе 110-1 скважины, и третий датчик 150-3, расположенный во втором стволе 110-2 скважины, в соответствии с вариантом осуществления. Второй ствол 110-2 скважины может быть оборудован обсадной колонной 116-2. Когда множественные стволы 110-1, 110-2 скважины пробуривают в непосредственной близости друг от друга, третий датчик 150-3 может быть расположен в стволе скважины, отличном от того, в котором располагают скважинный инструмент 130. Третий датчик 150-3 может быть опущен во второй ствол 110-2 скважины на тросе, кабеле и т. п. Третий датчик 150-3 может быть опущен до положения во втором стволе 110-2 скважины, которое находится ниже начальной точки второго ствола 110-2 скважины и выше башмака 118-2 обсадной колонны. Например, третий датчик 150-3 может быть опущен до положения, которое составляет от приблизительно 50% до приблизительно 90% или от приблизительно 60% до приблизительно 80% расстояния от исходной точки до башмака 118 обсадной колонны. Это может обеспечивать возможность регистрирования третьим датчиком 150-3 тока 146, протекающего через обсадную колонну 116-2 во втором стволе 110-2 скважины, до скачка или возвращения тока к обсадной колонне 116-1 в первом стволе 110-1 скважины, как показано на 147. Ток 143, 145 возвращается через обсадную колонну 116-1 и бурильную колонну 132 первого ствола 110-1 скважины вниз по направлению к зазору 140. В другом варианте осуществления, третий датчик 150-3 может быть расположен под башмаком 118 обсадной колонны.

[0055] На фигуре 11 проиллюстрирован увеличенный вид третьего датчика 150-3, расположенного во втором стволе 110-2 скважины, в соответствии с вариантом осуществления. Третий датчик 150-3 может быть частью тросового инструмента. Третий датчик 150-3 может включать в себя корпус 1100, имеющий присоединенные к нему один или более первые рычаги (показаны два: 1102) и один или более вторые рычаги (показаны два: 1104). Первые рычаги 1102 могут быть смещены по окружности друг от друга, и вторые рычаги 1104 могут быть смещены по окружности друг от друга. Первые рычаги 1102 могут быть аксиально смещены от (например, выше) вторых рычагов 1104. Первые и вторые рычаги 1102, 1104 могут быть сложены на корпусе 1100 третьего датчика 150-3 при вводе третьего датчика 150-3 в скважину. По достижении требуемого положения первые и вторые рычаги 1102, 1104 могут быть приведены в движение радиально по направлению наружу и до достижения контакта с обсадной колонной 116-2 (или башмаком 118-2 обсадной колонны в других вариантах осуществления).

[0056] Каждый из первых и вторых рычагов 1102, 1104 может включать в себя электрод 1106, выполненный с возможностью контактирования с обсадной колонной 116. Каждый из первых и вторых рычагов 1102, 1104 может также включать в себя электроизолятор 1108, расположенный между электродом 1106 и корпусом 1100. Провод 1110 может проходить через электроизолятор 1106 или вокруг него для передачи локального напряжения от обсадной колонны 116-2 к системе получения скважинного инструмента 130 третьего датчика 150-3. Может быть определена разность напряжений между первыми рычагами 1102 и вторыми рычагами 1104. Разность напряжений может затем быть передана компьютерной системе 102 в местоположении 100 на поверхности по тросу или кабелю 1120. Разность напряжений пропорциональна току 146, протекающему вверх к обсадной колонне 116-2. Разность напряжений имеет тот же профиль, что и напряжение, передаваемое скважинным инструментом 130 через зазор 140. Декодирование данных может быть выполнено, исходя из данного профиля напряжения, третьим датчиком 150-3 или системой 102 на поверхности, подключенной к каротажному кабелю1120.

[0057] На фигуре 12A проиллюстрирован скважинный инструмент 130, расположенный в первом стволе 110-1 скважины, и второй датчик 150-2, расположенный во втором стволе 110-3 скважины, который отклоняется от первого ствола 110-1 скважины, в соответствии с вариантом осуществления. Второй ствол 110-3 скважины может отклоняться от первого ствола 110-1 скважины в точке возле башмака 118 обсадной колонны 116, уже установленной в первом стволе 110-1 скважины. Второй ствол 110-3 скважины может иметь меньший диаметр, чем первый ствол 110-1 скважины, и может быть пробурен от башмака 118 обсадной колонны. Второй ствол 110-3 скважины может быть пробурен после установки и цементирования обсадной колонны 116 в первом стволе 110-1 скважины, когда глубина первого ствола 110-1 скважины составляла D3. Во время бурения второго ствола 110-3 скважины первый ствол 110-1 скважины может иметь глубину D3. Первый и второй стволы 110-1, 110-3 скважины могут быть сориентированы под углом 1208 по отношению к друг другу, меньшим или равным 10 градусам.

[0058] Во втором стволе 110-3 скважины может быть расположен нижний повторитель 1201. Нижний повторитель 1201 может иметь цилиндрическую форму, при этом его главная ось параллельна второму стволу 110-3 скважины. По меньшей мере в одном варианте осуществления нижний повторитель 1201 может быть расположен ниже слоя 113 подземной формации 112, который резко ослабляет ток, протекающий вверх через подземную формацию 112. Слой 113 может иметь сопротивление, меньшее или равное первой заданной или большее или равное второй заданной величине. Первая заданная величина может составлять приблизительно 1 Ом, а вторая заданная величина может составлять приблизительно 1000 Ом. Таким образом, слой 113 может значительно ослаблять токи 148 и 149, испускаемые от скважинного инструмента 130, которые проходят через слой 113, вследствие чего датчик, расположенный над слоем 113 может быть не способен регистрировать результирующие токи 143 и 145 надлежащим образом.

[0059] Нижний повторитель 1201 может быть выполнен с возможностью измерения магнитного потока тока 142. Нижний повторитель 1201 может быть оборудован двумя датчиками 150-2. Датчики 150-2 устанавливают в плоскости перпендикулярно главной оси повторителя 1201 и перпендикулярно друг другу в этой плоскости. Датчики 150-2 регистрируют силовую линию 151 магнитного поля, генерируемую током 145, протекающим в муфте, и некоторых линиях 142 тока, проходящих в петле, формируемой магнитной силовой линией 150. Выходные данные датчиков 150-2 суммируются как вектор для получения полной амплитуды. Данная векторная сумма может использоваться в качестве выходных данных для декодирования сигнала, передаваемого скважинным инструментом 130 через зазор 140. Из декодированного сигнала может быть восстановлен цифровой кадр.

[0060] Эти цифровые данные могут быть переданы по кабелю или проводу 1200 от нижнего повторителя 1201 к электромагнитному повторителю 1202, который располагают во втором стволе 110-3 скважины. Электромагнитный повторитель 1202 может затем (например, беспроводным образом) передавать данные электромагнитному верхнему приемнику 1204, который располагают по меньшей мере частично внутри или вокруг обсадной колонны 116 или башмака 118 обсадной колонны в первом стволе 110-1 скважины. Данные могут затем быть переданы от электромагнитного верхнего приемника 1204 компьютерной системе 102 в местоположении 100 на поверхности по проводу или кабелю 1206. Электромагнитная передача может быть основана на использовании антенн с удлиняющей катушкой с осями почти параллельными стволу скважины, где установлено устройство (например, ствол 110-3 скважины для электромагнитного повторителя 1202 и ствол 110-1 скважины для верхнего приемника 1204). Такие антенны с удлиняющей катушкой могут быть аналогичны антенне для индукционного каротажного инструмента. Частота может составлять от приблизительно 200 Гц до приблизительно 2000 Гц.

[0061] На фигуре 12B проиллюстрирована антенна 1200 и магнитный поток переменного тока, обеспечивающий связь между передатчиком 1202 и приемником 1204 в соответствии с вариантом осуществления. Данная связь между передатчиком 1202 и приемником 1204 не опирается на наличие металлической конструкции между 2 устройствами. Она также может иметь ограниченную зависимость от сопротивления формации. Таким образом, система связи может быть двунаправленной.

[0062] Для надлежащей реализации в стволе 110-1 скважины, ствол 110-1 скважины может быть пробурен до глубины D3. Затем может быть установлена и цементирована обсадная колонна 116. Обсадная колонна 116 включает в себя приемник 1204. Приемник 1204 может быть установлен возле башмака 118 обсадной колонны или на башмаке 118 обсадной колонны. Кроме того, в цементом листе, окружающем обсадную колонну 116, может присутствовать кабель 1206. Затем, небольшое буровое долото и связанная бурильная колонна могут быть опущены в обсаженный ствол 110-1 скважины. Бурение начинается сразу под башмаком 118 обсадной колонны. Небольшую бурильную колонну направляют таким образом, что новый ствол 110-3 скважины отходит вбок. Третий ствол 110-3 скважины не может быть выровнен с первым стволом 110-1 скважины. Отход вбок третьего ствола 110-3 скважины может быть получен посредством использования отклоняющего двигателя в режиме скольжения. Когда третий ствол 110-3 скважины пробуривают на свою глубину, небольшая буровая система может быть из третьего ствола 110-1 скважины.

[0063] Затем повторители 1201, 1202 с промежуточным кабелем 1200 могут быть опущены в третий ствол 110-3 скважины. Установка узла 1200, 1201, 1202 может быть выполнена посредством трубы (не показана) или кабеля (не показан) и извлечена после установки. В процессе установки узел 1200, 1201, 1202 может быть закреплен на месте в стволе 110-3 скважины посредством анкера на электромагнитном приемнике 1202.

[0064] В третий ствол 110-3 скважины может быть закачан или вдавлен цемент. Затем может быть начато бурение первого ствола 110-1 скважины посредством буровой системы, включающей в себя скважинный инструмент 130.

[0065] На фигуре 13 проиллюстрирована структурная схема способа 1300 передачи данных от скважинного инструмента 130 в стволе 110 скважины в местоположение 100 на поверхности посредством электромагнитной телеметрии в соответствии с вариантом осуществления. Способ 1300 может быть реализован посредством любого из вариантов осуществления, описанных выше. Способ 1300 может начинаться с ввода скважинного инструмента 130 в ствол 110 скважины, как в 1302. Ствол 110 скважины может иметь расположенную в нем обсадную колонну 116. Скважинный инструмент 130 может быть расположен ниже по меньшей мере части обсадной колонны 116.

[0066] Способ 1300 может затем включать в себя измерение одного или более свойств посредством скважинного инструмента 130 (например, MWD-инструмента 134 или LWD-инструмента 136), как только скважинный инструмент 130 будет находиться в стволе 110 скважины, как в 1304. Свойства могут представлять собой или включать в себя любые физические свойства или свойства формации, описанные выше.

[0067] Способ 1300 может затем включать в себя генерирование цифрового кадра, включающего в себя цифровую информацию, соответствующую измеряемым свойства, а также идентификатор кадра и контрольную сумму кадра, как в 1306. Способ 1300 может также включать в себя кодирование цифрового кадра для наложения цифровой информации на несущий сигнал переменного тока, как в 1308. В частности, цифровой кадр может быть завершен IE в соответствии с QPSK для наложения цифровой информации на несущий сигнал переменного тока. Метод 1300 может также включать в себя преобразование кодированного несущего сигнала переменного тока в разность напряжений переменного тока, которая генерируется по всему изоляционному слою 140 в скважинном инструменте 130, как в 1310. Разность напряжений переменного тока может вызывать протекание переменного тока 142 через подземную формацию 112. По меньшей мере часть переменного тока 142 может протекать в обсадную колонну 116 в стволе 110 скважины, которую располагают над скважинным инструментом 130. Переменный ток может затем протекать вниз через обсадную колонну 116 по направлению к изоляционному слою 140 в скважинном инструменте 130. Переменный ток, протекающий через обсадную колонну 116 или башмак 118 обсадной колонны, может генерировать магнитный поток переменного тока.

[0068] Способ 1300 может также включать в себя обнаружение и измерение магнитного потока переменного тока, генерируемого переменным током в обсадной колонне 116 или башмаке 118 обсадной колонны, посредством датчика 150-1, 150-2, который располагают по меньшей мере частично внутри или вокруг обсадной колонны 116 или башмака 118 обсадной колонны, как в 1312. Способ 1300 может затем включать в себя обработку данных измерений магнитного потока от датчика 150-1, 150-2 для декодирования и восстановления цифрового кадра посредством первой компьютерной системы скважинного ретранслятора 320 данных, как в 1314. Обработка данных измерений магнитного потока может включать в себя фильтрацию данных измерений для удаления шума, во избежание искажения и насыщения ADC, а также преобразование данных измерений из аналоговой в цифровую форму и восстановление цифровых данных из носителя переменного тока.

[0069] Выходные данные измерений могут иметь цифровую форму. В частности, выходные данные измерений могут представлять собой или включать в себя цифровой телеметрический кадр. В одном варианте осуществления телеметрический кадр может иметь следующую форму: идентификация кадра, данные 1, данные 2, данные 3, данные 4, данные 5, данные 6, контрольная сумма, конец кадра. Данные 1 могут представлять собой данные измерений магнитного потока от первого датчика 150, данные 2 могут представлять собой данные измерений магнитного потока от другого датчика, данные 3 могут представлять собой данные измерений температуры в скважине, данные 4 могут представлять собой напряжение в скважине, подаваемое источнику питания, данные 5 могут представлять собой проверку на ошибки, выполняемую ADC, а данные 6 могут представлять собой время, когда были получены данные измерений магнитного потока.

[0070] Способ 1300 может также включать в себя передачу восстановленного цифрового кадра компьютерной системе 102 в местоположении 100 на поверхности, как в 1316. Передача может быть осуществлена по проводу или кабелю 314 в стволе 110 скважины (например, в цементе, окружающем обсадную колонну 116). Компьютерная система 102 в местоположении 100 на поверхности может принимать выходные данные измерений (например, телеметрический кадр), проверять корректность кадров и декодировать кадры в цифровые слова для восстановления данных (например, свойства, измеренного в 1302) в кадрах. Компьютерная система 102 может также обеспечивать дополнительное питание, передаваемое вниз по скважине и/или передавать информацию синхронизации часов вниз по скважине.

[0071] В некоторых вариантах осуществления способы настоящего изобретения могут быть выполнены вычислительной системой. На фигуре 14 проиллюстрирован пример такой вычислительной системы 1400 в соответствии с некоторыми вариантами осуществления. Вычислительная система 1400 может включать в себя компьютер или компьютерную систему 1401A, которая может представлять собой отдельную компьютерную систему 1401A или конфигурацию распределенных компьютерных систем. Компьютерная система 1401A может представлять собой компьютерную систему 102 в местоположении 100 на поверхности или скважинный ретранслятор 320 данных в скважинном инструменте 130. Компьютерная система 1401A включает в себя один или более модулей 1402 анализа, которые выполнены с возможностью выполнения различных задач в соответствии с некоторыми вариантами осуществления, такими как один или более описанные в настоящем документе способы. Выполнение этих различных задач модуль 1402 анализа осуществляет независимо или во взаимодействии с одним или более процессорами 1404, который (которые) подключен (подключены) к одной или более средам хранения 1406 информации. Процессор(-ы) 1404 также подключен (или подключены) к сетевому интерфейсу 1407 для обеспечения компьютерной системе 1401A возможности связи по сети передачи данных 1409 с одной или более дополнительными компьютерными системами и/или вычислительными системами, такими как 1401B, 1401C и/или 1401D (следует отметить, что компьютерные системы 1401B, 1401C и/или 1401D могут иметь или могут не иметь ту же архитектуру, что компьютерная система 1401A, и могут находиться в других физических местоположениях, например, компьютерные системы 1401A и 1401B могут находиться в пункте обработки, находясь при этом на связи с одной или более компьютерными системами, такими как 1401C и/или 1401D, которые находятся в одном или более центре обработки данных, и/или находятся в различных странах на разных континентах). Компьютерная система 1401B может представлять собой компьютерную систему 102 в местоположении 100 на поверхности или скважинный ретранслятор 320 данных в скважинном инструменте 130.

[0072] Процессор может включать в себя микропроцессор, микроконтроллер, процессорный модуль или подсистему, программируемую интегральную схему, программируемую матрицу логических элементов или другое устройство управления или вычислительное устройство.

[0073] Среда хранения 1406 информации может быть реализована в виде одной или более компьютерочитаемых или машиночитаемых сред хранения информации. Следует отметить, что хотя в примере осуществления на фигуре 14 среда хранения 1406 информации изображена как расположенная в компьютерной системе 1401A, в некоторых вариантах осуществления, среда хранения 1406 информации может быть распределена внутри и/или по множественным внутренним и/или внешним корпусам вычислительной системы 1401A и/или дополнительных вычислительных систем. Среда хранения 1406 информации может включать в себя одну или более разных форм памяти, включающих в себя полупроводниковые запоминающие устройства, такие как динамические или статические запоминающие устройства с произвольной выборкой (DRAM или SRAM), стираемые и программируемые постоянные запоминающие устройства (EPROM), электрически стираемые и программируемые постоянные запоминающие устройства (EEPROM) и флэш-память, магнитные диски, такие как несъемные, гибкие и съемные диски, другие магнитные носители, включающие в себя ленточные, оптические носители, такие как компакт-диски (CD) или цифровые видеодиски (DVD), диски BLURAY^® или иные типы оптических запоминающих устройств или иных типов устройств хранения информации. Следует отметить, что инструкции, описанные выше, могут быть предоставлены на одной компьютерочитаемой или машиночитаемой среде хранения информации или, в ином случае, могут быть предоставлены на множественных компьютерочитаемых или машиночитаемых средах хранения информации, распределенных в большой системе, имеющей, возможно, множественные узлы. Такая компьютерочитаемая или машиночитаемая среда или среды хранения информации считается (считаются) частью изделия (или изделия промышленного производства). Изделие или изделие промышленного производства может означать любой изготовленный единичный компонент или множественные компоненты. Среда или среды хранения информации могут находиться либо в машине, выполняющей машиночитаемые инструкции, либо находиться на удаленном объекте, с которого машиночитаемые инструкции могут загружаться по сети для выполнения.

[0074] В некоторых вариантах осуществления вычислительная система 1400 содержит один или более телеметрический модуль(-ли) 1408. В примере вычислительной системы 1400 компьютерная система 1401A включает в себя телеметрический модуль 1408. В некоторых вариантах осуществления один телеметрический модуль может использоваться для выполнения одного или более вариантов осуществления способа 1300, описанного в настоящем документе. В других вариантах осуществления для выполнения способа 1300, описанного в настоящем документе, может использоваться множество телеметрических модулей.

[0075] Следует понимать, что вычислительная система 1400 представляет собой лишь один пример вычислительной системы, и что вычислительная система 1400 может иметь больше или меньше компонентов, чем показано, может сочетать в себе дополнительные компоненты, не изображенные в примере осуществления на фигуре 14, и/или вычислительная система 1400 может иметь различную конфигурацию или размещение компонентов, изображенных на фигуре 14. Различные компоненты, показанные на фигуре 14, могут быть реализованы в аппаратных средствах, программном обеспечении или комбинации аппаратных средств и программного обеспечения, включая одну или более интегральных схем обработки сигналов и/или специализированных интегральных схем.

[0076] Далее, шаги в описываемых здесь способах обработки могут быть реализованы путем выполнения одного или более функциональных модулей в устройстве обработки информации, таком как процессоры общего назначения или специализированные чипы, такие как ASIC, FPGA, PLD или иные соответствующие устройства. Данные модули, комбинации данных модулей и/или их комбинация с базовыми аппаратными средствами включаются в объем правовой охраны изобретения.

[0077] Вышеприведенное описание, в целях пояснения, было описано со ссылкой на конкретные варианты осуществления. Однако, вышеприведенное описание не является исчерпывающим и не ограничивает изобретение описанными формами. Ввиду вышеизложенных идей возможны многие модификации и вариации. Более того, порядок, в котором иллюстрируются и описываются элементы описываемого здесь способа может быть изменен, и/или два или более элемента могут появляться одновременно. Варианты осуществления были выбраны и описаны в порядке, который наилучшим образом поясняет принципы изобретения и его практическое применение, в целях обеспечения специалистов в данной области техники возможностью наилучшего использования изобретения и различных вариантов осуществления с различными модификациями, подходящими для определенного предусмотренного вида применения.

Claims (56)

1. Способ передачи данных от скважинного инструмента в стволе скважины в местоположение на поверхности, включающий в себя:

измерение свойства в стволе скважины посредством скважинного инструмента в стволе скважины, причем обсадную колонну располагают в стволе скважины и причем скважинный инструмент располагают ниже по меньшей мере части обсадной колонны;

генерирование цифрового кадра посредством скважинного инструмента, причем цифровой кадр включает в себя информацию, соответствующую свойству;

кодирование цифрового кадра для наложения информации на несущий сигнал;

преобразование несущего сигнала в разность напряжений, которая генерируется по изоляционному слою в скважинном инструменте, причем разность напряжений вызывает протекание тока через подземную формацию в обсадную колонну над скважинным инструментом; и

обнаружение магнитного потока, генерируемого током, протекающим через обсадную колонну, посредством датчика, который располагают по меньшей мере частично внутри или по меньшей мере частично вокруг обсадной колонны.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что свойство содержит физическое свойство или свойство формации.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что скважинный инструмент присоединяют к бурильной колонне, и тем, что часть тока протекает через бурильную колонну.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что обсадная колонна содержит башмак обсадной колонны, и тем, что датчик располагают по меньшей мере частично внутри или по меньшей мере частично вокруг башмака обсадной колонны.

5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что датчик содержит круговой ферромагнитный корпус, имеющий провод, обмотанный вокруг по меньшей мере части его окружности.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что датчик располагают по меньшей мере частично внутри первого окружного кармана в обсадной колонне или в башмаке обсадной колонны, присоединенном к обсадной колонне.

7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что датчик содержит круговой ферромагнитный корпус, имеющий провод, обмотанный вокруг по меньшей мере части его окружности, причем внешняя радиальная стенка, образующая первый окружной карман, образует осевой зазор, который вызывает протекание тока через часть обсадной колонны или башмак обсадной колонны, который располагают радиально по направлению внутрь от датчика.

8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что процессор располагают по меньшей мере частично внутри второго кармана в обсадной колонне или в башмаке обсадной колонны, и тем, что процессор выполняется с возможностью восстановления цифрового кадра из выходных данных датчика.

9. Способ по п. 8, дополнительно включающий в себя передачу цифрового кадра от процессора в местоположение на поверхности посредством кабеля в стволе скважины.

10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что датчик содержит магнитометр.

11. Способ передачи данных от скважинного инструмента в стволе скважины в местоположение на поверхности, включающий в себя:

ввод скважинного инструмента в первый ствол скважины;

измерение свойства посредством скважинного инструмента в первом стволе скважины;

генерирование цифрового кадра посредством скважинного инструмента, причем цифровой кадр включает в себя информацию, соответствующую свойству;

кодирование цифрового кадра для наложения информации на несущий сигнал;

преобразование несущего сигнала в разность напряжений, которая генерируется по изоляционному слою в скважинном инструменте, причем разность напряжений вызывает протекание тока через подземную формацию в обсадную колонну во втором стволе скважины; и

обнаружение магнитного потока, генерируемого током, протекающим через обсадную колонну во втором стволе скважины, посредством датчика, который располагают в стволе, формируемом обсадной колонной, в обсадной колонне, в башмаке обсадной колонны, который соединяется с обсадной колонной, снаружи обсадной колонны или снаружи башмака обсадной колонны.

12. Способ по п. 11, дополнительно включающий в себя передачу цифрового кадра от датчика в местоположение на поверхности посредством кабеля в стволе скважины.

13. Способ по п. 11, отличающийся тем, что датчик располагают по меньшей мере частично внутри первого окружного кармана, и тем, что первый окружной карман выполняют в обсадной колонне или в башмаке обсадной колонны.

14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что датчик содержит круговой ферромагнитный корпус, имеющий провод, обмотанный вокруг по меньшей мере части его окружности, причем внешняя радиальная стенка, образующая первый окружной карман, образует осевой зазор, который вызывает протекание тока через часть обсадной колонны или башмак обсадной колонны, который располагают радиально по направлению внутрь от датчика.

15. Способ по п. 11, отличающийся тем, что датчик содержит магнитометр, устанавливаемый снаружи обсадной колонны.

16. Способ по п. 11, отличающийся тем, что датчик содержит корпус, в котором первый рычаг контактирует с обсадной колонной и второй рычаг контактирует с обсадной колонной, причем первый и второй рычаги аксиально смещены друг от друга.

17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что первый рычаг содержит первый электрод, контактирующий с обсадной колонной, и первый изоляционный слой, расположенный между первым электродом и корпусом, причем второй рычаг содержит второй электрод, контактирующий с обсадной колонной, и второй изоляционный слой, расположенный между вторым электродом и корпусом, и тем, что первый и второй электроды измеряют разность напряжений между первым и вторым электродами.

18. Способ по п. 11, дополнительно включающий в себя опускание датчика в ствол обсадной колонны на каротажном кабеле.

19. Способ по п. 11, отличающийся тем, что датчик располагают ниже слоя подземной формации, которая обладает сопротивлением, меньшим или равным 1 Ом или большим или равным 1000 Ом.

20. Способ передачи данных от скважинного инструмента в стволе скважины в местоположение на поверхности, включающий в себя:

ввод скважинного инструмента в первый ствол скважины;

измерение свойства посредством скважинного инструмента в первом стволе скважины;

генерирование цифрового кадра посредством скважинного инструмента, причем цифровой кадр включает в себя информацию, соответствующую свойству;

кодирование цифрового кадра для наложения информации на несущий сигнал;

преобразование несущего сигнала в разность напряжений, которая генерируется по изоляционному слою в скважинном инструменте, причем разность напряжений вызывает протекание тока через подземную формацию; и

обнаружение магнитного потока, генерируемого током, посредством датчика, который располагают во втором стволе скважины, который отклоняется от первого ствола скважины.

21. Способ передачи данных от скважинного инструмента в главном стволе скважины в местоположение на поверхности, включающий в себя:

ввод скважинного инструмента в первый ствол скважины, имеющий расположенную в нем первую обсадную колонну;

измерение свойства посредством скважинного инструмента в первом стволе скважины;

генерирование цифрового кадра посредством скважинного инструмента, причем цифровой кадр включает в себя информацию, соответствующую свойству;

кодирование цифрового кадра для наложения информации на несущий сигнал;

преобразование несущего сигнала в разность напряжений, которая генерируется по изоляционному слою в скважинном инструменте, при этом разность напряжений вызывает протекание тока через подземную формацию во вторую обсадную колонну во втором стволе скважины;

обнаружение магнитного потока, генерируемого током, протекающим через вторую обсадную колонну, посредством датчика, который располагают по меньшей мере частично внутри или по меньшей мере частично вокруг второй обсадной колонны;

передачу данных, обнаруживаемых датчиком, приемнику, расположенному внутри или вокруг первой обсадной колонны в первом стволе скважины; и

передачу данных от приемника компьютеру в местоположении на поверхности посредством кабеля, расположенного радиально по направлению наружу от первой обсадной колонны в первом стволе скважины.

22. Система передачи данных от скважинного инструмента в стволе скважины в местоположение на поверхности, содержащая:

скважинный инструмент, выполненный с возможностью:

измерения свойства в стволе скважины:

генерирования цифрового кадра, включающего в себя информацию, соответствующую свойству;

кодирования цифрового кадра для наложения информации на несущий сигнал; и

преобразования несущего сигнала в разность напряжений, которая генерируется по изоляционному слою в скважинном инструменте, причем разность напряжений вызывает протекание тока через подземную формацию в обсадную колонну над скважинным инструментом; и

датчик, расположенный по меньшей мере частично внутри или по меньшей мере частично вокруг обсадной колонны, причем датчик выполнен с возможностью обнаружения магнитного потока, генерируемого током, протекающим через обсадную колонну.

23. Система по п. 22, отличающаяся тем, что скважинный инструмент содержит расположенную в нем первую компьютерную систему, причем первая компьютерная система выполнена с возможностью генерирования цифрового кадра.

24. Система по п. 22, отличающаяся тем, что обсадная колонна содержит башмак обсадной колонны, и тем, что башмак обсадной колонны образует окружной карман, имеющий расположенный в нем датчик.

25. Система по п. 24, отличающаяся тем, что внешняя радиальная стенка, образующая окружной карман, образует осевой зазор, который вызывает протекание тока через часть башмака обсадной колонны, который располагают радиально по направлению внутрь от датчика.

Images