WO2024107079A1 - Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров - Google Patents

Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров Download PDF

Info

Publication number
WO2024107079A1
WO2024107079A1 PCT/RU2022/000344 RU2022000344W WO2024107079A1 WO 2024107079 A1 WO2024107079 A1 WO 2024107079A1 RU 2022000344 W RU2022000344 W RU 2022000344W WO 2024107079 A1 WO2024107079 A1 WO 2024107079A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
downhole
casing
wellhead
transceiver
instrument module
Prior art date
Application number
PCT/RU2022/000344
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Владимир Александрович КАЛАБУХОВ
Аркадий Васильевич ЯКОВЛЕВ
Роман Владимирович КОЖЕМЯЧКО
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Три-Лоджик"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from RU2022130056A external-priority patent/RU2801378C1/ru
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Три-Лоджик" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Три-Лоджик"
Priority to GB2407548.3A priority Critical patent/GB2627632A/en
Publication of WO2024107079A1 publication Critical patent/WO2024107079A1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/12—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
    • E21B47/125—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 using earth as an electrical conductor
    • 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
    • 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
    • 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
    • E21B47/14—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 using acoustic waves
    • E21B47/16—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 using acoustic waves through the drill string or casing, e.g. by torsional acoustic waves

Definitions

  • This technical solution relates to the field of data transmission and parameter monitoring, in particular, to a cableless system for monitoring downhole parameters.
  • This solution is designed to create a two-way cable-free communication channel and monitor parameters in wells drilled through rocks lined with metal pipes (for example, such as oil and gas wells).
  • a method for transmitting information from a well via an electrical communication channel including exciting an electric current in a column of metal pipes in a well, separated by a dielectric insert into upper and lower parts, and recording on the surface the voltage change caused by current pulsation in the pipe.
  • a useful signal is the change in voltage at the terminals of the receiving cylindrical coil, which is a function of the alternating current flowing in the pipe, excited by an alternating emf applied to the dielectric insert.
  • the disadvantage of this method of transmitting information from wells lined with metal pipes is the need to install a dielectric insert for electrical separation of the casing string, which is only possible at the construction stage or during a major workover of the well.
  • the technical problem to be solved by the stated technical solution is the control and optimization of operating modes of oil and gas wells. Control and optimization of parameters are ensured through the introduction of downhole systems for operational monitoring of parameters of oil and gas wells.
  • downhole systems for operational monitoring of parameters of oil and gas wells.
  • the widespread use of such systems is hampered by technological risks associated with running a cable intended for data transmission into the well.
  • a cableless system for monitoring downhole parameters was created, in which well design elements are used to create a communication channel: production casing, tubing, suspension components of downhole pumping equipment. Particular options for implementing the proposed solution are described in the dependent claims of the formula.
  • the technical result achieved by solving the above technical problem is the monitoring of well parameters through the operation of a cableless system for monitoring downhole parameters.
  • An additional technical result is the implementation of the purpose.
  • the declared result is achieved through the implementation of a cable-free system for monitoring downhole parameters according to the first option (in this case, the well walls are lined with a column of metal pipes), which includes: a transceiver installed at the wellhead, with one input or output connected to the metal structure of the wellhead, and the second input or the output is connected to a grounding device, and configured to receive or transmit a signal from or to the deep instrument module; a downhole transceiver assembly, including a contact element providing electrical contact with the casing, a downhole instrument module, downhole pumping equipment or tubing electrically insulated from the metal casing string by at least one centralizer made of a dielectric material, wherein : the deep instrument module contains a dielectric insert, measuring sensors, actuators, a receiving and transmitting device, and is configured to receive or transmit a signal from or to a transceiver located at the wellhead.
  • a cable-free system for monitoring downhole parameters includes: a transceiver installed at the wellhead, with one input or output connected to the metal structure of the wellhead, and the second input or the output is connected to a grounding device and configured to receive or transmit a signal from or to the deep instrument module; a downhole transceiver assembly, including a contact element providing electrical contact with the casing, a downhole instrument module, downhole pumping equipment or tubing electrically isolated from the metal casing string by at least one centralizer made of dielectric material and a packer, wherein: the deep instrument module contains a dielectric insert, measuring sensors, actuators, a receiving and transmitting device, and is configured to receive or transmit a signal from or to a transceiver located at the wellhead.
  • the grounding device is located at a distance from the casing, which makes it possible to detect the potential difference between the grounding device and the casing.
  • the wellhead transceiver is configured to transmit a signal by changing the potential of the casing relative to the grounding device, and the change in potential begins to spread throughout the entire the length of the column and after time t reaches the downhole transceiver assembly, and due to losses during the passage of the signal from the upper closure point (A) to the lower closure point (B), a potential difference arises between points A and B, which is recorded by the receiver of the deep instrument module.
  • the deep instrument module is configured to transmit a signal by changing the potential of point A of the casing string relative to point B, while the change in potential begins to spread along the entire length of the string and after time t reaches the wellhead and a potential difference arises between the casing and the grounding device, which is fixed by the wellhead transceiver.
  • the contact element is installed at a distance of more than 5 meters to the edge of the metal casing pipe column.
  • the packer is electrically conductive and is designed to provide electrical contact with the casing.
  • Fig. 1 illustrates the layout diagram of a cableless system for monitoring downhole parameters.
  • Fig. 2 illustrates a diagram of the layout of a cableless system for monitoring downhole parameters with a packer.
  • the walls of the well are lined with a column of metal pipes (casing), which is secured with cement (cement ring (5)).
  • casing which is secured with cement (cement ring (5)).
  • cement ring (5) A well can be drilled through rock formations (6) from the surface of the earth (wellhead) to the bottom (maximum available depth of the well).
  • the casing string should not have electrical breaks along its entire length to the wellhead.
  • the cableless system for monitoring downhole parameters contains: a transceiver (14) installed at the wellhead (1), and a downhole transceiver assembly, including: a contact element (10) providing electrical contact with the casing, deep instrument module (8), downhole pumping equipment (11) or tubing (4), electrically insulated from the metal casing pipe string (3) using at least one centralizer (7) made of dielectric material.
  • the cableless system for monitoring downhole parameters contains: a transceiver (14) installed at the wellhead (1) and a downhole transceiver assembly, including a contact element (10) providing electrical contact with the casing, a downhole instrument module (8), downhole pumping equipment (11) or tubing (4), electrically insulated from the metal casing string (3) using at least one centralizer (7) made of dielectric material and a packer (16).
  • a transceiver (14) installed at the wellhead (1), with one input or output connected to the metal structure of the wellhead (2), and a second input or output connected to a grounding device (15), and configured to receive or transmit a signal from or to the deep instrument module (8).
  • the grounding device (15) is located at a distance from the casing, allowing to detect the potential difference between the grounding device and the casing.
  • An downhole transceiver assembly is lowered into the well, which includes: a contact element (10) providing electrical contact with the casing, a downhole instrument module (8), downhole pumping equipment (11) or tubing (4), electrically insulated from casing metal pipe columns (3) with at least one centralizer (7) made of dielectric material.
  • the contact element (10) is installed under the deep instrument module in such a way that there should be a distance of more than 5 meters to the edge of the casing (3). If the contact element (10) needs to be installed at a distance of less than 5 meters from the edge of the casing (3), then a tubing pipe (4) of 5 meters or more is installed under the lower contact element (10).
  • the deep instrument module (8) includes a dielectric insert (9), measuring instruments and sensors (for example, but not limited to, a flow meter, moisture meter, pressure sensor, temperature sensor, etc.), a receiving and transmitting device, an autonomous power system, if necessary, actuators (for example, but not limited to, valves, samplers, etc.).
  • the deep instrument module (8) using a dielectric insert (9), divides the casing (3) into conventionally “lower” and “upper” parts.
  • the body of the downhole instrument module (8) must not have electrical contact with the casing (3).
  • the downhole transceiver arrangement between point A (12) and point B (13) is a downhole instrument module, tubing (4), or other elements of downhole pumping equipment (11), which are electrically insulated from the casing (3) for a length of 10 up to 100 m.
  • the point of closure of the tubing and casing string A (12) is formed in any place up to the wellhead (1) located above the electrically insulated part.
  • Electrical insulation from the casing (3) is carried out by centralizers (7) made of dielectric material. The number of centralizers (7) and their overall dimensions are determined based on the design and curvature of the well.
  • the downhole transceiver assembly can be installed in a well either together with downhole pumping equipment or without downhole pumping equipment. pumping equipment, and can also be used during technological operations in a well to monitor parameters and control the technological process.
  • the downhole transceiver assembly can be used without a tubing string (Fig. 2).
  • the assembly is installed in the well using a packer, the rest of the tubing string is retrieved, in the present embodiment the packer is electrically conductive and makes electrical contact with the string at point (A).
  • Signal transmission by the deep instrument module (8) is carried out by changing the potential of the “upper” part (point A (12)) of the casing string (3) relative to the “lower” (point B (13)), while the change in potential begins to spread along the entire length of the column and after time t reaches the wellhead (1).
  • the receiver (14) at the wellhead (1) receives the change in the column potential relative to the grounding device (15).
  • the wellhead transmitter (14) changes the potential of the casing string (3) relative to the grounding device (15), and the change in potential begins to spread along the entire length of the string and after a time t reaches the layout of the downhole transceiver, and due to losses during the passage of the signal from point A (12) to point B (13), a potential difference arises between points A (12) and B (13), which is recorded by the receiver of the deep instrument module (8).

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Electromagnetism (AREA)
  • Cable Transmission Systems, Equalization Of Radio And Reduction Of Echo (AREA)
  • Monitoring And Testing Of Transmission In General (AREA)
  • Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)

Abstract

Группа изобретений предназначена для контроля параметров с использованием системы, обеспечивающей бескабельный внутрискважинный канал связи. Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров, включает приемопередатчик, установленный на устье скважины, внутрискважинную компоновку приемопередатчика. Технический результат заключается в осуществлении контроля параметров скважин, за счет работы бескабельной системы контроля внутрискважинных параметров.

Description

БЕСКАБЕЛЬНАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ВНУТРИСКВАЖИННЫХ ПАРАМЕТРОВ
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее техническое решение относится к области передачи данных и контроля параметров, в частности, к бескабельной системе контроля внутрискважинных параметров. Настоящее решение предназначено для создания двухстороннего бескабельного канала связи и контроля параметров в скважинах, пробуренных через горные породы, обсаженных металлическими трубами (например, таких как скважины для добычи нефти и газа).
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Традиционно, для передачи информации между внутрискважинным оборудованием и устьем скважины, используются кабельные системы. Однако, при использовании таких систем возникают риски повреждения кабеля как в процессе монтажа, так и в процессе эксплуатации, что приводит к потере связи и необходимости проведения дорогостоящего ремонта.
Из источника информации RU2528771C2, опубликованного 20.09.2014, известен способ передачи информации из скважины по электрическому каналу связи и устройство для его осуществления. Способ передачи информации из скважины по электрическому каналу связи, включающий возбуждение электрического тока в колонне металлических труб в скважине, разделенных диэлектрической вставкой на верхнюю и нижнюю части, и регистрацию на поверхности изменения напряжения, вызванного пульсацией тока в трубе. При этом полезным сигналом служит изменение напряжения на зажимах приемной цилиндрической катушки, являющегося функцией переменного тока, текущего в трубе возбуждаемого при помощи переменной ЭДС, приложенной к диэлектрической вставке. Недостатком данного способа передачи информации из скважин, обсаженных металлическими трубами, является необходимость установки диэлектрической вставки для электрического разделения колонны обсадных труб, что возможно только на этапе строительства или при капитальном ремонте скважины.
Из источника информации US7114561B2, опубликованного 03.10.2006г., известен способ реализации электромагнитного канала связи в виде системы «труба- земля». Основным элементом данной системы связи является индукционный дроссель, который расположен с внешней стороны колонны (монтируются вокруг обсадной колонны до закрепления цементом). Для защиты от внешних повреждений он заливается эпоксидной смолой. Также предусмотрены средства для электрической изоляции элементов скважины от надземных трубопроводов. Для этой цели используются электрические разделители на поверхностных задвижках. Существенным недостатком такой системы является невозможность проведения ремонта и извлечения прибора после цементирования ствола скважины, а также сложность технологических операций по монтажу приёмопередатчика на обсадную колонну и спуску в скважину.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Технической задачей, на решение которой направлено заявленное техническое решение, является контроль и оптимизация режимов работы нефтегазовых скважин. Контроль и оптимизация параметров обеспечиваются за счет внедрения внутрискважинных систем оперативного мониторинга параметров нефтегазовых скважин. Однако широкое распространение таких систем сдерживается за счёт технологических рисков, связанных со спуском в скважину кабеля, предназначенного для передачи данных. Для решения поставленной задачи создана бескабельная система контроля внутрискважинных параметров, в которой для создания канала связи используются элементы конструкции скважин: эксплуатационная колонна, насосно-компрессорные трубы, компоненты подвески глубинно-насосного оборудования. Частные варианты реализации предлагаемого решения охарактеризованы в зависимых пунктах формулы.
Техническим результатом, достигающимся при решении вышеуказанной технической задачи, является осуществление контроля параметров скважин, за счет работы бескабельной системы контроля внутрискважинных параметров. Дополнительным техническим результатом является реализация назначения.
Заявленный результат достигается за счет осуществления бескабельной системы контроля внутрискважинных параметров по первому варианту (при этом стенки скважины обсажены колонной металлических труб), которая включает: приемопередатчик, установленный на устье скважины, причем один вход или выход подключен к металлической конструкции устья скважины, а второй вход или выход подключен к заземляющему устройству, и выполненный с возможностью приема или передачи сигнала от или на глубинный приборный модуль; внутрискважинную компоновку приемопередатчика, включающую контактный элемент, обеспечивающий электрический контакт с обсадной колонной, глубинный приборный модуль, глубинно-насосное оборудование или насосно-компрессорные трубы, электроизолированные от колонны обсадных металлических труб по меньшей мере при помощи одного центратора, выполненного из диэлектрического материала, при этом: глубинный приборный модуль содержит диэлектрическую вставку, измерительные датчики, исполнительные устройства, приемное и передающее устройство, и выполнен с возможностью приема или передачи сигнала от или на приемопередатчик, расположенный на устье скважины.
Заявленный результат достигается также за счет осуществления бескабельной системы контроля внутрискважинных параметров по второму варианту (при этом стенки скважины обсажены колонной металлических труб) которая включает: приемопередатчик, установленный на устье скважины, причем одним входом или выходом подключен к металлической конструкции устья скважины, а вторым входом или выходом подключен к заземляющему устройству и выполненный с возможностью приема или передачи сигнала от или на глубинный приборный модуль; внутрискважинную компоновку приемопередатчика, включающую контактный элемент, обеспечивающий электрический контакт с обсадной колонной, глубинный приборный модуль, глубинно-насосное оборудование или насосно-компрессорные трубы, электроизолированные от колонны обсадных металлических труб по меньшей мере при помощи одного центратора, выполненного из диэлектрического материала и пакер, при этом: глубинный приборный модуль содержит диэлектрическую вставку, измерительные датчики, исполнительные устройства, приемное и передающее устройство, и выполнен с возможностью приема или передачи сигнала от или на приемопередатчик, расположенный на устье скважины.
В частном варианте реализации предлагаемой системы по двум вариантам, заземляющее устройство находится на расстоянии от обсадной колонны, позволяющем детектировать разность потенциалов между заземляющем устройством и обсадной колонной.
В частном варианте реализации предлагаемой системы по двум вариантам, устьевой приемопередатчик выполнен с возможностью передачи сигнала посредством изменения потенциала обсадной колонны относительно заземляющего устройства, при этом изменение потенциала начинает распространяться по всей з длине колонны и через время t достигает внутрискважинной компоновки приемопередатчика, причем за счет потерь при прохождении сигнала от верхней точки замыкания (А) к нижней точке замыкания (В), возникает разность потенциалов между точками А и В, которая фиксируется приемником глубинного приборного модуля.
В частном варианте реализации предлагаемой системы по двум вариантам, глубинный приборный модуль выполнен с возможностью передачи сигнала посредством изменения потенциала точки А обсадной колонны относительно точки В, при этом изменение потенциала начинает распространяться по всей длине колонны и через время t достигает устья скважины и возникает разность потенциалов между обсадной колонной и заземляющим устройством, которое фиксируется устьевым приемопередатчиком.
В частном варианте реализации предлагаемой системы по двум вариантам, контактный элемент устанавливается на расстоянии до края колонны обсадных металлических труб более 5 метров.
В частном варианте реализации предлагаемой системы по второму варианту, отличающаяся тем, что пакер является электропроводным и выполнен с возможностью обеспечения электрического контакта с обсадной колонной.
ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Реализация изобретения будет описана в дальнейшем в соответствии с прилагаемыми чертежами, которые представлены для пояснения сути изобретения и никоим образом не ограничивают область изобретения. К заявке прилагаются следующие чертежи:
Фиг. 1 иллюстрирует схему компоновки бескабельной системы контроля внутрискважинных параметров.
Фиг. 2 иллюстрирует схему компоновки бескабельной системы контроля внутрискважинных параметров с пакером.
ДЕТАЛЬНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В приведенном ниже подробном описании реализации изобретения приведены многочисленные детали реализации, призванные обеспечить отчетливое понимание настоящего изобретения. Однако, квалифицированному в предметной области специалисту, будет очевидно каким образом можно использовать настоящее изобретение, как с данными деталями реализации, так и без них. В других случаях хорошо известные методы, процедуры и компоненты не были описаны подробно, чтобы не затруднять понимание особенностей настоящего изобретения.
Кроме того, из приведенного изложения будет ясно, что изобретение не ограничивается приведенной реализацией. Многочисленные возможные модификации, изменения, вариации и замены, сохраняющие суть и форму настоящего изобретения, будут очевидными для квалифицированных в предметной области специалистов.
Стенки скважины обсажены колонной металлических труб (обсадной колонной), которая закреплена цементом (цементное кольцо (5)). Скважина может быть пробурена через горные породы (6) с поверхности земли (устья) до забоя (максимально доступная глубина скважины). Колонна обсадных труб не должна иметь электрических разрывов по всей длине до устья скважины.
По первому варианту (фиг.1), бескабельная система контроля внутрискважинных параметров содержит: приемопередатчик (14), установленный на устье скважины (1), и внутрискважинную компоновку приемопередатчика, включающую: контактный элемент (10), обеспечивающий электрический контакт с обсадной колонной, глубинный приборный модуль (8), глубинно-насосное оборудование (11) или насосно-компрессорные трубы (4), электроизолированные от колонны обсадных металлических труб (3) по меньшей мере при помощи одного центратора (7), выполненного из диэлектрического материала.
По второму варианту (фиг.2), бескабельная система контроля внутрискважинных параметров содержит: приемопередатчик (14), установленный на устье скважины (1) и внутрискважинную компоновку приемопередатчика, включающую контактный элемент (10), обеспечивающий электрический контакт с обсадной колонной, глубинный приборный модуль (8), глубинно-насосное оборудование (11) или насосно-компрессорные трубы (4), электроизолированные от колонны обсадных металлических труб (3) по меньшей мере при помощи одного центратора (7), выполненного из диэлектрического материала и пакер (16).
Приемопередатчик (14), установленный на устье скважины (1), одним входом или выходом подключен к металлической конструкции устья скважины (2), а вторым входом или выходом подключен к заземляющему устройству (15), и выполненный с возможностью приема или передачи сигнала от или на глубинный приборный модуль (8). Заземляющее устройство (15) находится на расстоянии от обсадной колонны, позволяющем детектировать разность потенциалов между заземляющем устройством и обсадной колонной.
В скважину спускают внутрискважинную компоновку приемопередатчика, которая включает в себя: контактный элемент (10), обеспечивающий электрический контакт с обсадной колонной, глубинный приборный модуль (8), глубинно-насосное оборудование (11) или насосно-компрессорные трубы (4), электроизолированные от колонны обсадных металлических труб (3) по меньшей мере при помощи одного центратора (7), выполненного из диэлектрического материала.
Контактный элемент (10) устанавливается под глубинным приборным модулем таким образом, что до края обсадной колонны (3) должно быть расстояние более 5 метров. В случае если контактный элемент (10) необходимо установить на расстояние меньше чем 5 метров от края обсадной колонны (3), то под нижним контактным элементом (10) устанавливается насосно-компрессорная труба (4) 5-ти и более метров.
Глубинный приборный модуль (8) включает в себя диэлектрическую вставку (9), измерительные приборы и датчики (например, но не ограничиваясь, расходомер, влагомер, датчик давления, датчик температуры и т.д.), приемное и передающее устройство, автономную энергосистему, при необходимости исполнительные устройства (например, но не ограничиваясь, клапана, пробоотборники и т.д.). Глубинный приборный модуль (8) с использованием диэлектрической вставки (9), делит обсадную колонну (3) на условно «нижнюю» и «верхнюю» части. Корпус глубинного приборного модуля (8) не должен иметь электрического контакта с обсадной колонной (3).
Внутрискважинная компоновка приемопередатчика между точкой А (12) и точкой В (13) представляет собой глубинный приборный модуль, насоснокомпрессорные трубы (4), либо другие элементы глубинно-насосного оборудования (11), которые электроизолированы от обсадной колонны (3) на длину от 10 до 100 м. Точка замыкания насосно-компрессорных труб с обсадной колонной А (12) - образуется в любом месте до устья скважины (1) расположенном выше электроизолированной части. Электроизоляция от обсадной колонны (3) осуществляется центраторами (7) из диэлектрического материала. Количество центраторов (7) и их габаритные размеры определяются исходя из конструкции и кривизны скважины.
Внутрискважинная компоновка приёмопередатчика может устанавливаться в скважине как совместно с глубинно-насосным оборудованием, так и без глубинно- насосного оборудования, а также может использоваться в процессе проведения технологических операций в скважине с целью мониторинга параметров и управления технологическим процессом.
Внутрискважинная компоновка приёмопередатчика может использоваться без колонны насосно-компрессорных труб (фиг. 2). В этом случае компоновка устанавливается в скважине с использованием пакера, остальная часть колонны насосно-компрессорных труб извлекается, в настоящем варианте пакер является электропроводным и обеспечивает электрический контакт с колонной в точке (А).
Передача сигнала. Передача сигнала глубинным приборным модулем (8) осуществляется путём изменения потенциала «верхней» части (точка А (12)) обсадной колонны (3) относительно «нижней» (точка В (13)), при этом изменение потенциала начинает распространяться по всей длине колонны и через время t достигает устья скважины (1). Приемник (14) на устье скважины (1) принимает изменение потенциала колонны по отношению к заземляющему устройству (15).
Прием сигнала. При передаче команды с устья скважины (1) на глубинный приборный модуль (8), устьевой передатчик (14) изменяет потенциал обсадной колонны (3) относительно заземляющего устройства (15), при этом изменение потенциала начинает распространяться по всей длине колонны и через время t достигает компоновки внутрискважинного приемопередатчика, причем за счет потерь при прохождении сигнала от точки А (12) к точке В (13), возникает разность потенциалов между точками А (12) и В (13), которая фиксируется приемником глубинного приборного модуля (8).
В настоящих материалах заявки было представлено предпочтительное раскрытие осуществления заявленного технического решения, которое не должно использоваться как ограничивающее иные, частные воплощения его реализации, которые не выходят за рамки испрашиваемого объема правовой охраны и являются очевидными для специалистов в соответствующей области техники.

Claims

Формула
1. Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров, при этом стенки скважины обсажены колонной металлических труб, включающая: приемопередатчик, установленный на устье скважины, причем один вход или выход подключен к металлической конструкции устья скважины, а второй вход или выход подключен к заземляющему устройству, и выполненный с возможностью приема или передачи сигнала от или на глубинный приборный модуль; внутрискважинную компоновку приемопередатчика, включающую контактный элемент, обеспечивающий электрический контакт с обсадной колонной, глубинный приборный модуль, глубинно-насосное оборудование или насосно-компрессорные трубы, электроизолированные от колонны обсадных металлических труб по меньшей мере при помощи одного центратора, выполненного из диэлектрического материала, при этом: глубинный приборный модуль содержит диэлектрическую вставку, измерительные датчики, исполнительные устройства, приемное и передающее устройство, и выполнен с возможностью приема или передачи сигнала от или на приемопередатчик, расположенный на устье скважины.
2. Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров, при этом стенки скважины обсажены колонной металлических труб, включающая: приемопередатчик, установленный на устье скважины, причем одним входом или выходом подключен к металлической конструкции устья скважины, а вторым входом или выходом подключен к заземляющему устройству и выполненный с возможностью приема или передачи сигнала от или на глубинный приборный модуль; внутрискважинную компоновку приемопередатчика, включающую контактный элемент, обеспечивающий электрический контакт с обсадной колонной, глубинный приборный модуль, глубинно-насосное оборудование или насосно-компрессорные трубы, электроизолированные от колонны обсадных металлических труб по меньшей мере при помощи одного центратора, выполненного из диэлектрического материала и пакер, при этом: глубинный приборный модуль содержит диэлектрическую вставку, измерительные датчики, исполнительные устройства, приемное и передающее устройство, и выполнен с возможностью приема или передачи сигнала от или на приемопередатчик, расположенный на устье скважины.
8
3. Система по пп.1-2, отличающаяся тем, что заземляющее устройство находится на расстоянии от обсадной колонны, позволяющем детектировать разность потенциалов между заземляющем устройством и обсадной колонной.
4. Система по пп.1-2, отличающаяся тем, что устьевой приемопередатчик выполнен с возможностью передачи сигнала посредством изменения потенциала обсадной колонны относительно заземляющего устройства, при этом изменение потенциала начинает распространяться по всей длине колонны и через время t достигает внутрискважинной компоновки приемопередатчика, причем за счет потерь при прохождении сигнала от верхней точки замыкания (А) к нижней точке замыкания (В), возникает разность потенциалов между точками А и В, которая фиксируется приемником глубинного приборного модуля.
5. Система по пп.1-2, отличающаяся тем, что глубинный приборный модуль выполнен с возможностью передачи сигнала посредством изменения потенциала точки А обсадной колонны относительно точки В, при этом изменение потенциала начинает распространяться по всей длине колонны и через время t достигает устья скважины и возникает разность потенциалов между обсадной колонной и заземляющим устройством, которое фиксируется устьевым приемопередатчиком.
6. Система по пп.1-2, отличающаяся тем, что контактный элемент устанавливается на расстоянии до края колонны обсадных металлических труб более 5 метров.
7. Система по п.2, отличающаяся тем, что пакер является электропроводным и выполнен с возможностью обеспечения электрического контакта с обсадной колонной.
PCT/RU2022/000344 2022-11-18 2022-11-21 Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров WO2024107079A1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB2407548.3A GB2627632A (en) 2022-11-18 2022-11-21 Cableless system for monitoring downhole parameters

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2022130056A RU2801378C1 (ru) 2022-11-18 Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров (варианты)
RU2022130056 2022-11-18

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2024107079A1 true WO2024107079A1 (ru) 2024-05-23

Family

ID=91085188

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2022/000344 WO2024107079A1 (ru) 2022-11-18 2022-11-21 Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров

Country Status (2)

Country Link
GB (1) GB2627632A (ru)
WO (1) WO2024107079A1 (ru)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2327030C2 (ru) * 2006-01-19 2008-06-20 Государственное унитарное предприятие "Институт проблем транспорта энергоресурсов" Установка погружного центробежного насоса
RU2439319C2 (ru) * 2005-10-11 2012-01-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него
RU2528771C2 (ru) * 2012-08-31 2014-09-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "ГОРИЗОНТ" (ООО НПФ "ГОРИЗОНТ") Способ передачи информации из скважины по электрическому каналу связи и устройство для его осуществления
US10962673B2 (en) * 2016-06-30 2021-03-30 Schlumberger Technology Corporation Downhole electromagnetic sensing techniques

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2439319C2 (ru) * 2005-10-11 2012-01-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Беспроводная электромагнитная телеметрическая система, забойный узел и способ трансляции сигнала через него
RU2327030C2 (ru) * 2006-01-19 2008-06-20 Государственное унитарное предприятие "Институт проблем транспорта энергоресурсов" Установка погружного центробежного насоса
RU2528771C2 (ru) * 2012-08-31 2014-09-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "ГОРИЗОНТ" (ООО НПФ "ГОРИЗОНТ") Способ передачи информации из скважины по электрическому каналу связи и устройство для его осуществления
US10962673B2 (en) * 2016-06-30 2021-03-30 Schlumberger Technology Corporation Downhole electromagnetic sensing techniques

Also Published As

Publication number Publication date
GB2627632A (en) 2024-08-28
GB202407548D0 (en) 2024-07-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11655706B2 (en) Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using semiconductor elements
US10344583B2 (en) Acoustic housing for tubulars
US10487647B2 (en) Hybrid downhole acoustic wireless network
US11041380B2 (en) Method of pressure testing
US11286769B2 (en) Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using resistive elements
AU2006266557B2 (en) Well having inductively coupled power and signal transmission
US11092000B2 (en) Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using temperature sensor modules comprising a crystal oscillator
CN104011326B (zh) 使用处理井的导向孔作为监测井实时监测和发送水力压裂地震事件至表面的系统
US20150292320A1 (en) Wired and Wireless Downhole Telemetry Using Production Tubing
US20140266210A1 (en) Apparatus and methods of communication with wellbore equipment
US20190249548A1 (en) Downhole Wireless Communication Node and Sensor/Tools Interface
EP3601735B1 (en) Monitoring well installations
US20180347346A1 (en) Esp motor oil quality monitoring gauge
US20190044574A1 (en) Use of crosstalk between adjacent cables for wireless communication
US10801320B2 (en) Methods and systems for downhole inductive coupling
US11371327B2 (en) Sensing during artificial lift
US9644433B2 (en) Electronic frame having conductive and bypass paths for electrical inputs for use with coupled conduit segments
RU2801378C1 (ru) Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров (варианты)
US9670739B2 (en) Transmitting power to gas lift valve assemblies in a wellbore
WO2024107079A1 (ru) Бескабельная система контроля внутрискважинных параметров
US20180066514A1 (en) Downhole telecommunications
RU2646287C1 (ru) Телеметрическая система мониторинга ствола скважины
RU2821882C1 (ru) Скважинное устройство для передачи информации с забойных датчиков при эксплуатации скважины погружным насосом
GB2589815A (en) Telemetry safety & life of well monitoring system
GB2584450A (en) Telemetry safety & life of well monitoring system

Legal Events

Date Code Title Description
ENP Entry into the national phase

Ref document number: 202407548

Country of ref document: GB

Kind code of ref document: A

Free format text: PCT FILING DATE = 20221121

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 22965938

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1