RU2577085C2 - Система обеспечения эксплуатации скважины - Google Patents
Система обеспечения эксплуатации скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2577085C2 RU2577085C2 RU2013133175/28A RU2013133175A RU2577085C2 RU 2577085 C2 RU2577085 C2 RU 2577085C2 RU 2013133175/28 A RU2013133175/28 A RU 2013133175/28A RU 2013133175 A RU2013133175 A RU 2013133175A RU 2577085 C2 RU2577085 C2 RU 2577085C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cable
- well
- transceiver
- volts
- amperes
- Prior art date
Links
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 15
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 15
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 15
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 11
- 230000003321 amplification Effects 0.000 claims description 2
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 claims description 2
- 238000013480 data collection Methods 0.000 claims 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 11
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 6
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 5
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical group 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000010606 normalization Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
- G01V11/002—Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Amplifiers (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к системе обеспечения эксплуатации скважины и может быть использовано для передачи каротажных данных по меньшей мере от одного каротажного прибора в систему сбора данных на поверхности по кабелю. Система содержит приемопередатчик на поверхности, кабель, приемопередатчик в скважине, каротажный прибор и приводное устройство. Приемопередатчик в скважине соединен с приемопередатчиком на поверхности посредством кабеля. Приемопередатчик в скважине осуществляет связь с приемопередатчиком на поверхности с использованием мультиплексирования с ортогональным частотным разделением каналов для передачи данных по кабелю путем модуляции подаваемого в кабель сигнала с широтно-импульсной модуляцией (PWM) посредством транзисторного моста. Приводное устройство и по меньшей мере один каротажный прибор получают питание по кабелю. Кроме того, изобретение относится к скважинному снаряду. Технический результат - повышение скорости связи между датчиками в скважине и установкой на поверхности при одновременном обеспечении высокой мощности для системы обеспечения эксплуатации скважины. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Данное изобретение относится к системе обеспечения эксплуатации скважины, предназначенной для управления приводным устройством и каротажным прибором в скважине и передачи каротажных данных по меньшей мере от одного каротажного прибора в систему сбора данных на поверхности по кабелю. Кроме того, изобретение относится к скважинному снаряду.
Уровень техники
В настоящее время при выполнении операций по бурению нефтяных скважин и добыче нефти необходимо большое количество информации, относящейся к параметрам и состоянию скважины. Такая информация обычно содержит характеристики формации, через которую проходит ствол скважины, наряду с размерами и конфигурацией самого ствола скважины. Сбор информации, относящейся к условиям в скважине, который обычно называют «каротаж», можно выполнить несколькими способами.
При обычном каротаже нефтяных скважин с передачей данных по кабелю каротажный зонд, содержащий датчики формации, опускают в ствол скважины, когда пробурена скважина или ее части, и используют для определения некоторых характеристик пластов, через которые проходит ствол скважины. Верхний конец каротажного зонда прикреплен к проводящему кабелю, к которому подвешен зонд а стволе скважины. Питание датчиков и измерительной аппаратуры в зонде подают по проводящему кабелю. Подобным образом измерительная аппаратура передает информацию на поверхность посредством электрических сигналов, передаваемых по кабелю.
Альтернативный способ сбора данных состоит в сборе данных в процессе бурения. Сбор и обработка данных в процессе бурения исключает необходимость извлечения или выключения бурового снаряда для установки каротажного прибора с кабелем. Соответственно, это позволяет бурильщику вносить необходимые изменения или исправления для оптимизации функционирования при минимальной потере времени.
Решения для измерения параметров состояния скважины, включая перемещение и положение бурового снаряда, одновременно с бурением скважины известны как техники «измерения во время бурения», или «MWD». Обычно датчики скважины, используемые в устройствах MWD, расположены в цилиндрической утяжеленной бурильной трубе, расположенной вблизи бурильной головки. В системе MWD затем используют систему телеметрии для передачи получаемых датчиками данных в приемник, находящийся на поверхности.
Существует ряд телеметрических систем, известных из уровня техники, позволяющих передавать информацию о параметрах скважины на поверхность без использования кабеля. Среди них одной из наиболее распространенных телеметрических систем, используемых для MWD, является импульсная система для работы в буровом растворе. Такая система телеметрии создает «акустические» сигналы давления в буровом растворе, циркулирующем под давлением по бурильной колонне в процессе бурения. Информация, получаемая датчиками в скважине, передается путем создания импульсов давления с регулируемыми временными параметрами в потоке бурового раствора. Данную информацию принимает и декодирует преобразователь давления и компьютер на поверхности. Одна из проблем импульсных систем для работы в буровом растворе связана с недостаточной скоростью передачи при большом количестве информации.
Альтернативой импульсной системы для работы в буровом растворе является применение кабеля, используемого также для опускания каротажного прибора в ствол скважины. Была разработана передача данных по кабелю с использованием дискретной многочастотной модуляции (DMT). Такая система обычно содержит приемопередатчик на поверхности, кабель и приемопередатчик в скважине, соединенный с приемопередатчиком на поверхности посредством кабеля. Приемопередатчик в скважине осуществляет связь с приемопередатчиком на поверхности посредством модуляции DMT для передачи телеметрической информации посредством набора частотных субканалов, предназначенных для линии восходящей связи. Подобным образом приемопередатчик на поверхности осуществляет связь с приемопередатчиком в скважине посредством модуляции DMT для передачи данных посредством набора частотных субканалов, предназначенных для линии нисходящей связи. Число субканалов восходящих и исходящих линий связи предпочтительно переменное, и предпочтительно предусмотрена возможность его изменения в зависимости от режима работы системы. Это позволяет назначать дополнительные субканалы для нисходящей связи при программировании и конфигурировании оборудования скважины и назначать дополнительные субканалы для восходящей связи при нормальных каротажных работах.
Однако, к работе в скважине предъявляются более высокие требования в отношении подаваемой мощности для системы обеспечения эксплуатации скважины. Применение приводных устройств для возможности перемещения в скважине, использование одной или нескольких техник каротажа в одной системе обеспечения эксплуатации скважины и использование, как правило, нескольких различных приводных инструментов, предназначенных для изменения или обслуживания скважины, приводит к значительному повышению потребления энергии в скважине. При увеличении мощности, подаваемой в кабель, необходимо повышенное напряжение для передачи данных посредством модуляции DMT вследствие возрастания уровня помех, создаваемых повышенным напряжением питания. Простое увеличение напряжения для передачи данных в известных системах приводит к большему рассеиванию тепла в электронных устройствах таких систем, что является обычной проблемой для рабочего оборудования скважины, поскольку внутри скважины передача тепла практически невозможна. Повышенное рассеивание тепла ограничивает возможность передачи данных с высокой скоростью при обеспечении высокого уровня мощности для системы обеспечения эксплуатации скважины в известных системах.
Информация является ключевым фактором для достижения рентабельности в нефтяной и газовой промышленности. Чем больше имеется информации, относящейся к положению и миграции структур углеводородов внутри залежи углеводородов, тем более вероятна возможность выявления залежи в оптимальном положении и полное использование ее потенциала. Для этого регулярно создают и устанавливают в кабельные каротажные приборы новые и все более совершенные устройства датчиков так, что возможности передачи информации обычной кабельной телеметрической аппаратуры не отвечают требованиям. Вследствие повышенной потребности в энергии в системах обеспечения эксплуатации скважины желательно также иметь технику осуществления связи, позволяющую поддерживать высокую скорость связи между датчиками в скважине и установкой на поверхности при одновременном обеспечении высокой мощности для системы обеспечения эксплуатации скважины.
Раскрытие изобретения
Задачей данного изобретения является полное или частичное преодоление указанных выше недостатков известного уровня техники. Более конкретно задачей является создание улучшенной системы обеспечения эксплуатации скважины, предназначенной для управления приводным устройством и по меньшей мере одним каротажным прибором и передачи данных от каротажного прибора на поверхность.
Указанные выше задачи вместе с другими многочисленными задачами, преимуществами и признаками, которые очевидны из приведенного ниже описания, выполнены с помощью технического решения согласно настоящему изобретению посредством системы обеспечения эксплуатации скважины, предназначенной для управления приводным устройством и каротажным прибором в скважине и передачи каротажных данных по меньшей мере от одного каротажного прибора в систему сбора данных на поверхности по кабелю, содержащей:
- приемопередатчик (1) на поверхности,
- кабель,
- приемопередатчик (3) в скважине,
- каротажный прибор,
- приводное устройство,
в которой приемопередатчик в скважине соединен с приемопередатчиком на поверхности посредством кабеля, причем приемопередатчик в скважине осуществляет связь с приемопередатчиком на поверхности с использованием мультиплексирования с ортогональным частотным разделением каналов для передачи данных по кабелю, причем на приводное устройство и по меньшей мере один каротажный прибор подают питание по кабелю путем модуляции подаваемого в кабель сигнала с широтно-импульсной модуляцией (PWM) посредством транзисторного моста, при этом приводное устройство и по меньшей мере один каротажный прибор получают питание по кабелю.
Согласно одному из вариантов осуществления изобретения кабель может представлять собой одножильный кабель.
Согласно другому варианту осуществления изобретения сигнал передачи данных можно модулировать переменным напряжением сигнала предпочтительно больше 30 вольт, более предпочтительно больше 40 вольт, еще более предпочтительно больше 50 вольт.
Более того, модулирующее устройство может быть подключено к схеме питания посредством емкостной связи.
Кроме того, усиление передаваемого сигнала можно выполнять путем широтно-импульсной модуляции посредством транзисторного моста.
Согласно одному из вариантов осуществления изобретения модулирующее устройство может быть подключено к схеме питания посредством емкостной связи.
Кроме того, напряжение питания, приложенное к кабелю на поверхности, может составлять по меньшей мере 600 вольт, предпочтительно по меньшей мере 800 вольт, более предпочтительно по меньшей мере 1000 вольт, еще более предпочтительно по меньшей мере 1200 вольт при потребляемом токе по меньшей мере 4 ампер, предпочтительно по меньшей мере 6 ампер, более предпочтительно по меньшей мере 8 ампер, еще более предпочтительно по меньшей мере 10 ампер.
Более того, длина кабеля может составлять по меньшей мере 10 километров, предпочтительно по меньшей мере 15 километров, более предпочтительно по меньшей мере 20 километров.
Изобретение также относится к скважинному снаряду, в котором напряжение сигнала может быть модулировано путем широтно-импульсной модуляции посредством транзисторного моста.
Кроме того, модулирующее устройство может быть подключено к схеме питания посредством емкостной связи.
Наконец, напряжение, приложенное к скважинному снаряду, может составлять по меньшей мере 400 вольт, предпочтительно по меньшей мере 500 вольт, более предпочтительно по меньшей мере 600 вольт, еще более предпочтительно по меньшей мере 700 вольт при потребляемом токе по меньшей мере 4 ампера, предпочтительно по меньшей мере 6 ампер, более предпочтительно по меньшей мере 8 ампер, еще более предпочтительно по меньшей мере 10 ампер.
Краткое описание чертежей
Изобретение и его многочисленные преимущества более подробно описаны ниже со ссылками на прилагаемые схематические чертежи, которые предназначены для иллюстрации некоторых неограничивающих вариантов осуществления изобретения и на которых:
на фиг.1 показана система обеспечения эксплуатации скважины согласно изобретению, предназначенная для работы в скважине и сбора информации о характеристиках скважины и пласта,
на фиг.2 показана упрощенная схема передачи данных между компьютером на поверхности и системой обеспечения эксплуатации скважины согласно изобретению,
на фиг.3 показана упрощенная схема этапов передачи данных с использованием кабеля,
на фиг.4 приведена электрическая блок-схема модулятора согласно изобретению,
на фиг.5 показан скважинный снаряд согласно изобретению,
на фиг.6 приведена блок-схема модулятора согласно изобретению,
на фиг.7 показан вид в поперечном разрезе одножильного кабеля.
Все чертежи являются схематическими и выполнены не обязательно с соблюдением масштаба, при этом на них показаны только те детали, которые необходимы для разъяснения изобретения, другие детали не показаны или показаны без объяснения.
Осуществление изобретения
На фиг.1 показана система 100 обеспечения эксплуатации скважины, предназначенная для управления приводным устройством 5 и каротажным прибором 4 и передачи данных от каротажного прибора 4 на поверхность по кабелю 2. Скважинный снаряд 6 показан погруженным в скважину с буровой установки или судна 101 посредством кабеля 2. Судно 101 содержит опускное средство 103 типа подъемного крана. Опускное средство 103 соединено со скважинным снарядом 6 посредством кабеля 2 для опускания бурового снаряда 6 в обсадную колонну 102 скважины 104. На фиг.2 показана схема системы 100 обеспечения эксплуатации скважины, предназначенной для управления приводным устройством 5 и каротажным прибором 4 в скважине и передачи каротажных данных по меньшей мере от одного каротажного прибора в систему 105 сбора данных на поверхности по кабелю 2. Система 100 содержит приемопередатчик 1 на поверхности, предназначенный для отправки и приема данных по кабелю 2 на приемопередатчик 3 в скважине и от приемопередатчика 3 в скважине, соединенного с приемопередатчиком на поверхности посредством кабеля 2, причем приемопередатчик в скважине осуществляет связь с приемопередатчиком на поверхности с использованием мультиплексирования с ортогональным частотным разделением каналов путем модуляции подаваемого в кабель сигнала с широтно-импульсной модуляцией (PWM) посредством транзисторного моста, при этом напряжение сигнала модулируют широтно-импульсной модуляцией посредством транзисторного моста. Это позволяет одновременно обеспечить большую мощность и высокую скорость передачи данных по кабелю без вероятности наличия большого рассеивания тепла в скважине. Скважинный снаряд 6 содержит приводное устройство 5, используемое для перемещения скважинного снаряда 6 в скважине 104 посредством колес 51, взаимодействующих с обсадной колонной 102 скважины 104. Скважинный снаряд 6 дополнительно содержит каротажный прибор 4 для сбора информации о характеристиках.
Каротажный прибор 4 выполнен с возможностью сбора информации о характеристиках пласта, окружающего скважину 104, информации о состоянии обсадной колонны 102 скважины 104 или других конструкций в скважине, таких, как клапаны или элементы жесткости обсадной колонны 102. Система 100 обеспечения эксплуатации скважины содержит приводное устройство 5 и по меньшей мере один каротажный прибор 4, каждый из которых получает питание по кабелю 2. Поскольку время является очень важным фактором при эксплуатации нефтяных скважин, особенно нефтяных скважин, удаленных от берега, из-за очень высокой стоимости эксплуатации нефтяных платформ и судов, всегда необходимо тщательно рассчитывать рабочее время в скважине. Работы с использованием приводного инструмента в скважине, например, инструмента для очистки ствола скважины, и перемещение таких инструментов в скважине 104 посредством приводного устройства 5 выполняют все больше и больше, и они требуют большой мощности и, следовательно, высокого напряжения, предусмотренного для скважинных снарядов 6. Кроме того, в скважине также широко используют группу каротажных приборов 4 для сбора информации о характеристиках пласта, окружающего скважину 104, или состоянии обсадной колонны 102, и существует ряд способов передачи данных от таких приборов.
Переход от бурового снаряда 6, содержащего приводные инструменты, к буровому снаряду, содержащему каротажные приборы, и наоборот, требует времени и является дорогостоящей операцией, а потому ее следует избегать. Одновременная работа энергоемких инструментов и передача каротажных данных с высокой скоростью передачи данных проблематична вследствие повышенного уровня помех, возникающих при приложении высокого напряжения к кабелю 2. Однако использование модуляции с мультиплексированием с ортогональным частотным разделением каналов (OFDM) для передачи данных по кабелю 2 согласно данному изобретению обеспечивает одновременно высокую скорость передачи данных и возможность подачи высокого напряжения. Таким образом, для системы 100 обеспечения эксплуатации скважины согласно изобретению не требуется компромисса между скоростью передачи данных и подачи питания в скважину.
Для удовлетворительной работы приводному устройству 4 необходимо высокое напряжение, и вследствие значительного ослабления напряжения, прикладываемого к кабелю, при работе с очень длинными кабелями, обычно более 10 километров, а в некоторых случаях и более 15 километров, прикладываемое на поверхности напряжение должно быть достаточно большим, если необходимо высокое напряжение в скважине. Например, если в скважине необходимо напряжение 600 вольт, то возможно, что прикладываемое на поверхности напряжение из-за ослабления в кабеле будет достигать 1200 вольт. Поэтому для работы с высоким напряжением системы обеспечения эксплуатации скважины необходимо высокое напряжение V2 питания на поверхности, для чего, в свою очередь, необходимо высокое напряжение V1 сигнала с тем, чтобы обеспечить достаточное отношение сигнал-шум при высоких скоростях передачи данных. Таким образом, в системе 100 обеспечения эксплуатации скважины согласно изобретению обычно возможно использование сигнала S1 передачи данных, модулированного высоким переменным напряжением V1 сигнала, например, использование напряжения сигнала 50 вольт и напряжения питания 1200 вольт. Если необходимое напряжение V2 ниже, то достаточно наличие более низкого напряжения V1 сигнала, и наоборот.
На фиг.3 показана упрощенная схема применения кабеля 2 для передачи данных. Каротажный прибор 4 обеспечивает поток битов, который преобразуют в аналоговый сигнал посредством электрических схем, содержащих такие компоненты, как цифроаналоговые преобразователи (DAC), квадратурные амплитудные модуляторы (QAM) и/или широтно-импульсные модуляторы (PWM), после чего аналоговый сигнал передают по кабелю 2. На поверхности аналоговый сигнал получают из кабеля 2 и после этого снова преобразуют в цифровой поток битов посредством электрических схем, содержащих такие компоненты, как цифроаналоговые преобразователи (DAC), квадратурные амплитудные модуляторы (QAM) и/или широтно-импульсные модуляторы (PWM), после чего цифровой сигнал подают в средство обработки, например, в компьютер.
На фиг.4 показана более подробная схема согласно изобретению, модулирующая сигнал в скважинном снаряде 6, причем схема может быть расположена в каротажном приборе 4 или в другом месте скважинного снаряда 6 и может быть электрически подключенной одним концом к кабелю 2, а другим концом к прибору 4. Прибор 4 подключен к модулирующей схеме 300 через интерфейс 301 прибора и цифровой сигнальный процессор (DSP) 302 интерфейса прибора. DSP 302 интерфейса прибора, как вариант, может быть подключен к модулирующей схеме 300 через универсальный асинхронный приемник/передатчик (UART). Модулирующая схема 300 содержит модулирующий DSP 303, подключенный к DSP 302 интерфейса прибора для выполнения двух задач. Во-первых, при приеме сигнала от прибора 4, то есть при приеме каротажных данных, модулирующий DSP 303 обеспечивает обратное быстрое преобразование Фурье (IFFT) сигнала и передает (Тх) полученную информацию на передающие схемы 304 и далее на средство 305 нормирования сигнала и далее снова в кабель 2. Во-вторых, задача модулирующего DSP 303 состоит в том, что при приеме (Rx) сигналов, поступающих из кабеля 2, сигнал из кабеля проходит через приемное средство 308 нормирования сигнала на усилитель 307, после чего поступает на аналого-цифровой преобразователь (ADC), который выполняет конвертацию сигнала. Затем модулирующий DSP 303 преобразует принимаемый сигнал с использованием быстрого преобразования Фурье (FFT) и символьной таблицы QAM для конвертации сигнала в поток битов для передачи в процессор DSP 302 интерфейса прибора и далее в прибор 4 для управления прибором. Возможно параллельное соединение передающей части 303, 304, 305 и приемной части 303, 306, 307, 308 модулирующей схемы 300, как показано на фиг.4.
На фиг.5 показан вариант реализации модулирующего устройства 400, содержащего DC/DC преобразователь 401, подающий модулирующее напряжение, и транзисторный полумост 402, выполненный с возможностью модуляции сигнала с широтно-импульсной модуляцией (PWM), поступающего в кабель 2, при приеме управляющего сигнала от транзисторного DSP 403. Модулирующее устройство 400 защищено от высокого напряжения питания посредством емкостной связи 404. Преимущество использования емкостной связи 404 в схеме данного типа состоит в том, что распространенной заменой емкостной связи является индуктивная связь. Индуктивная связь по сравнению с емкостной связью 404 при использовании в скважине имеет недостатки, связанные с большим рассеиванием тепла вследствие необходимости обеспечения высокого тока для скважинного снаряда 6. Кроме того, индуктивная связь для больших токов имеет большие габариты по сравнению с емкостной связью, что также является недостатком для скважинного оборудования. Применение транзисторного моста 402 для модуляции PWM позволяет исключить использование линейных или близких к линейным усилителей. Линейные усилители предпочтительно использовать в случае, когда необходим ровный сигнал, например, в высококачественных звуковых усилителях. Однако линейный усилитель рассеивает больше тепла, чем транзисторный мост с модуляцией PWM, что является недостатком для скважинного оборудования, особенно при модуляции высоких напряжений, необходимых при большой длине кабелей из-за большого ослабления напряжения в кабеле, например, при модуляции напряжения V2 питания, равного 600 вольт, напряжением V1 сигнала, равным 50 вольт, модулирующим напряжение V2 от 575 вольт до 625 вольт при использовании транзисторного полумоста 402. Транзисторный мост 402 принимает управляющий сигнал, модулированный PWM, от транзисторного DSP 403. Напряжение V1 сигнала обеспечивает DC/DC преобразователь 401, оно заземлено посредством заземляющего соединения 406, например, соединения с обсадной колонной или с шасси прибора 4.
При работе в скважине с системой 100 обеспечения эксплуатации скважины согласно изобретению к кабелю 2 прикладывают на поверхности очень большое напряжение V2 питания, предпочтительно по меньшей мере 600 вольт, более предпочтительно по меньшей мере 800 вольт, еще более предпочтительно по меньшей мере 1000 вольт, наиболее предпочтительно по меньшей мере 1200 вольт при потребляемом токе по меньшей мере 4 ампера, предпочтительно по меньшей мере 6 ампер, более предпочтительно по меньшей мере 8 ампер, наиболее предпочтительно по меньшей мере 10 ампер. Такое высокое напряжение необходимо для управления приводным устройством 5, известным также под названием скважинный трактор. Скважинный трактор обычно используют для перемещения длинного бурового снаряда, например, такого, какой показан на фиг.6, содержащего каротажные приборы 4 и другие инструменты, например, регуляторы насоса, инструменты для очистки ствола скважины, фрезерные инструменты и так далее, поэтому необходимо большое количество энергии для одновременной работы всех или нескольких инструментов и приводного устройства 5.
Согласно одному из вариантов осуществления изобретения длина кабеля составляет по меньшей мере 10 км, предпочтительно по меньшей мере 15 км, более предпочтительно по меньшей мере 20 км. Изобретение, в частности, актуально при работе с кабелями 2, имеющими очень большую длину из-за высокого ослабления сигналов в длинных кабелях, что увеличивает необходимость использования высоких напряжений с тем, чтобы получить высокую выходную мощность в скважине.
На фиг.6 показан скважинный снаряд 200, выполненный с возможностью соединения с кабелем 2 и содержащий модулирующее устройство 400, подключенное к каротажному прибору 4 и приводному устройству 5.
На фиг.7 в поперечном разрезе показан вид одножильного кабеля 21. Одножильный кабель 21 содержит внутренний проводник 22, окруженный эластичным трубчатым изоляционным слоем 24, выполненным, например, из тефлона, вокруг которого расположен внешний слой 25, часто называемый оболочкой или слоем оболочки. Снаружи оболочки 25 вокруг кабеля намотан трубчатый проводящий экран, содержащий группу обратных проводников 23. Трубчатый проводящий экран иногда называют броней кабеля, так как он защищает кабель. Более того, одножильный кабель, например, подобный изображенному на фиг.7, содержит два слоя брони, содержащих группу обратных проводников 23, при этом один слой намотан в одном направлении, а второй намотан в другом (на фиг.7 не показано) так, что при скручивании кабеля происходит одновременное ослабление одного слоя и сжатие другого слоя, что повышает прочность кабеля. В других одножильных кабелях функцию обратного проводника выполняет отдельный коаксиальный экранирующий слой. При работе в условиях скважины применение одножильных кабелей 21 дает ряд важных преимуществ по сравнению с использованием кабелей с несколькими проводниками. Одножильный кабель 21 широко используют в оборудовании нефтяных и газовых месторождений и поэтому он легко доступен и не требует больших затрат на площадках, где предполагается использование системы 100 обеспечения эксплуатации согласно изобретению. Более того, при эксплуатации удаленных от берега буровых площадок и особенно скважин на большой глубине надежность скважины зависит от защиты от перепада давления между стволом скважины и морской водой. Такая защита обычно содержит головку тавотонагнетателя для герметизации скважины при работах с кабелями. Размер головки тавотонагнетателя пропорционален толщине кабеля, который необходимо герметизировать, при этом чем толще кабель, тем сложнее обеспечить герметизацию скважины посредством головки тавотонагнетателя, причем наряду с техническими трудностями растет стоимость кабеля и головки тавотонагнетателя. Кроме того, часть смазки в виде утечки из головки тавотонагнетателя попадает в окружающую морскую среду, причем утечки также пропорциональны толщине кабеля, и, следовательно, при более толстом кабеле происходит большее загрязнение морской среды.
Под флюидом или скважинным флюидом понимается любой тип флюида, который может присутствовать в нефтяной или газовой скважине, например, природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода и так далее. Под газом понимается любой тип газового состава, присутствующий в скважине, законченной или не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью понимается любой тип нефтяного состава, например, сырая нефть, нефтесодержащий флюид и так далее. Таким образом, в состав газа, нефти и воды могут входить другие элементы или вещества, которые не являются газом, нефтью и/или водой, соответственно.
Под обсадной колонной понимается любой тип трубы, трубчатого элемента, трубопровода, хвостовика, колонны труб и так далее, используемый в скважине для добычи нефти или природного газа. Под обсадной колонной также понимается обсадная колонна-хвостовик.
В случае, если инструмент не может быть полностью погружен в обсадную колонну, для проталкивания инструментов полностью до нужного положения в скважине можно использовать скважинный трактор. Скважинный трактор может представлять собой любой тип приводного устройства, посредством которого можно толкать или тянуть инструменты в скважине, например, Well Tractor®.
Хотя изобретение описано на примере предпочтительных вариантов осуществления, специалисту в данной области очевидно, что возможны модификации данного изобретения, не выходящие за пределы правовой охраны изобретения, определенные нижеследующей формулой изобретения.
Claims (11)
1. Система (100) обеспечения эксплуатации скважины, предназначенная для управления приводным устройством (5) и каротажным прибором (4) в скважине и передачи каротажных данных по меньшей мере от одного каротажного прибора в систему (105) сбора данных на поверхности по кабелю (2), содержащая:
- приемопередатчик (1) на поверхности,
- кабель,
- приемопередатчик (3) в скважине,
- каротажный прибор,
- приводное устройство,
в которой приемопередатчик в скважине соединен с приемопередатчиком на поверхности посредством кабеля, причем приемопередатчик в скважине осуществляет связь с приемопередатчиком на поверхности с использованием мультиплексирования с ортогональным частотным разделением каналов для передачи данных по кабелю путем модуляции подаваемого в кабель сигнала с широтно-импульсной модуляцией (PWM) посредством транзисторного моста, при этом приводное устройство и по меньшей мере один каротажный прибор получают питание по кабелю.
- приемопередатчик (1) на поверхности,
- кабель,
- приемопередатчик (3) в скважине,
- каротажный прибор,
- приводное устройство,
в которой приемопередатчик в скважине соединен с приемопередатчиком на поверхности посредством кабеля, причем приемопередатчик в скважине осуществляет связь с приемопередатчиком на поверхности с использованием мультиплексирования с ортогональным частотным разделением каналов для передачи данных по кабелю путем модуляции подаваемого в кабель сигнала с широтно-импульсной модуляцией (PWM) посредством транзисторного моста, при этом приводное устройство и по меньшей мере один каротажный прибор получают питание по кабелю.
2. Система обеспечения эксплуатации скважины по п.1, в которой кабель представляет собой одножильный кабель (21).
3. Система обеспечения эксплуатации скважины по любому из пп.1 или 2, в которой сигнал (S1) передачи данных модулируют переменным напряжением (V1) сигнала предпочтительно больше 30 вольт, более предпочтительно больше 40 вольт, еще более предпочтительно больше 50 вольт.
4. Система обеспечения эксплуатации скважины по любому из пп.1 или 2, в которой модулирующее устройство (400) подключено к схеме (405) питания посредством емкостной связи (404).
5. Система обеспечения эксплуатации скважины по любому из пп.1 или 2, в которой усиление передаваемого сигнала (S1) выполняют путем широтно-импульсной модуляции посредством транзисторного моста (402).
6. Система обеспечения эксплуатации скважины по любому из пп.1 или 2, в которой модулирующее устройство подключено к схеме питания посредством емкостной связи.
7. Система обеспечения эксплуатации скважины по любому из пп.1 или 2, в которой напряжение (V2) питания, приложенное к кабелю на поверхности, составляет по меньшей мере 600 вольт, предпочтительно по меньшей мере 800 вольт, более предпочтительно по меньшей мере 1000 вольт, еще более предпочтительно по меньшей мере 1200 вольт при потребляемом токе по меньшей мере 4 ампера, предпочтительно по меньшей мере 6 ампер, более предпочтительно по меньшей мере 8 ампер, еще более предпочтительно по меньшей мере 10 ампер.
8. Система обеспечения эксплуатации скважины по любому из пп.1 или 2, в которой длина кабеля составляет по меньшей мере 10 километров, предпочтительно по меньшей мере 15 километров, более предпочтительно по меньшей мере 20 километров.
9. Скважинный снаряд (200), содержащий приемопередатчик в скважине, предназначенный для соединения приемопередатчиком на поверхности посредством кабеля и осуществляющий связь с приемопередатчиком на поверхности с использованием мультиплексирования с ортогональным частотным разделением каналов для передачи данных по кабелю путем модуляции подаваемого в кабель сигнала с широтно-импульсной модуляцией (PWM) посредством транзисторного моста, при этом приводное устройство и по меньшей мере один каротажный прибор получают питание по кабелю, причем напряжение (V1) сигнала модулировано путем широтно-импульсной модуляции посредством транзисторного моста.
10. Скважинный снаряд по п.9, в котором модулирующее устройство подключено к схеме питания посредством емкостной связи.
11. Скважинный снаряд по любому из пп.9 или 10, в котором напряжение, приложенное к скважинному снаряду, составляет по меньшей мере 400 вольт, предпочтительно по меньшей мере 500 вольт, более предпочтительно по меньшей мере 600 вольт, еще более предпочтительно по меньшей мере 700 вольт при потребляемом токе по меньшей мере 4 ампера, предпочтительно по меньшей мере 6 ампер, более предпочтительно по меньшей мере 8 ампер, еще более предпочтительно по меньшей мере 10 ампер.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP10196731.3 | 2010-12-23 | ||
| EP10196731.3A EP2469308B1 (en) | 2010-12-23 | 2010-12-23 | A downhole well-operation system |
| PCT/EP2011/073743 WO2012085180A2 (en) | 2010-12-23 | 2011-12-22 | A downhole well-operation system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013133175A RU2013133175A (ru) | 2015-01-27 |
| RU2577085C2 true RU2577085C2 (ru) | 2016-03-10 |
Family
ID=44060879
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013133175/28A RU2577085C2 (ru) | 2010-12-23 | 2011-12-22 | Система обеспечения эксплуатации скважины |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9588249B2 (ru) |
| EP (1) | EP2469308B1 (ru) |
| CN (1) | CN103270431B (ru) |
| AU (1) | AU2011347252B2 (ru) |
| BR (1) | BR112013015424B1 (ru) |
| CA (1) | CA2823487C (ru) |
| DK (1) | DK2469308T3 (ru) |
| MX (1) | MX2013007155A (ru) |
| MY (1) | MY176954A (ru) |
| RU (1) | RU2577085C2 (ru) |
| WO (1) | WO2012085180A2 (ru) |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9625603B2 (en) | 2011-05-27 | 2017-04-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole communication applications |
| US9778389B2 (en) | 2011-05-27 | 2017-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication applications |
| CA2891314A1 (en) * | 2012-11-27 | 2014-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication applications |
| WO2015200048A1 (en) * | 2014-06-25 | 2015-12-30 | AOI (Advanced Oilfield Innovations, Inc.) | Piping assembly control system with addressed datagrams |
| CN104196528A (zh) * | 2014-08-26 | 2014-12-10 | 北京市华建机械制造有限公司 | 一种井壁取心枪控制装置 |
| CN104618086B (zh) * | 2015-02-15 | 2019-03-12 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种单芯电缆数据传输系统及方法 |
| CN108235737B (zh) | 2015-06-22 | 2019-11-01 | 沙特阿拉伯石油公司 | 使用电磁传感器进行井下侧支检测的系统、方法和装置 |
| BR112019000789B1 (pt) * | 2016-07-20 | 2022-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc | Sistema de acoplamento capacitivo de fundo de poço, método para formar uma conexão elétrica entre duas colunas de fundo de poço e aparelho para fornecer uma conexão elétrica entre duas colunas de fundo de poço |
| GB201713209D0 (en) | 2017-08-17 | 2017-10-04 | Ziebel As | Well logging assembly |
| US10746014B2 (en) * | 2018-02-09 | 2020-08-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for monitoring a condition of an elastic element used in a downhole tool |
| CN108915675A (zh) * | 2018-08-27 | 2018-11-30 | 慧疆科技（天津）有限公司 | 井下数据传输系统 |
| CN109441436A (zh) * | 2018-11-12 | 2019-03-08 | 连云港杰瑞自动化有限公司 | 一种测井电缆高速数据通讯装置 |
| CN111577262A (zh) * | 2020-06-10 | 2020-08-25 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种井下存储直读装置 |
| CN112145154A (zh) * | 2020-11-09 | 2020-12-29 | 黄山联合应用技术研究院 | 一种油田采集用可视化测井系统 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2352150A (en) * | 1999-04-14 | 2001-01-17 | Axon Instr Ltd | Telemetry system in which data signals are modulated on power signals |
| GB2352376A (en) * | 1999-04-27 | 2001-01-24 | Well Intelligence Technologies | Telemetry system in which data signals are modulated on power signals |
| US6580751B1 (en) * | 2000-02-01 | 2003-06-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | High speed downhole communications network having point to multi-point orthogonal frequency division multiplexing |
| US20040085988A1 (en) * | 2002-11-06 | 2004-05-06 | Halliburton Energy Services,Inc. | Code-division multiple-access (CDMA) wireline telemetry system |
| US6937159B2 (en) * | 2001-02-02 | 2005-08-30 | Dbi Corporation | Downhole telemetry and control system using orthogonal frequency division multiplexing |
| US20060022839A1 (en) * | 2004-08-02 | 2006-02-02 | Hall David R | Modulation System for Communication |
| CN201610752U (zh) * | 2009-10-21 | 2010-10-20 | 西安威尔罗根能源科技有限公司 | 一种利用ofdm技术实现高速传输的遥传系统 |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4583093A (en) * | 1983-08-16 | 1986-04-15 | Halliburton Company | Telemetry driving circuit |
| US6923273B2 (en) * | 1997-10-27 | 2005-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system |
| US6396415B1 (en) * | 1999-06-14 | 2002-05-28 | Wood Group Esp, Inc. | Method and system of communicating in a subterranean well |
| US7012505B1 (en) * | 2000-08-31 | 2006-03-14 | Soraca, Inc. | Method and system for communication on a power distribution line |
| US8353348B2 (en) * | 2001-08-19 | 2013-01-15 | Smart Drilling And Completion, Inc. | High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles |
| CN2881754Y (zh) | 2005-11-04 | 2007-03-21 | 西安奥华电子仪器有限责任公司 | 石油测井仪器井下缆头电压稳压电路 |
| WO2009032000A1 (en) * | 2007-09-07 | 2009-03-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monoconductor data-power transmission |
| CN101158284A (zh) | 2007-11-05 | 2008-04-09 | 聂泳培 | 单芯电缆测井数据高速传输系统 |
| US8184014B2 (en) * | 2008-06-27 | 2012-05-22 | Schlumberger Technology Corporation | Driver to transmit signals over a transmission line in a well |
| US20100295702A1 (en) * | 2009-05-20 | 2010-11-25 | Baker Hughes Incorporated | High Speed Telemetry Full-Duplex Pre-Equalized OFDM Over Wireline for Downhole Communication |
| US20120037354A1 (en) * | 2010-08-12 | 2012-02-16 | Mccoy Robert H | Systems and Methods for Downhole OFDM Communications |
-
2010
- 2010-12-23 DK DK10196731.3T patent/DK2469308T3/en active
- 2010-12-23 EP EP10196731.3A patent/EP2469308B1/en active Active
-
2011
- 2011-12-22 AU AU2011347252A patent/AU2011347252B2/en active Active
- 2011-12-22 CN CN201180061907.3A patent/CN103270431B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-12-22 US US13/996,623 patent/US9588249B2/en active Active
- 2011-12-22 WO PCT/EP2011/073743 patent/WO2012085180A2/en active Application Filing
- 2011-12-22 MY MYPI2013002344A patent/MY176954A/en unknown
- 2011-12-22 CA CA2823487A patent/CA2823487C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-12-22 MX MX2013007155A patent/MX2013007155A/es active IP Right Grant
- 2011-12-22 BR BR112013015424-1A patent/BR112013015424B1/pt active IP Right Grant
- 2011-12-22 RU RU2013133175/28A patent/RU2577085C2/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2352150A (en) * | 1999-04-14 | 2001-01-17 | Axon Instr Ltd | Telemetry system in which data signals are modulated on power signals |
| GB2352376A (en) * | 1999-04-27 | 2001-01-24 | Well Intelligence Technologies | Telemetry system in which data signals are modulated on power signals |
| US6580751B1 (en) * | 2000-02-01 | 2003-06-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | High speed downhole communications network having point to multi-point orthogonal frequency division multiplexing |
| US6937159B2 (en) * | 2001-02-02 | 2005-08-30 | Dbi Corporation | Downhole telemetry and control system using orthogonal frequency division multiplexing |
| US20040085988A1 (en) * | 2002-11-06 | 2004-05-06 | Halliburton Energy Services,Inc. | Code-division multiple-access (CDMA) wireline telemetry system |
| US20060022839A1 (en) * | 2004-08-02 | 2006-02-02 | Hall David R | Modulation System for Communication |
| CN201610752U (zh) * | 2009-10-21 | 2010-10-20 | 西安威尔罗根能源科技有限公司 | 一种利用ofdm技术实现高速传输的遥传系统 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20130285830A1 (en) | 2013-10-31 |
| WO2012085180A3 (en) | 2012-08-23 |
| WO2012085180A2 (en) | 2012-06-28 |
| CN103270431A (zh) | 2013-08-28 |
| CN103270431B (zh) | 2017-08-11 |
| AU2011347252A1 (en) | 2013-05-02 |
| EP2469308A1 (en) | 2012-06-27 |
| MX2013007155A (es) | 2013-07-29 |
| CA2823487C (en) | 2019-02-12 |
| BR112013015424B1 (pt) | 2021-03-02 |
| BR112013015424A2 (pt) | 2016-09-20 |
| RU2013133175A (ru) | 2015-01-27 |
| US9588249B2 (en) | 2017-03-07 |
| EP2469308B1 (en) | 2016-08-03 |
| CA2823487A1 (en) | 2012-06-28 |
| MY176954A (en) | 2020-08-27 |
| DK2469308T3 (en) | 2016-11-28 |
| AU2011347252B2 (en) | 2014-08-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2577085C2 (ru) | Система обеспечения эксплуатации скважины | |
| CA2759316C (en) | Method and system for transferring signals through a drill pipe system | |
| US7990282B2 (en) | Borehole telemetry system | |
| CA2612731C (en) | Well having inductively coupled power and signal transmission | |
| CN102369461A (zh) | 钻孔遥测的方法和系统 | |
| US5959548A (en) | Electromagnetic signal pickup device | |
| CN1975106A (zh) | 井底组件的无线电磁遥测系统及方法 | |
| US20130222149A1 (en) | Mud Pulse Telemetry Mechanism Using Power Generation Turbines | |
| GB2352376A (en) | Telemetry system in which data signals are modulated on power signals | |
| EP2491660B1 (en) | System for communicating over a power cable | |
| AU2015385789B2 (en) | Downhole communications using selectable modulation techniques | |
| US10808524B2 (en) | System for cableless bidirectional data transmission in a well for the extraction of formation fluids | |
| Wang et al. | The Research of Data Transmission Technology in Measurement While Drilling | |
| Wu et al. | Research on Visual Logging Technology with Crawler in Horizontal Well |