EA046359B1 - WELL TRANSMISSION SYSTEM - Google Patents
WELL TRANSMISSION SYSTEM Download PDFInfo
- Publication number
- EA046359B1 EA046359B1 EA202092801 EA046359B1 EA 046359 B1 EA046359 B1 EA 046359B1 EA 202092801 EA202092801 EA 202092801 EA 046359 B1 EA046359 B1 EA 046359B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- tubular metal
- downhole
- conductive winding
- tool
- conductor
- Prior art date
Links
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 title claims description 25
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims description 140
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 110
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 110
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 81
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 43
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 43
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 43
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 25
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 16
- 230000004907 flux Effects 0.000 claims description 8
- 230000004323 axial length Effects 0.000 claims description 7
- 229910000859 α-Fe Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 4
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 claims description 4
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 claims description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 5
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000000779 depleting effect Effects 0.000 description 1
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Description
Изобретение относится к скважинной передающей системе для передачи данных через скважинную трубчатую металлическую конструкцию, расположенную в стволе скважины.The invention relates to a downhole transmission system for transmitting data through a downhole tubular metal structure located in a wellbore.
При управлении и оптимизации добычи нефти из скважины оператору необходимо получать информацию о том, что протекает через различные продуктивные зоны в скважине. Одним из способов получения такой информации является измерение температуры и давления в затрубном пространстве, окружающем эксплуатационный хвостовик. Для работы такие датчики должны получать энергию, как следствие, обычно вдоль эксплуатационного хвостовика к каждому датчику проходят электрические линии управления. Однако при спуске оборудования для заканчивания скважины эти электрические линии управления могут быть повреждены или могут повредиться спустя время, вследствие чего датчики не будут работать. Кроме того, наличие проводного соединения с датчиком приведет к значительным изменениям в скважинной трубчатой конструкции, что приведет к существенному ослаблению оборудования для заканчивания скважины с риском возникновения, например, выбросов или подобных неконтролируемых происшествий.When managing and optimizing oil production from a well, the operator needs to obtain information about what is flowing through the various productive zones in the well. One way to obtain such information is to measure the temperature and pressure in the annulus surrounding the production liner. To operate, such sensors must receive energy, as a result, electrical control lines usually run along the production shank to each sensor. However, when running completion equipment, these electrical control lines can be damaged or can become damaged over time, causing the sensors to not function. In addition, the presence of a wired connection to the sensor will result in significant changes to the downhole tubular structure, resulting in significant weakening of the well completion equipment with the risk of, for example, blowouts or similar uncontrolled incidents.
При наличии датчиков для измерения состояния или свойства, установленных снаружи скважинной трубчатой металлической конструкции в скважине, измеренные данные также могут быть переданы на поверхность беспроводным образом. Датчикам необходимо будет функционировать автономно, поскольку замена источника энергии или сервисное обслуживание датчика в скважине теоретически невозможны. Кроме того, очень сложно обеспечивать функционирование данных датчиков или измерительных приборов с течением времени, поскольку мощность батареи в скважине очень сильно ограничена, так как батареи не могут выдерживать высокие значения температуры и давления без того, чтобы быстро разряжаться.By having sensors to measure a condition or property installed on the outside of the downhole tubular metal structure in the borehole, the measured data can also be transmitted wirelessly to the surface. The sensors will need to operate autonomously, since replacing the energy source or servicing the sensor in the well is theoretically impossible. In addition, it is very difficult to maintain the performance of these sensors or instruments over time because the power of the batteries in the well is very limited, since the batteries cannot withstand high temperatures and pressures without quickly depleting.
Одно решение данной проблемы предложено в ЕР 3 101 220 А1 этим же заявителем. В данном документе описана скважинная система для заканчивания скважины, предназначенная для беспроводной зарядки устройства снаружи скважинной трубчатой металлической конструкции. Система функционирует благодаря наличию в устройстве, расположенном снаружи скважинной трубчатой металлической конструкции, одной получающей энергию катушки, расположенной параллельно или с совпадением с передающей энергию катушкой, расположенной в инструменте внутри скважинной трубчатой металлической конструкции.One solution to this problem was proposed in EP 3 101 220 A1 by the same applicant. Described herein is a downhole completion system for wirelessly charging a device from outside a downhole tubular metal structure. The system operates due to the presence in the device, located outside the downhole tubular metal structure, of one energy receiving coil located in parallel or coincident with the energy transmitting coil located in the tool inside the downhole tubular metal structure.
Одной проблемой, присущей решению из уровня техники, является большая зависимость эффективности передачи энергии к получающей энергию катушке от факторов окружающей среды. Температура скважинного оборудования вызовет частотный сдвиг электроники, на который также будут влиять различные типы окружающего материала среды, например газы, типы почвы или разные концентрации рассола. Кроме того, скачивание данных из датчика происходит при очень низкой скорости, т.е. приблизительно 50 Г ц, следовательно, инструмент должен располагаться напротив каждого датчика в течение очень долгого промежутка времени, что нежелательно, так как в процессе выполнения таких работ с помощью инструмента добыча часто останавливается.One problem inherent in the prior art solution is that the efficiency of energy transfer to the energy receiving coil is highly dependent on environmental factors. The temperature of the downhole equipment will cause a frequency shift in the electronics, which will also be affected by different types of surrounding media material, such as gases, soil types, or different brine concentrations. In addition, downloading data from the sensor occurs at a very low speed, i.e. approximately 50 Hz, therefore the tool must be positioned against each sensor for a very long period of time, which is undesirable since production is often stopped during such work with the tool.
Задачей настоящего изобретения является полное или частичное преодоление вышеуказанных недостатков и недочетов уровня техники. Более конкретно, задачей является создание улучшенной скважинной передающей системы, способной функционировать без использования линий управления и передавать данные при более высокой скорости.The objective of the present invention is to completely or partially overcome the above-mentioned disadvantages and shortcomings of the prior art. More specifically, the object is to provide an improved downhole transmission system capable of operating without the use of control lines and transmitting data at higher speeds.
Вышеуказанные задачи, а также многочисленные другие задачи, преимущества и отличительные признаки, очевидные из прочтения нижеследующего описания, реализованы в решении согласно настоящему изобретению посредством скважинной передающей системы для передачи данных через скважинную трубчатую металлическую конструкцию, расположенную в стволе скважины, содержащей:The above objects, as well as numerous other objects, advantages and features apparent from reading the following description, are implemented in the solution according to the present invention by means of a downhole transmission system for transmitting data through a downhole tubular metal structure located in a wellbore comprising:
скважинную трубчатую металлическую конструкцию, имеющую осевое направление и расположенную в стволе скважины с созданием затрубного пространства между стволом скважины и скважинной трубчатой металлической конструкцией;a downhole tubular metal structure having an axial direction and located in the wellbore to create an annular space between the wellbore and the downhole tubular metal structure;
приемо-передающий узел, содержащий:a receiving and transmitting node containing:
трубчатую металлическую часть, установленную как часть скважинной трубчатой металлической конструкции, причем трубчатая металлическая часть имеет внутреннюю поверхность, наружную поверхность и стенку, проводящую обмотку узла, выполненную из проводника, соединенного с внутренней поверхностью, энергопотребляющее устройство, такое как датчик, расположенное в затрубном пространстве и соединенное с наружной поверхностью, причем энергопотребляющее устройство соединено с проводящей обмоткой узла посредством электрического проводника;a tubular metal portion mounted as part of a downhole tubular metal structure, the tubular metal portion having an inner surface, an outer surface, and a wall, a conductive winding of the assembly made of a conductor connected to the inner surface, a power consuming device such as a sensor located in the annulus, and connected to the outer surface, wherein the power consuming device is connected to the conductive winding of the assembly via an electrical conductor;
скважинный инструмент, содержащий корпус инструмента, наружную поверхность корпуса инструмента и проводящую обмотку инструмента, выполненную из проводника;a downhole tool comprising a tool body, an outer surface of the tool body and a conductive tool winding made of a conductor;
причем проводник проводящей обмотки узла имеет форму поперечного сечения с осевой протяженностью вдоль осевого направления и радиальной протяженностью перпендикулярно осевой протяженности, причем осевая протяженность по меньшей мере на 50% больше радиальной протяженности.wherein the conductor of the conductive winding of the assembly has a cross-sectional shape with an axial extent along the axial direction and a radial extent perpendicular to the axial extent, and the axial extent is at least 50% greater than the radial extent.
Электрический проводник может проходить через стенку скважинной трубчатой металлическойAn electrical conductor can pass through the wall of a well tubular metal
- 1 046359 конструкции в стволе скважины.- 1 046359 structures in the wellbore.
Кроме того, проводник проводящей обмотки узла может представлять собой кольцо, имеющее прямоугольную форму в поперечном сечении.In addition, the conductor of the conductive winding of the assembly may be a ring having a rectangular shape in cross section.
Дополнительно, осевая протяженность может быть равна по меньшей мере 3 мм, предпочтительно превышать 5 мм.Additionally, the axial extent may be at least 3 mm, preferably greater than 5 mm.
Кроме того, радиальная протяженность может составлять менее 1 мм.In addition, the radial extent may be less than 1 mm.
Также, радиальная протяженность может составлять менее 0,2 мм.Also, the radial extent may be less than 0.2 mm.
Кроме того, радиальная протяженность может быть минимально возможной.In addition, the radial extent may be as small as possible.
Дополнительно, проводящая обмотка узла может иметь по существу один виток так, что проводник проводящей обмотки узла поворачивает от 0° до 360° или меньше.Additionally, the conductive winding of the assembly may have substantially one turn such that the conductor of the conducting winding of the assembly rotates from 0° to 360° or less.
Один конец проводящей обмотки узла может быть электрически соединен с электрическим проводником, а другой конец проводящей обмотки узла может быть электрически соединен с другим электрическим проводником.One end of the assembly's conductive winding may be electrically connected to an electrical conductor, and the other end of the assembly's conductive winding may be electrically connected to another electrical conductor.
Кроме того, приемо-передающий узел может содержать приемо-передающее устройство, содержащее проводящую обмотку узла, имеющую корпус, причем электрические проводники соединены с корпусом.In addition, the transceiver node may contain a transceiver device containing a conductive winding of the node having a housing, and electrical conductors are connected to the housing.
Дополнительно, приемо-передающий узел может содержать промежуточную кольцевую муфту, имеющую канавку, в которой расположен проводник проводящей обмотки узла, причем промежуточная кольцевая муфта расположена на внутренней поверхности трубчатой металлической части и расположена между проводником проводящей обмотки узла и внутренней поверхностью, причем промежуточная кольцевая муфта выполнена из материала, имеющего более низкую электрическую проводимость, чем материал проводящей обмотки узла.Additionally, the transmitting-receiving assembly may comprise an intermediate annular coupling having a groove in which a conductor of a conductive winding of the assembly is located, wherein the intermediate annular coupling is located on the inner surface of the tubular metal part and is located between the conductor of the conducting winding of the assembly and the inner surface, wherein the intermediate annular coupling is configured from a material having a lower electrical conductivity than the material of the conductive winding of the assembly.
Также, промежуточная кольцевая муфта выполнена из материала, имеющего более низкую электрическую проводимость, чем материал скважинной трубчатой металлической конструкции/трубчатой металлической части.Also, the intermediate ring sleeve is made of a material having lower electrical conductivity than the material of the downhole tubular metal structure/tubular metal part.
Дополнительно, промежуточная кольцевая муфта выполнена из материала, имеющего высокую проницаемость силовыми линиями магнитного поля.Additionally, the intermediate ring coupling is made of a material having high permeability to magnetic field lines.
Кроме того, промежуточная кольцевая муфта может быть расположена в канавке в трубчатой металлической части скважинной трубчатой металлической конструкции.In addition, the intermediate ring sleeve may be located in a groove in the tubular metal portion of the downhole tubular metal structure.
Также, промежуточная кольцевая муфта может иметь длину вдоль осевого направления, по меньшей мере в два раза превышающую осевую протяженность проводника проводящей обмотки узла.Also, the intermediate ring coupling may have a length along the axial direction that is at least twice the axial length of the conductor of the conductive winding of the assembly.
Промежуточная кольцевая муфта может иметь длину более 50 мм.The intermediate ring coupling can have a length of more than 50 mm.
Кроме того, промежуточная кольцевая муфта может быть выполнена из феррита или подобного материала.In addition, the intermediate ring coupling may be made of ferrite or the like.
Промежуточная кольцевая муфта может быть выполнена из феррита или подобного материала, препятствующего прохождению силовых линий магнитного поля через трубчатую металлическую часть и скважинную трубчатую металлическую конструкцию.The intermediate ring sleeve may be made of ferrite or a similar material that prevents magnetic field lines from passing through the tubular metal portion and the downhole tubular metal structure.
Дополнительно, промежуточная кольцевая муфта может препятствовать прохождению силовых линий магнитного поля через трубчатую металлическую часть и скважинную трубчатую металлическую конструкцию во избежание генерации вихревых токов.Additionally, the intermediate ring coupling can prevent magnetic field lines from passing through the tubular metal part and the downhole tubular metal structure to avoid generation of eddy currents.
Кроме того, проводящая обмотка скважинного инструмента может представлять собой проводящую обмотку инструмента с одним витком, причем скважинный инструмент содержит множество проводящих обмоток инструмента с одним витком.In addition, the conductive winding of the downhole tool may be a conductive winding of the tool with a single turn, and the conductive winding of the downhole tool includes a plurality of conductive windings of the tool with one turn.
Дополнительно, каждый конец каждой из множества проводящих обмоток инструмента с одним витком может быть электрически соединен с электрическим проводником.Additionally, each end of each of the plurality of conductive windings of the single turn tool may be electrically connected to an electrical conductor.
Проводящая обмотка инструмента может быть выполнена из меди или подобного проводящего материала.The conductive winding of the tool may be made of copper or similar conductive material.
Кроме того, приемо-передающий узел может содержать множество проводящих обмоток узла с одним витком, расположенных каждая в канавке промежуточной кольцевой муфты.In addition, the transmitting-receiving unit may contain a plurality of conductive windings of the unit with one turn, each located in the groove of the intermediate ring coupling.
Дополнительно, промежуточная кольцевая муфта может быть расположена в канавке в трубчатой металлической части.Additionally, the intermediate ring coupling may be located in a groove in the tubular metal part.
Также, передача между проводящей обмоткой инструмента и проводящей обмоткой узла может осуществляться на частоте по меньшей мере 1 МГц, предпочтительно по меньшей мере 5 МГц, еще более предпочтительно по меньшей мере 10 МГц.Also, transmission between the conductive winding of the tool and the conductive winding of the assembly may be at a frequency of at least 1 MHz, preferably at least 5 MHz, even more preferably at least 10 MHz.
Кроме того, скважинная передающая система может иметь резонансную частоту выше 14 МГц.In addition, the downhole transmission system may have a resonant frequency higher than 14 MHz.
Дополнительно, проводящая обмотка инструмента может иметь осевую протяженность вдоль осевого направления и радиальную протяженность перпендикулярно осевой протяженности, причем осевая протяженность по меньшей мере на 50% больше радиальной протяженности.Additionally, the tool conductive winding may have an axial extent along the axial direction and a radial extent perpendicular to the axial direction, the axial extent being at least 50% greater than the radial extent.
Кроме того, проводник проводящей обмотки инструмента может иметь прямоугольную форму в поперечном сечении, имеющую радиальную протяженность вдоль осевого направления и радиальной протяженности, причем осевая протяженность по меньшей мере на 50% больше радиальной протяженности.In addition, the tool conductor may have a rectangular cross-sectional shape having a radial extent along the axial direction and a radial extent, the axial extent being at least 50% greater than the radial extent.
- 2 046359- 2 046359
Осевая протяженность проводящей обмотки инструмента может быть по меньшей мере 3 мм, предпочтительно более 5 мм.The axial extent of the tool's conductive winding may be at least 3 mm, preferably greater than 5 mm.
Дополнительно, радиальная протяженность проводящей обмотки скважинного инструмента может быть менее 1 мм.Additionally, the radial extent of the conductive winding of the downhole tool may be less than 1 mm.
Также, радиальная протяженность проводящей обмотки скважинного инструмента может быть менее 0,2 мм.Also, the radial extent of the conductive winding of the downhole tool may be less than 0.2 mm.
Дополнительно, радиальная протяженность проводящей обмотки скважинного инструмента может быть минимально возможной.Additionally, the radial extent of the conductive winding of the downhole tool can be as small as possible.
Дополнительно, каждый конец проводящей обмотки инструмента может быть электрически соединен с электрическим проводником.Additionally, each end of the conductive winding of the tool may be electrically connected to an electrical conductor.
Кроме того, проводящая обмотка скважинного инструмента может представлять собой проводящую обмотку инструмента с одним витком, причем инструмент содержит множество проводящих обмоток инструмента с одним витком.In addition, the conductive winding of the downhole tool may be a single-turn conductive tool winding, wherein the tool includes a plurality of single-turn conductive tool windings.
Каждый конец каждой из множества проводящих обмоток инструмента с одним витком может быть электрически соединен с электрическим проводником.Each end of each of the plurality of conductive windings of the single turn tool may be electrically connected to an electrical conductor.
Дополнительно, проводящая обмотка инструмента может быть выполнена из меди или подобного проводящего материала.Additionally, the conductive winding of the tool may be made of copper or a similar conductive material.
Дополнительно, скважинный инструмент может содержать множество проводящих обмоток инструмента с одним витком, расположенных каждая в канавке промежуточной кольцевой муфты.Additionally, the downhole tool may comprise a plurality of single-turn conductive tool windings each located in a groove of the intermediate ring sleeve.
Кроме того, скважинный инструмент может дополнительно содержать промежуточную кольцевую муфту, имеющую канавку, в которой расположена проводящая обмотка инструмента, причем промежуточная кольцевая муфта расположена на наружной поверхности корпуса инструмента и расположена между проводящей обмоткой инструмента и наружной поверхностью корпуса инструмента, причем промежуточная кольцевая муфта выполнена из материала, имеющего более низкую электрическую проводимость, чем материал проводящей обмотки инструмента.In addition, the downhole tool may further comprise an intermediate ring sleeve having a groove in which a conductive winding of the tool is located, wherein the intermediate ring sleeve is located on an outer surface of the tool body and is located between the conductive winding of the tool and the outer surface of the tool body, wherein the intermediate ring sleeve is made of a material having a lower electrical conductivity than the conductive winding material of the tool.
Также, промежуточная кольцевая муфта выполнена из материала, имеющего высокую проницаемость силовыми линиями магнитного поля.Also, the intermediate ring coupling is made of a material that has high permeability to magnetic field lines.
Промежуточная кольцевая муфта может быть расположена в канавке в корпусе инструмента.The intermediate ring coupling may be located in a groove in the tool body.
Дополнительно, промежуточная кольцевая муфта может иметь длину вдоль осевого направления, по меньшей мере в два раза превышающую осевую протяженность проводящей обмотки инструмента.Additionally, the intermediate annular coupling may have an axial length of at least twice the axial length of the tool conductive winding.
Также, промежуточная кольцевая муфта может быть выполнена из феррита или подобного материала, препятствующего прохождению силовых линий магнитного поля через корпус инструмента и позволяющего избежать генерации вихревых токов.Also, the intermediate ring coupling can be made of ferrite or a similar material that prevents the passage of magnetic field lines through the tool body and avoids the generation of eddy currents.
Дополнительно, промежуточная кольцевая муфта может быть выполнена из феррита или подобного материала.Additionally, the intermediate ring coupling may be made of ferrite or the like.
Промежуточная кольцевая муфта может препятствовать прохождению силовых линий магнитного поля через корпус инструмента во избежание генерации вихревых токов.The intermediate ring coupling can prevent the magnetic field lines from passing through the tool body to prevent the generation of eddy currents.
Дополнительно, скважинная передающая система согласно настоящему изобретению может содержать уплотнительные средства, расположенные вокруг электрических проводников в стенке.Additionally, the downhole transmission system of the present invention may include sealing means located around electrical conductors in the wall.
Кроме того, энергопотребляющее устройство может представлять собой датчиковый модуль.In addition, the power consuming device may be a sensor module.
Дополнительно, датчиковый модуль может содержать источник энергии, такой как батарея, топливный элемент, или может быть соединен с электрической линией управления.Additionally, the sensor module may contain a power source such as a battery, a fuel cell, or may be connected to an electrical control line.
Дополнительно, датчиковый модуль может содержать микроконтроллер.Additionally, the sensor module may include a microcontroller.
Также, датчиковый модуль может содержать модуль хранения.Also, the sensor module may include a storage module.
Датчиковый модуль может содержать датчик, такой как температурный датчик, датчик давления, или датчик, измеряющий солесодержание, содержание текучей среды, плотность и т.д.The sensor module may include a sensor such as a temperature sensor, a pressure sensor, or a sensor that measures salinity, fluid content, density, etc.
Дополнительно, датчиковый модуль может содержать несколько датчиков.Additionally, the sensor module may contain multiple sensors.
Кроме того, скважинная трубчатая металлическая конструкция может дополнительно содержать множество приемо-передающих узлов.In addition, the downhole tubular metal structure may additionally contain a plurality of transmitter-receiver units.
Дополнительно, скважинный инструмент может быть соединен с поверхностью посредством кабеля, и следовательно представлять собой спускаемый на кабеле скважинный инструмент.Additionally, the downhole tool may be connected to the surface via a cable, and therefore be a wireline downhole tool.
Скважинный инструмент может содержать батарею или несколько батарей.The downhole tool may contain a battery or multiple batteries.
Дополнительно, скважинный инструмент может представлять собой скважинный инструмент без кабеля.Additionally, the downhole tool may be a downhole tool without a cable.
Также, скважинный инструмент может содержать центратор, такой как скважинный трактор.Also, the downhole tool may include a centralizer, such as a downhole tractor.
Дополнительно, скважинный инструмент может содержать средства хранения.Additionally, the downhole tool may include storage means.
Кроме того, скважинный инструмент может содержать электронный модуль управления.In addition, the downhole tool may include an electronic control module.
Дополнительно, проводящая обмотка узла и промежуточная кольцевая муфта могут быть покрыты постоянным покрытием, таким как эпоксидная смола, резина и т.д.Additionally, the conductive winding of the assembly and the intermediate ring coupling may be coated with a permanent coating such as epoxy resin, rubber, etc.
Дополнительно, проводящая обмотка инструмента и промежуточная кольцевая муфта могут быть покрыты постоянным покрытием, таким как эпоксидная смола, резина и т.д.Additionally, the conductive winding of the tool and the intermediate ring coupling can be coated with a permanent coating such as epoxy resin, rubber, etc.
Кроме того, скважинная трубчатая металлическая конструкция может содержать затрубные барьеIn addition, the downhole tubular metal structure may contain annular barriers
- 3 046359 ры, выполненные с возможностью разжимания в затрубном пространстве с обеспечением изоляции между первой зоной и второй зоной, причем каждый затрубный барьер содержит трубчатую металлическую часть барьера, установленную как часть скважинной трубчатой металлической конструкции, разжимную металлическую муфту, окружающую трубчатую металлическую часть барьера и соединенную с ней с созданием кольцевого пространства, в которое может проходить текучая среда через отверстие в трубчатой металлической части барьера для разжимания разжимной металлической муфты.- 3 046359 ry, configured to expand in the annular space to provide isolation between the first zone and the second zone, each annular barrier comprising a tubular metal part of the barrier installed as part of the well tubular metal structure, an expandable metal sleeve surrounding the tubular metal part of the barrier and connected thereto to create an annular space into which fluid can pass through an opening in the tubular metal portion of the barrier to release the expandable metal coupling.
Наконец, датчиковый модуль может быть расположен в затрубном пространстве и выполнен с возможностью измерения свойства, такого как температура или давление, на одной стороне затрубного барьера внутри скважинной трубчатой металлической конструкции или внутри затрубного барьера.Finally, the sensor module may be located in the annular space and configured to measure a property, such as temperature or pressure, on one side of the annular barrier within the wellbore tubular metal structure or within the annular barrier.
Изобретение и его многочисленные преимущества описаны ниже более подробно со ссылками на прилагаемые схематические чертежи, на которых с целью иллюстрации показаны некоторые не ограничивающие варианты осуществления изобретения, и на которых:The invention and its many advantages are described in more detail below with reference to the accompanying schematic drawings, in which, for purposes of illustration, certain non-limiting embodiments of the invention are shown, and in which:
на фиг. 1 показан вид в частичном поперечном разрезе скважинной передающей системы;in fig. 1 is a partial cross-sectional view of a downhole transmission system;
на фиг. 2 показан вид в частичном поперечном разрезе части скважинной трубчатой металлической конструкции, имеющей приемо-передающий узел;in fig. 2 is a partial cross-sectional view of a portion of a downhole tubular metal structure having a transmitter/receiver assembly;
на фиг. 3 показана проводящая обмотка узла в перспективе;in fig. Figure 3 shows the conductive winding of the assembly in perspective;
на фиг. 4 показан вид в частичном поперечном разрезе части скважинного инструмента;in fig. 4 is a partial cross-sectional view of a portion of a downhole tool;
на фиг. 5 показана проводящая обмотка инструмента в перспективе;in fig. Figure 5 shows the conductive winding of the tool in perspective;
на фиг. 6А и 6В проиллюстрированы силовые линии магнитного поля, генерируемые проводящей обмоткой узла при передаче данных из приемо-передающего узла в скважинный инструмент;in fig. 6A and 6B illustrate magnetic field lines generated by the conductive winding of the assembly when transmitting data from the transmitter/receiver assembly to the downhole tool;
на фиг. 7 показан вид в частичном поперечном разрезе части скважинной трубчатой металлической конструкции, имеющей приемо-передающий узел, имеющий множество проводящих обмоток узла; и на фиг. 8 показан вид в частичном поперечном разрезе другой скважинной передающей системы.in fig. 7 is a partial cross-sectional view of a portion of a downhole tubular metal structure having a transmitter/receiver assembly having a plurality of conductive windings of the assembly; and in fig. 8 is a partial cross-sectional view of another downhole transmission system.
Все чертежи являются очень схематическими и не обязательно выполнены в масштабе, при этом на них показаны только те части, которые необходимы для пояснения изобретения, тогда как другие части не показаны или показаны без объяснения.All drawings are highly schematic and not necessarily to scale, showing only those parts necessary to explain the invention while other parts are not shown or are shown without explanation.
На фиг. 1 показана скважинная передающая система 100 для передачи данных через скважинную трубчатую металлическую конструкцию 2, расположенную в стволе 3 скважины 4. Скважинная передающая система содержит скважинную трубчатую металлическую конструкцию 2, имеющую осевое направление 1 и расположенную в стволе скважины с образованием затрубного пространства 5 между стволом скважины и скважинной трубчатой металлической конструкцией. Скважинная передающая система дополнительно содержит приемо-передающий узел 6, содержащий трубчатую металлическую часть 7, проводящую обмотку 11 узла, выполненную из проводника 19, и энергопотребляющее устройство 12. Трубчатая металлическая часть 7 установлена как часть скважинной трубчатой металлической конструкции, например посредством резьбы 68, и трубчатая металлическая часть имеет внутреннюю поверхность 8, наружную поверхность 9 и стенку 10. Проводящая обмотка 11 узла, такая как медное кольцо, соединена с внутренней поверхностью трубчатой металлической части, например в канавке трубчатой металлической части. Энергопотребляющее устройство 12, например датчиковый модуль, расположено в затрубном пространстве и соединено с наружной поверхностью 9. Энергопотребляющее устройство 12 соединено с проводящей обмоткой 11 узла посредством электрического проводника 14. Скважинная передающая система 100 дополнительно содержит скважинный инструмент 20, содержащий корпус 21 инструмента, наружную поверхность 22 корпуса инструмента и проводящую обмотку 23 инструмента. Как показано на фиг. 3, проводящая обмотка 11 узла имеет осевую протяженность 24 вдоль осевого направления 1 и радиальную протяженность 25 перпендикулярно осевой протяженности, причем осевая протяженность по меньшей мере на 50% больше радиальной протяженности.In fig. 1 shows a downhole transmission system 100 for transmitting data through a downhole tubular metal structure 2 located in the wellbore 3 of a well 4. The downhole transmission system includes a downhole tubular metal structure 2 having an axial direction 1 and located in the wellbore to form an annular space 5 between the wellbore and borehole tubular metal structure. The downhole transmission system further comprises a transmitter-receiver assembly 6 comprising a tubular metal portion 7, a conductive assembly winding 11 made of conductor 19, and a power consuming device 12. The tubular metal portion 7 is installed as part of a downhole tubular metal structure, for example, by means of a thread 68, and the tubular metal part has an inner surface 8, an outer surface 9 and a wall 10. The conductive winding 11 of the assembly, such as a copper ring, is connected to the inner surface of the tubular metal part, for example, in a groove of the tubular metal part. An energy-consuming device 12, for example a sensor module, is located in the annulus and connected to the outer surface 9. The energy-consuming device 12 is connected to the conductive winding 11 of the unit via an electrical conductor 14. The downhole transmission system 100 additionally contains a downhole tool 20, containing a tool body 21, an outer surface 22 tool body and conductive winding 23 tool. As shown in FIG. 3, the conductive winding 11 of the assembly has an axial extent 24 along the axial direction 1 and a radial extent 25 perpendicular to the axial extent, the axial extent being at least 50% greater than the radial extent.
Таким образом, проводящая обмотка 11 узла выполнена из проводника 19, причем проводник имеет прямоугольную форму в поперечном сечении так, что длина прямоугольника проходит вдоль осевого направления/осевой протяженности скважинной трубчатой металлической конструкции, а имеющая меньший размер ширина прямоугольника проходит вдоль радиальной протяженности. Известные обмотки выполнены из проводника, имеющего круглое поперечное сечение, а проводник намотан так, чтобы получить много витков обмотки, образующих электромагнитную катушку.Thus, the conductive winding 11 of the assembly is made of a conductor 19, the conductor having a rectangular shape in cross section such that the length of the rectangle extends along the axial direction/axial extent of the downhole tubular metal structure, and the smaller width of the rectangle extends along the radial extent. Known windings are made of a conductor having a circular cross-section, and the conductor is wound so as to obtain many winding turns forming an electromagnetic coil.
Благодаря наличию проводящей обмотки узла, выполненной из проводника, который имеет прямоугольное сечение, где осевая протяженность существенно больше радиальной протяженности и существенно большую осевую протяженность, чем в известных катушечных обмотках, получают существенно большую резонансную частоту проводящей обмотки узла, чем резонансная частота известных катушек, следовательно, приемо-передающий узел может осуществлять передачу и прием на существенно более высокой частоте, чем известные катушки. Это происходит благодаря тому факту, что передавать и получать данные можно только на частоте, которая ниже резонансной частоты приемо-передающей системы и, следовательно, если резонансная частота катушки низкая, то возможная частота передачи/приема должна быть еще ниже.Due to the presence of a conductive winding of the unit, made of a conductor that has a rectangular cross-section, where the axial extent is significantly greater than the radial extent and a significantly larger axial extent than in known coil windings, a significantly higher resonant frequency of the conductive winding of the unit is obtained than the resonant frequency of known coils, therefore , the transceiver node can transmit and receive at a significantly higher frequency than known coils. This is due to the fact that data can only be transmitted and received at a frequency that is lower than the resonant frequency of the transceiver system and, therefore, if the resonant frequency of the coil is low, then the possible transmit/receive frequency must be even lower.
Кроме того, благодаря наличию проводящей обмотки узла, выполненной из проводника, имеющего прямоугольное сечение, сопротивление обмотки уменьшено до минимума при сохранении постояннойIn addition, due to the presence of a conductive winding of the unit, made of a conductor having a rectangular cross-section, the winding resistance is reduced to a minimum while maintaining a constant
- 4 046359 индуктивности. Индуктивность определяется физическими параметрами, т.е. площадью, охватываемой обмоткой, тогда как сопротивление определяется площадью поперечного сечения проводника обмотки.- 4 046359 inductance. Inductance is determined by physical parameters, i.e. the area covered by the winding, while resistance is determined by the cross-sectional area of the winding conductor.
На высоких частотах, используемых в настоящем изобретении, возникает явление, называемое поверхностный эффект, который представляет собой измерение того, какое количество обмотки фактически используется для проведения тока в проводнике/обмотке. Благодаря наличию прямоугольной формы в поперечном сечении проводника обмотки используется больше обмотки.At the high frequencies used in the present invention, a phenomenon called skin effect occurs, which is a measurement of how much of the winding is actually used to conduct current in the conductor/winding. Due to the rectangular shape of the winding conductor cross-section, more winding is used.
Как показано на фиг. 2, проводник проводящей обмотки 11 узла имеет прямоугольную форму в поперечном сечении. Осевая протяженность составляет по меньшей мере 3 мм, предпочтительно более 5 мм. Радиальная протяженность проводящей обмотки 11 узла составляет менее 1 мм, предпочтительно менее 0,5 мм, более предпочтительно радиальная протяженность составляет менее 0,2 мм. Радиальная протяженность проводника 19 проводящей обмотки 11 узла предпочтительно выполнена минимально возможной. Скважинная передающая система имеет резонансную частоту выше 14 МГц. Передача между проводящей обмоткой инструмента и проводящей обмоткой узла происходит на частоте по меньшей мере 1 МГц, предпочтительно по меньшей мере 5 МГц, еще более предпочтительно по меньшей мере 10 МГц. Таким образом, передача данных может осуществляться намного быстрее, чем в известной системе, осуществляющей передачу на частоте 50 Гц, и передача энергии от инструмента к энергопотребляющему устройству также может происходить намного быстрее, чем в известной системе, без необходимости использования электрических линий управления. Таким образом, скважина может иметь более эффективную конструкцию, когда можно избежать использования электрических линий управления. Для того, чтобы передавать еще больше энергии, можно использовать множество проводящих обмоток узла, например, одну для обмена данными и одну для передачи энергии. Энергия и данные будут передаваться сразу же.As shown in FIG. 2, the conductor of the conductive winding 11 of the node has a rectangular shape in cross section. The axial extent is at least 3 mm, preferably more than 5 mm. The radial extent of the conductive winding 11 of the assembly is less than 1 mm, preferably less than 0.5 mm, more preferably the radial extent is less than 0.2 mm. The radial extent of the conductor 19 of the conductive winding 11 of the node is preferably made as small as possible. The downhole transmission system has a resonant frequency above 14 MHz. The transmission between the conductive winding of the tool and the conductive winding of the assembly occurs at a frequency of at least 1 MHz, preferably at least 5 MHz, even more preferably at least 10 MHz. Thus, data transmission can be much faster than the prior art system transmitting at 50 Hz, and power transfer from the tool to the power consuming device can also be much faster than the prior art system without the need for electrical control lines. Thus, the well can be designed more efficiently when the use of electrical control lines can be avoided. In order to transmit even more power, multiple conductive windings of the assembly can be used, for example, one for data communication and one for power transmission. Energy and data will be transferred immediately.
Скважинный инструмент может передавать энергию и/или данные на нескольких частотах, таких как 10-20 МГц, например на 13.56 МГц, и на более низкой частоте 1 МГц, так что если данные на высокой частоте не получены, сигналы на более низкой частоте скорее всего будут получены и подтвердят, что система работает, но требует некоторых регулировок. Одна регулировка может заключаться в смещении скважинного инструмента относительно центра, как показано на фиг. 6В. Часто, когда инструмент осуществляет передачу, но ничего не принимает, оператор склоняется к выводу, что инструмент не работает, и благодаря передаче энергии/данных на частотах еще ниже 1 МГц, помимо передачи на высоких частотах 10-20 МГц, если что-то было передано, оператор получает информацию о том, что способность инструмента в передаче ухудшилась. Таким образом, благодаря передаче энергии или обмену данными на более низкой частоте, например 1 МГц, данная низкая частота представляет собой вспомогательную частоту.The downhole tool may transmit power and/or data at multiple frequencies such as 10-20 MHz, such as 13.56 MHz, and at a lower frequency of 1 MHz, so if data at the high frequency is not received, signals at the lower frequency are likely will be received and confirm that the system is working, but requires some adjustments. One adjustment may be to offset the downhole tool from the center, as shown in FIG. 6B. Often when a tool is transmitting but not receiving anything, the operator is inclined to conclude that the tool is not working, and by transmitting power/data at frequencies even lower than 1 MHz, in addition to transmitting at high frequencies of 10-20 MHz, if something was transmitted, the operator receives information that the tool's ability to transmit has deteriorated. Thus, by transmitting power or exchanging data at a lower frequency, such as 1 MHz, this low frequency is an auxiliary frequency.
Электрический проводник 14 проходит через стенку 10 трубчатой металлической части, т.е. стенку скважинной трубчатой металлической конструкции 2 в стволе 28, для его соединения с корпусом 16 приемо-передающего устройства 36, расположенного на наружной поверхности трубчатой металлической части 7. Приемо-передающее устройство 36 содержит проводящую обмотку 11 узла, хотя и расположено на внутренней поверхности трубчатой металлической части.The electrical conductor 14 passes through the wall 10 of the tubular metal part, i.e. wall of the downhole tubular metal structure 2 in the barrel 28, for its connection with the housing 16 of the receiving and transmitting device 36, located on the outer surface of the tubular metal part 7. The receiving and transmitting device 36 contains a conductive winding 11 of the node, although it is located on the inner surface of the tubular metal parts.
Приемо-передающий узел с фиг. 2 дополнительно содержит промежуточную кольцевую муфту 17, имеющую канавку 18, в которой расположена проводящая обмотка узла так, что проводник 19 проводящей обмотки узла расположен в канавке. Промежуточная кольцевая муфта 17 расположена в канавке 33 на внутренней поверхности 8 трубчатой металлической части 7 и расположена между проводником проводящей обмотки 11 узла и внутренней поверхностью. Промежуточная кольцевая муфта 17 выполнена из материала, имеющего более низкую электрическую проводимость, чем материал проводящей обмотки узла и скважинной трубчатой металлической конструкции/трубчатой металлической части, так что промежуточная кольцевая муфта препятствует прохождению силовых линий 73 магнитного поля (показаны на фиг. 6А и 6В) через трубчатую металлическую часть, представляющую собой часть скважинной трубчатой металлической конструкции, во избежание генерации вихревых токов. Вихревые токи нарушают как передачу энергии, так и передачу данных, т.е. обмен данными между приемо-передающим узлом и инструментом. Промежуточная кольцевая муфта выполнена из материала, имеющего высокую проницаемость силовыми линиями магнитного поля.The transceiver node from FIG. 2 further includes an intermediate ring coupling 17 having a groove 18 in which the conductive winding of the assembly is located so that the conductor 19 of the conductive winding of the assembly is located in the groove. The intermediate ring coupling 17 is located in the groove 33 on the inner surface 8 of the tubular metal part 7 and is located between the conductor of the conductive winding 11 of the unit and the inner surface. The intermediate ring coupling 17 is made of a material having a lower electrical conductivity than the material of the conductive winding of the assembly and the downhole tubular metal structure/tubular metal part, so that the intermediate ring coupling prevents the passage of the magnetic field lines 73 (shown in FIGS. 6A and 6B) through the tubular metal part, which is part of the downhole tubular metal structure, to avoid the generation of eddy currents. Eddy currents disrupt both energy and data transmission, i.e. data exchange between the transmitting and receiving node and the instrument. The intermediate ring coupling is made of a material that has high permeability to magnetic field lines.
Кроме того, чем тоньше проводник проводящей обмотки узла, т.е. при выполнении радиальной протяженности проводника проводящей обмотки узла минимально возможной, тем меньше вихревых токов генерируется в проводящей обмотке узла при передаче энергии или обмене данными при переменном токе (АС). То же относится к проводящей обмотке инструмента.In addition, the thinner the conductor of the conductive winding of the node, i.e. when the radial extent of the conductor of the conductive winding of the node is kept to the minimum possible, the less eddy currents are generated in the conductive winding of the node when transmitting energy or exchanging data with alternating current (AC). The same applies to the conductive winding of the tool.
Как показано на фиг. 2, энергопотребляющее устройство может представлять собой датчиковый модуль 42. Датчиковый модуль может быть соединен с корпусом приемопередающего устройства, но может быть выполнен отдельно от него в другом варианте осуществления. Датчиковый модуль 42 содержит источник 43 энергии, такой как батарея, топливный элемент, однако в другом варианте осуществления датчиковый модуль соединен с электрической линией управления (не показана), функционирующей как источник энергии. Датчиковый модуль дополнительно содержит микроконтроллер 44 и модуль 45 хранения. Кроме того, датчиковый модуль содержит датчик 46, такой как температурный датчик, датAs shown in FIG. 2, the power consuming device may be a sensor module 42. The sensor module may be coupled to the body of the transceiver device, but may be configured separately from it in another embodiment. Sensor module 42 includes a power source 43, such as a battery, a fuel cell, however, in another embodiment, the sensor module is coupled to an electrical control line (not shown) that functions as the power source. The sensor module further includes a microcontroller 44 and a storage module 45. In addition, the sensor module includes a sensor 46, such as a temperature sensor, date
- 5 046359 чик давления, или датчик, измеряющий солесодержание, содержание текучей среды, плотность и т.д. Датчиковый модуль может содержать несколько датчиков и/или несколько различных датчиков. Для уплотнения внутреннего объема скважинной трубчатой металлической конструкции относительно затрубного пространства вокруг электрических проводников в стенке 10 трубчатой металлической части 7 расположены уплотнительные средства 41.- 5 046359 pressure gauge, or sensor measuring salinity, fluid content, density, etc. A sensor module may contain several sensors and/or several different sensors. To seal the internal volume of the downhole tubular metal structure relative to the annular space around the electrical conductors, sealing means 41 are located in the wall 10 of the tubular metal part 7.
Когда скважинный инструмент 20 расположен внутри внешней границы 74 магнитного потока, показанной на фиг. 6А и 6В, скважинный инструмент может проверять уровень энергии источника энергии, такого как батарея приемо-передающего узла.When the downhole tool 20 is positioned within the outer magnetic flux boundary 74 shown in FIG. 6A and 6B, the downhole tool can check the energy level of a power source, such as a battery of a transceiver unit.
Как показано на фиг. 2, промежуточная кольцевая муфта имеет длину L вдоль осевого направления, которая по меньшей мере в два раза превышает осевую протяженность проводника 19 проводящей обмотки 11 узла. Промежуточная кольцевая муфта выполнена из феррита или подобного материала, препятствующего прохождению силовых линий магнитного поля через трубчатую металлическую часть и скважинную трубчатую металлическую конструкцию. Таким образом, вихревые токи практически полностью исключены, а сигнал данных при скачивании данных из датчикового модуля представляет собой чистый сигнал, который можно легко прочесть. Как показано на фиг. 6А, силовые линии 73 магнитного поля направлены радиально внутрь, однако промежуточная кольцевая муфта препятствует прохождению силовых линий магнитного поля через стенку 10 трубчатой металлической части 7.As shown in FIG. 2, the intermediate ring coupling has a length L along the axial direction, which is at least twice the axial length of the conductor 19 of the conductive winding 11 of the node. The intermediate ring coupling is made of ferrite or a similar material that prevents magnetic field lines from passing through the tubular metal part and the downhole tubular metal structure. Thus, eddy currents are almost completely eliminated, and the data signal when downloading data from the sensor module is a clean signal that can be easily read. As shown in FIG. 6A, the magnetic field lines 73 are directed radially inward, however, the intermediate ring coupling prevents the magnetic field lines from passing through the wall 10 of the tubular metal part 7.
Как показано на фиг. 2, проводящая обмотка 11 узла является наиболее удаленной от трубчатой металлической части 7 деталью, в результате чего прохождению силовых линий магнитного поля между приемо-передающим узлом и инструментом препятствует только текучая среда, протекающая в скважинной трубчатой металлической конструкции.As shown in FIG. 2, the conductive winding 11 of the unit is the part farthest from the tubular metal part 7, as a result of which the passage of magnetic field lines between the receiving and transmitting unit and the tool is prevented only by the fluid flowing in the downhole tubular metal structure.
В другом варианте осуществления изобретения проводник 19 проводящей обмотки 11 узла и промежуточная кольцевая муфта могут быть расположены в углублении, т.е. расположены несколько ниже внутренней поверхности, чтобы оставить место для защитного покрытия, предназначенного для защиты от скважинной текучей среды.In another embodiment of the invention, the conductor 19 of the conductive winding 11 of the node and the intermediate ring coupling can be located in the recess, i.e. located slightly below the inner surface to leave room for a protective coating designed to protect against well fluid.
Как показано на фиг. 3, проводящая обмотка узла имеет по существу один виток, что означает, что проводник 19 проводящей обмотки 11 узла поворачивает от 0° до 360° или меньше, следовательно, проводящая обмотка узла представляет собой проводящую обмотку узла с одним витком. Проводник проводящей обмотки узла выполнен из меди или подобного проводящего материала. Один конец 15 проводящей обмотки узла электрически соединен с электрическим проводником 14, а другой конец 15 проводящей обмотки узла электрически соединен с другим электрическим проводником 14. Каждый электрический проводник проходит через стенку трубчатой металлической части и электрически соединен с корпусом, расположенным на наружной поверхности трубчатой металлической части/скважинной трубчатой металлической конструкции. Проводник проводящей обмотки узла имеет форму плоского тонкого кольца, выполненного, например, из меди, причем осевая протяженность превышает 5 мм, а радиальная протяженность не превышает 0,5 мм.As shown in FIG. 3, the assembly conductive winding has substantially one turn, which means that the conductor 19 of the assembly conductive winding 11 rotates from 0° to 360° or less, therefore, the assembly conductive winding is a single turn assembly conductive winding. The conductor of the conductive winding of the assembly is made of copper or similar conductive material. One end 15 of the assembly conductive winding is electrically connected to an electrical conductor 14, and the other end 15 of the assembly conductive winding is electrically connected to another electrical conductor 14. Each electrical conductor passes through the wall of the tubular metal portion and is electrically connected to a housing located on the outer surface of the tubular metal portion. /well tubular metal structure. The conductor of the conductive winding of the unit has the shape of a flat thin ring made, for example, of copper, with the axial length exceeding 5 mm and the radial length not exceeding 0.5 mm.
На фиг. 4 показана часть скважинного инструмента 20, причем небольшая часть корпуса инструмента показана в виде в поперечном сечении для иллюстрации положения и конфигурации проводящей обмотки 23 инструмента. Как показано на фиг. 5, проводящая обмотка 23 инструмента имеет проводник 29, имеющий осевую протяженность 26 вдоль осевого направления, и проводник проводящей обмотки инструмента имеет радиальную протяженность 27 перпендикулярно осевой протяженности. Как показано на фиг. 4, осевая протяженность по меньшей мере на 50% больше радиальной протяженности. Проводник проводящей обмотки инструмента имеет прямоугольную форму в поперечном сечении. Осевая протяженность проводника проводящей обмотки инструмента составляет по меньшей мере 3 мм, предпочтительно более 5 мм. Радиальная протяженность проводника проводящей обмотки инструмента составляет менее 1 мм, предпочтительно менее 0,5 мм, еще более предпочтительно радиальная протяженность составляет менее 0,2 мм. Радиальная протяженность проводника проводящей обмотки инструмента предпочтительно выполнена минимально возможной.In fig. 4 shows a portion of the downhole tool 20, with a small portion of the tool body shown in cross-sectional view to illustrate the position and configuration of the conductive winding 23 of the tool. As shown in FIG. 5, the tool conductive winding 23 has a conductor 29 having an axial extent 26 along the axial direction, and the tool conductive winding conductor has a radial extent 27 perpendicular to the axial extent. As shown in FIG. 4, the axial extent is at least 50% greater than the radial extent. The conductor of the conductive winding of the tool has a rectangular shape in cross section. The axial extent of the conductor of the conductive winding of the tool is at least 3 mm, preferably more than 5 mm. The radial extent of the conductor winding of the tool is less than 1 mm, preferably less than 0.5 mm, even more preferably the radial extent is less than 0.2 mm. The radial extent of the conductor of the conductive winding of the tool is preferably made as small as possible.
Скважинный инструмент с фиг. 4 дополнительно содержит промежуточную кольцевую муфту 32, имеющую канавку 33, в которой расположены проводник проводящей обмотки инструмента. Промежуточная кольцевая муфта 32 расположена в канавке 34 на наружной поверхности 22 корпуса 21 инструмента и, таким образом, расположена между проводящей обмоткой 23 инструмента и наружной поверхностью корпуса инструмента. Промежуточная кольцевая муфта 32 выполнена из материала, имеющего более низкую электрическую проводимость, чем проводимость проводника проводящей обмотки инструмента, так что промежуточная кольцевая муфта 32 препятствует прохождению силовых линий 73 магнитного поля (показаны на фиг. 6А и 6В) через корпус инструмента во избежание генерации вихревых токов. Промежуточная кольцевая муфта 32 выполнена из феррита или подобного материала, препятствующего прохождению силовых линий магнитного поля через корпус инструмента. Таким образом, вихревые токи практически полностью исключены, а сигнал данных при скачивании данных из датчикового модуля представляет собой чистый сигнал, который можно легко прочесть без необходимости использования сложной фильтрации шумов. Как показано на фиг. 6А, силовые линии 73 магнитного поля направлены радиально внутрь, однако промежуточная кольцевая муфта препятствует прохождению силовыхDownhole tool from Fig. 4 further includes an intermediate ring coupling 32 having a groove 33 in which the conductor of the conductive winding of the tool is located. The intermediate ring sleeve 32 is located in a groove 34 on the outer surface 22 of the tool body 21 and is thus located between the conductive winding 23 of the tool and the outer surface of the tool body. The intermediate ring coupling 32 is made of a material having a lower electrical conductivity than the conductor conductor of the conductive winding of the tool, so that the intermediate ring coupling 32 prevents the passage of magnetic field lines 73 (shown in FIGS. 6A and 6B) through the tool body to avoid the generation of vortex currents The intermediate ring coupling 32 is made of ferrite or a similar material that prevents magnetic field lines from passing through the tool body. In this way, eddy currents are almost completely eliminated, and the data signal when downloading data from the sensor module is a clean signal that can be easily read without the need for complex noise filtering. As shown in FIG. 6A, the magnetic field lines 73 are directed radially inward, however, the intermediate ring coupling prevents the passage of the force
- 6 046359 линий магнитного поля через стенку корпуса инструмента.- 6 046359 magnetic field lines through the wall of the instrument body.
Как показано на фиг. 4, проводник проводящей обмотки 23 инструмента является наиболее удаленной от корпуса инструмента деталью, в результате чего прохождению силовых линий магнитного поля между приемо-передающим узлом и скважинным инструментом 20 препятствует только текучая среда, протекающая в скважинной трубчатой металлической конструкции.As shown in FIG. 4, the conductor of the conductive winding 23 of the tool is the part farthest from the tool body, as a result of which the passage of magnetic field lines between the receiving-transmitting unit and the downhole tool 20 is prevented only by the fluid flowing in the downhole tubular metal structure.
Как показано на фиг. 5, проводящая обмотка 23 скважинного инструмента имеет по существу один виток, что означает, что проводник проводящей обмотки инструмента поворачивает от 0° до 360° или меньше, следовательно, проводящая обмотка инструмента представляет собой проводящую обмотку инструмента с одним витком. Проводящая обмотка узла выполнена из меди или подобного проводящего материала. Один конец 31 проводящей обмотки инструмента электрически соединен с электрическим проводником 14, а другой конец 31 проводящей обмотки инструмента электрически соединен с другим электрическим проводником 14. Каждый электрический проводник 14 проходит в корпус инструмента.As shown in FIG. 5, the conductive winding of the downhole tool 23 has substantially one turn, which means that the conductor of the conductive winding of the tool rotates from 0° to 360° or less, therefore, the conductive winding of the tool is a conductive winding of the tool with one turn. The conductive winding of the assembly is made of copper or similar conductive material. One end 31 of the tool conductive winding is electrically connected to an electrical conductor 14, and the other end 31 of the tool conductive winding is electrically connected to another electrical conductor 14. Each electrical conductor 14 extends into the tool body.
На фиг. 6А и 6В проиллюстрированы силовые линии магнитного поля, генерируемые проводящей обмоткой 11 узла с одним витком в процессе передачи данных из приемо-передающего узла в скважинный инструмент. Силовые линии магнитного поля, генерируемые проводящей обмоткой 11 узла с одним витком, проходят радиально в скважинную трубчатую металлическую конструкцию 2 с созданием внешней границы 74 магнитного потока, образующей область, в которой может происходить надлежащая передача. Благодаря тому факту, что проводник проводящей обмотки узла генерирует силовые линии магнитного поля вдоль всей внутренней окружности скважинной трубчатой металлической конструкции/трубчатой металлической части, магнитный поток, т.е. сигнал, является более однородным в центре скважинной трубчатой металлической конструкции/трубчатой металлической части, чем вблизи ее внутренней поверхности. Как показано на фиг. 6А, скважинный инструмент 20 выровнен по центру и скважинный инструмент показан в его двух наружных положениях, что отражает максимальный диапазон 71 передачи, когда проводящая обмотка 23 скважинного инструмента с одним витком способна передавать и/или принимать энергию и/или данные от проводящей обмотки 11 узла с одним витком. Как показано на фиг. 6В, скважинный инструмент 20 смещен относительно центра и скважинный инструмент показан в его двух наружных положениях, что отражает максимальный диапазон 72 передачи, когда проводящая обмотка 23 скважинного инструмента с одним витком способна передавать и/или принимать энергию и/или данные от проводящей обмотки 11 узла с одним витком. Как показано на фиг. 6В, диапазон 72 передачи для смещенного относительно центра инструмента меньше, чем диапазон 71 передачи для выровненного по центру инструмента, как показано на фиг. 6А. Таким образом, выровненный по центру скважинный инструмент имеет большее расстояние до проводника проводящей обмотки узла, однако инструмент находится в пределах внешней границы 74 магнитного потока в течение более длительного периода времени и, следовательно, может осуществлять передачу и/или прием на большее осевое расстояние. Таким образом, выровненный по центру инструмент может иметь возможность перемещаться быстрее, чем смещенный относительно центра скважинный инструмент в зависимости от потери текучей среды в скважинной трубчатой металлической конструкции между скважинным инструментом и приемопередающим узлом. Если текучая среда имеет такой состав, что текучая среда в скважинной трубчатой металлической конструкции слишком сильно снижает передающую способность между обмоткой, необходимо сместить скважинный инструмент относительно центра при прохождении приемо-передающих узлов.In fig. 6A and 6B illustrate the magnetic field lines generated by the conductive winding 11 of the single turn assembly during the transmission of data from the transmitter/receiver assembly to the downhole tool. The magnetic field lines generated by the single-turn assembly conductive winding 11 extend radially into the downhole tubular metal structure 2 to create an outer magnetic flux boundary 74 defining an area in which proper transmission can occur. Due to the fact that the conductor of the conductive winding of the assembly generates magnetic field lines along the entire inner circumference of the downhole tubular metal structure/tubular metal part, the magnetic flux, i.e. the signal is more uniform at the center of the downhole tubular metal structure/tubular metal part than near its inner surface. As shown in FIG. 6A, the downhole tool 20 is centered and the downhole tool is shown in its two outer positions, which reflects the maximum transmission range 71 when the conductive winding 23 of the downhole tool with one turn is capable of transmitting and/or receiving energy and/or data from the conductive winding 11 of the assembly. with one turn. As shown in FIG. 6B, the downhole tool 20 is offset from center and the downhole tool is shown in its two outer positions, which reflects the maximum transmission range 72 when the conductive winding 23 of the downhole tool with one turn is capable of transmitting and/or receiving energy and/or data from the conductive winding 11 of the assembly. with one turn. As shown in FIG. 6B, the gear range 72 for the off-center tool is smaller than the gear range 71 for the center-aligned tool, as shown in FIG. 6A. Thus, the center-aligned downhole tool has a greater distance from the assembly's conductive winding conductor, but the tool is within the outer magnetic flux boundary 74 for a longer period of time and therefore can transmit and/or receive over a greater axial distance. Thus, a center-aligned tool may be able to move faster than an off-center tool depending on the loss of fluid in the downhole tubular metal structure between the downhole tool and the transmitter-receiver assembly. If the fluid composition is such that the fluid in the downhole tubular metal structure reduces the transmission capacity between the windings too much, it is necessary to offset the downhole tool relative to the center when passing the transmitter-receiver assemblies.
Как показано на фиг. 7, скважинная трубчатая металлическая конструкция дополнительно содержит три проводящих обмотки узла, причем каждый конец, т.е. каждый из шести концов, электрически соединен с корпусом 16, расположенным на наружной поверхности, через электрические проводники, для подачи энергии к датчиковому модулю или получения данных из датчикового модуля 42. Таким образом, приемо-передающий узел содержит множество проводящих обмоток 11 узла с одним витком. Каждая из множества проводящих обмоток узла с одним витком расположена в канавке промежуточной кольцевой муфты 17. Благодаря наличию множества обмоток узла возможно осуществлять передачу и прием энергии или данных на большей длине скважинной трубчатой металлической конструкции и, следовательно, скважинный инструмент может передавать и/или принимать энергию и/или данные, даже перемещаясь при более высокой скорости, чем если бы скважинная трубчатая металлическая конструкция имела только один приемо-передающий узел.As shown in FIG. 7, the downhole tubular metal structure further contains three conductive windings of the assembly, each end, i.e. each of the six ends is electrically connected to the housing 16 located on the outer surface through electrical conductors to supply power to the sensor module or receive data from the sensor module 42. Thus, the transmitter-receiver node contains a plurality of conductive node windings 11 with one turn . Each of the multiple conductive windings of the single-turn assembly is located in a groove of the intermediate ring coupling 17. By having multiple windings of the assembly, it is possible to transmit and receive energy or data over a greater length of the downhole tubular metal structure and, therefore, the downhole tool can transmit and/or receive energy and/or data, even moving at a higher speed than if the downhole tubular metal structure had only one transmitter/receiver node.
Скважинный инструмент с фиг. 8 содержит множество проводящих обмоток инструмента с одним витком, причем каждая из них расположена в канавке промежуточной кольцевой муфты. Как показано на фиг. 1, скважинный инструмент 20 соединен с поверхностью через кабель 47 и, таким образом, представляет собой спускаемый на кабеле скважинный инструмент, а показанный на фиг. 8 скважинный инструмент содержит батарею 55 и скважинный инструмент представляет собой скважинный инструмент без кабеля, перемещающийся автономным образом в скважине. Скважинный инструмент содержит центратор 56 для центрирования скважинного инструмента в скважине, как показано на фиг. 6А. Центратор с фиг. 8 представляет собой скважинный трактор 57, который может также продвигать скважинный инструмент вперед в скважине, т.е. являться самопродвигаемым. Скважинный инструмент дополнительно содержит средства 58 хранения и электронный модуль 59 управления.Downhole tool from Fig. 8 contains a plurality of single-turn conductive tool windings, each of which is located in a groove of the intermediate ring coupling. As shown in FIG. 1, the downhole tool 20 is connected to the surface via a cable 47 and is thus a wireline downhole tool, and the one shown in FIG. 8, the downhole tool includes a battery 55 and the downhole tool is a cableless downhole tool that moves autonomously in the well. The downhole tool includes a centralizer 56 for centering the downhole tool in the well, as shown in FIG. 6A. The centralizer from Fig. 8 is a downhole tractor 57 that can also push the downhole tool forward in the hole, i.e. be self-promoting. The downhole tool further includes storage means 58 and an electronic control module 59.
--
Claims (20)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP18178567.6 | 2018-06-19 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA046359B1 true EA046359B1 (en) | 2024-03-06 |
Family
ID=
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11408279B2 (en) | System and method for navigating a wellbore and determining location in a wellbore | |
| US8334786B2 (en) | Down-hole wireless communication system | |
| RU2359120C2 (en) | Methods, device and systems for receiving of information about geological formation by means of sensors, installed on casing pipe in borehole | |
| EP2952675B1 (en) | External hollow antenna | |
| US6978833B2 (en) | Methods, apparatus, and systems for obtaining formation information utilizing sensors attached to a casing in a wellbore | |
| US10760413B2 (en) | Electromagnetic telemetry for sensor systems deployed in a borehole environment | |
| US8810428B2 (en) | Electrical transmission between rotating and non-rotating members | |
| US20140266210A1 (en) | Apparatus and methods of communication with wellbore equipment | |
| EP1321780B1 (en) | Retrievable, formation resistivity tool, having a slotted collar | |
| EP1699997B1 (en) | A telescopic data coupler | |
| BR112012022232B1 (en) | apparatus and method for estimating a land formation property | |
| GB2560258A (en) | A subassembly for a bottom hole assembly of a drill string with a power link | |
| US12065894B2 (en) | System and method for navigating a wellbore and determining location in a wellbore | |
| CN107109924A (en) | Communicated across the band gap of the drilling tool with improved outside | |
| EA046359B1 (en) | WELL TRANSMISSION SYSTEM | |
| CN115370302B (en) | Passive magnetic steering while drilling system and method | |
| NO20160016A1 (en) | Wireless transmission of well formation information | |
| AU2019290985B2 (en) | Downhole transfer system | |
| US20120313741A1 (en) | Data Transmission Apparatus Comprising a Helically Wound Conductor | |
| US20240344452A1 (en) | Device for acquiring and sending data between oil or gas well strings |