RU2646287C1 - Telemetry system of wellbore monitoring - Google Patents
Telemetry system of wellbore monitoring Download PDFInfo
- Publication number
- RU2646287C1 RU2646287C1 RU2017116910A RU2017116910A RU2646287C1 RU 2646287 C1 RU2646287 C1 RU 2646287C1 RU 2017116910 A RU2017116910 A RU 2017116910A RU 2017116910 A RU2017116910 A RU 2017116910A RU 2646287 C1 RU2646287 C1 RU 2646287C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- generator
- housing
- module
- control board
- transmitting
- Prior art date
Links
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 41
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 33
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000005674 electromagnetic induction Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 22
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 abstract description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 7
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940127573 compound 38 Drugs 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 2
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 241000208202 Linaceae Species 0.000 description 1
- 235000004431 Linum usitatissimum Nutrition 0.000 description 1
- 230000002457 bidirectional effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 230000001771 impaired effect Effects 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 238000001208 nuclear magnetic resonance pulse sequence Methods 0.000 description 1
- PIDFDZJZLOTZTM-KHVQSSSXSA-N ombitasvir Chemical compound COC(=O)N[C@@H](C(C)C)C(=O)N1CCC[C@H]1C(=O)NC1=CC=C([C@H]2N([C@@H](CC2)C=2C=CC(NC(=O)[C@H]3N(CCC3)C(=O)[C@@H](NC(=O)OC)C(C)C)=CC=2)C=2C=CC(=CC=2)C(C)(C)C)C=C1 PIDFDZJZLOTZTM-KHVQSSSXSA-N 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000013024 troubleshooting Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
- E21B47/18—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry
- E21B47/20—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves through the well fluid, e.g. mud pressure pulse telemetry by modulation of mud waves, e.g. by continuous modulation
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04B—TRANSMISSION
- H04B13/00—Transmission systems characterised by the medium used for transmission, not provided for in groups H04B3/00 - H04B11/00
- H04B13/02—Transmission systems in which the medium consists of the earth or a large mass of water thereon, e.g. earth telegraphy
-
- H—ELECTRICITY
- H04—ELECTRIC COMMUNICATION TECHNIQUE
- H04B—TRANSMISSION
- H04B5/00—Near-field transmission systems, e.g. inductive or capacitive transmission systems
- H04B5/20—Near-field transmission systems, e.g. inductive or capacitive transmission systems characterised by the transmission technique; characterised by the transmission medium
- H04B5/24—Inductive coupling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Computer Networks & Wireless Communication (AREA)
- Signal Processing (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для передачи информации между забоем и устьем и может быть использовано для определения направления бурения скважин с горизонтальным участком, в том числе непосредственно в процессе бурения роторным способом.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to devices for transmitting information between the face and wellhead and can be used to determine the direction of drilling of wells with a horizontal section, including directly during the rotary drilling process.
Известна забойная телеметрическая система с двунаправленным гидравлическим каналом связи, содержащая скважинный прибор, инициатор импульсов давления в буровом растворе и наружный корпус, являющийся одновременно бурильной трубой, в которой центраторы скважинного прибора имеют резинометаллическую конструкцию на каждом модуле, причем все модули связаны между собой с помощью быстроразъемных герметичных электрических соединений, а инициатор импульсов давления снабжен встроенным датчиком определения циркуляции бурового раствора, выполнен на основе роторного клапана возвратно-поворотного типа, размещенного в коротком циркуляционном переводнике, и подсоединен к скважинному прибору с помощью кабеля, размещенного в герметичном корпусе с многоконтактным разъемом (патент RU №152446, кл. Е21В 47/20, опубл. 27.05.2015, бюл. №15).A downhole telemetry system with a bi-directional hydraulic communication channel is known, comprising a downhole tool, an initiator of pressure pulses in the drilling fluid and an outer casing, which is also a drill pipe, in which the centralizers of the downhole tool have a rubber-metal construction on each module, and all modules are interconnected using quick disconnect sealed electrical connections, and the pressure pulse initiator is equipped with a built-in sensor for determining the circulation of the drilling fluid, flax based on a rotary valve of a rotary type, located in a short circulation sub, and connected to the downhole tool using a cable placed in a sealed enclosure with a multi-pin connector (patent RU No. 152446, class Е21В 47/20, publ. 05.27.2015 Bulletin No. 15).
Недостатками данной телеметрической системы являются:The disadvantages of this telemetry system are:
- ограниченный ресурс работы системы из-за отсутствия электрического генератора;- limited life of the system due to the lack of an electric generator;
- резинометаллические центраторы подвергаются быстрому изнашиванию буровым растворов, что снижает надежность системы.- rubber-metal centralizers undergo rapid wear of drilling fluids, which reduces the reliability of the system.
Известна телеметрическая система для управления бурением скважины, содержащая скважинное измерительное устройство с блоком измерительных преобразователей, наземное устройство, включающее источник дистанционного электропитания и приемное устройство, скважинный источник питания, а также кабельный канал связи для передачи информации с забоя на поверхность и наоборот (патент RU №2211922, кл. Е21В 47/12 Е21В 47/02, опубл. 10.09.2003, бюл. №25).A known telemetric system for controlling well drilling, comprising a borehole measuring device with a block of measuring transducers, a ground-based device including a remote power supply and a receiving device, a borehole power source, as well as a cable communication channel for transmitting information from the bottom to the surface and vice versa (RU patent No. 2211922, class Е21В 47/12 Е21В 47/02, publ. 09/10/2003, bull. No. 25).
Недостатком известной системы является ее низкая надежность, вследствие того, что телеметрическая система содержит один канал связи с поверхностью, в случае повреждения которого необходима остановка бурения и подъем бурильного инструмента для поиска неисправностей.A disadvantage of the known system is its low reliability, due to the fact that the telemetry system contains one channel of communication with the surface, in the event of damage which requires stopping the drilling and raising the drilling tool for troubleshooting.
Наиболее близким к заявляемому изобретению является телеметрическая система контроля забойных параметров, содержащая измерительный модуль, модуль электропитания и передающий модуль, использующий для передачи электромагнитный канал связи, и дополнительный передающий модуль, формирующий импульсы давления промывочной жидкости для передачи информации по гидравлическому каналу связи. Все модули сцентрированы в корпусе телеметрической системы, состоящем из двух частей с электрическим разделителем, образующим диполь, и закреплены, причем передающий модуль, использующий для передачи информации электромагнитный канал связи, установлен на контактных центраторах, таким образом, чтобы электрический разделитель находился между ними. Наземное оборудование содержит приемное устройство, один вход которого соединен с антенной, а другой - с датчиком давления промывочной жидкости, установленным в нагнетательной линии бурового раствора (патент RU №2194161, опубл. 10.12.2002). Данная система принята за прототип.Closest to the claimed invention is a telemetric control system for downhole parameters, comprising a measuring module, a power supply module and a transmitting module using an electromagnetic communication channel for transmission, and an additional transmitting module that generates pressure pulses of the washing fluid for transmitting information through the hydraulic communication channel. All modules are centered in the body of the telemetry system, consisting of two parts with an electric separator forming a dipole, and are fixed, and the transmitting module, which uses the electromagnetic communication channel to transmit information, is mounted on contact centralizers, so that the electric separator is located between them. Ground equipment contains a receiving device, one input of which is connected to the antenna, and the other to a flushing fluid pressure sensor installed in the discharge line of the drilling fluid (patent RU No. 2194161, publ. 10.12.2002). This system is adopted as a prototype.
Признаки прототипа, совпадающие с существенными признаками заявляемого изобретения: внешний корпус; измерительный модуль, включающий датчики, например инклинометрические, модуль электропитания, содержащий аккумуляторы, передающий модуль, формирующий импульсы давления промывочной жидкости для передачи информации по гидравлическому каналу связи; наземное оборудование, содержащее приемное устройство, соединенное с датчиком промывочной жидкости, установленным в нагнетательной линии бурового раствора.Signs of the prototype, coinciding with the essential features of the claimed invention: outer casing; a measuring module including sensors, for example, inclinometric, a power supply module containing batteries, a transmitting module generating pressure pulses of the washing liquid for transmitting information via a hydraulic communication channel; ground equipment containing a receiving device connected to a flushing fluid sensor installed in a mud flow line.
Недостатками системы, принятой за прототип, являются:The disadvantages of the system adopted for the prototype are:
- измерительный, передающий и электропитающий модули установлены на центраторах, обеспечивающих прохождение бурового раствора, при этом центраторы подвержены износу абразивными частицами в буровом растворе, что снижает надежность и срок службы системы, а также нарушается точность измерений скважинного прибора;- measuring, transmitting and power supply modules are installed on centralizers that ensure the passage of drilling fluid, while centralizers are subject to wear by abrasive particles in the drilling fluid, which reduces the reliability and service life of the system, as well as the accuracy of measurements of the downhole tool is impaired;
- дополнительный электромагнитный канал связи (дублирующий передачу информации) обладает низкой скоростью передачи информации, что снижает скорость строительства скважины;- an additional electromagnetic communication channel (duplicate information transfer) has a low information transfer rate, which reduces the speed of well construction;
- модуль электропитания представляет собой аккумуляторы, которые ограничивают срок работы системы без извлечения на поверхность.- The power supply module is a battery that limits the life of the system without removing it to the surface.
Задачей предлагаемого изобретения является повышение скорости передачи данных, а также повышение надежности системы.The objective of the invention is to increase the data transfer rate, as well as improving the reliability of the system.
Поставленная задача была решена за счет того, что в известной телеметрической системе мониторинга ствола скважины, содержащей внешний корпус, измерительный модуль, включающий датчики, например инклинометрические, модуль электропитания, содержащий аккумуляторы, передающий модуль, формирующий импульсы давления промывочной жидкости для передачи информации по гидравлическому каналу связи, наземное оборудование, содержащее приемное устройство, соединенное с датчиком промывочной жидкости, установленным в нагнетательной линии бурового раствора, согласно изобретению все модули установлены в герметичном внутреннем корпусе, сцентрированном во внешнем корпусе телеметрической системы, между внешним и внутренним корпусами выполнен кольцевой зазор для прохождения бурового раствора, во внутреннем корпусе размещена плата управления, связывающая передающий модуль и измерительный модуль, модуль электропитания дополнительно содержит генератор, установленный в отдельном корпусе, имеющим верхнюю муфтовую часть, нижняя часть корпуса генератора соединена с внутренним корпусом и внешним корпусом системы, при этом в корпусе генератора выполнено отверстие для прохождения бурового раствора, генератор имеет проводное соединение с платой управления, передающий модуль включает кабельный канал передачи данных, для этого в стенке корпуса генератора предусмотрен паз для прокладки кабеля от платы управления до передающего модуля, а на верхней муфтовой части расположена индуктивная катушка, предназначенная для передачи данных от корпуса генератора до кабельного канала передачи данных, посредством возбуждения электромагнитной индукции.The problem was solved due to the fact that in the well-known telemetric monitoring system for a borehole containing an external casing, a measuring module including sensors, for example, inclinometric, a power supply module containing batteries, a transmitting module that generates pressure pulses of the flushing fluid for transmitting information through the hydraulic channel communications, ground equipment containing a receiving device connected to a flushing fluid sensor installed in the discharge line of the drill the solution, according to the invention, all modules are installed in a sealed inner casing, centered in the outer casing of the telemetry system, between the outer and inner casing there is an annular gap for the passage of drilling fluid, in the inner casing there is a control board connecting the transmitting module and the measuring module, the power supply module further a generator installed in a separate housing having an upper coupling part, the lower part of the generator housing is connected to the inner housing and the external system case, while a hole for drilling fluid passage is made in the generator case, the generator has a wired connection to the control board, the transmitting module includes a data cable channel, for this purpose, a groove is provided in the wall of the generator case for laying the cable from the control board to the transmitting module and on the upper coupling part there is an inductive coil designed to transmit data from the generator housing to the cable data channel, by excitation of an electric magnetic induction.
Признаки заявляемого технического решения, отличительные от прототипа: все модули установлены в герметичном внутреннем корпусе, сцентрированном во внешнем корпусе телеметрической системы; между внешним и внутренним корпусами выполнен кольцевой зазор для прохождения бурового раствора; во внутреннем корпусе размещена плата управления, связывающая передающий модуль и измерительный модуль; модуль электропитания дополнительно содержит генератор, установленный в отдельном корпусе, имеющим верхнюю муфтовую часть, нижняя часть корпуса генератора соединена с внутренним корпусом и внешним корпусом системы; в корпусе генератора выполнено отверстие для прохождения бурового раствора; генератор имеет проводное соединение с платой управления; передающий модуль включает кабельный канал передачи данных, для этого в стенке корпуса генератора предусмотрен паз для прокладки кабеля от платы управления до передающего модуля, а на верхней муфтовой части расположена индуктивная катушка, предназначенная для передачи данных от корпуса генератора до кабельного канала передачи данных посредством возбуждения электромагнитной индукции.Signs of the proposed technical solution, distinctive from the prototype: all modules are installed in a sealed inner casing, centered in the outer casing of the telemetry system; between the outer and inner bodies an annular gap is made for the passage of the drilling fluid; in the inner case there is a control board connecting the transmitting module and the measuring module; the power supply module further comprises a generator installed in a separate housing having an upper coupling part, the lower part of the generator housing is connected to the inner housing and the outer housing of the system; a hole is made in the generator housing for the passage of drilling fluid; the generator has a wired connection to the control board; the transmitting module includes a cable channel for data transfer, for this purpose, a groove is provided in the wall of the generator housing for laying the cable from the control board to the transmitting module, and on the upper coupling part there is an inductive coil designed to transfer data from the generator case to the cable data channel by means of electromagnetic excitation induction.
Такая конструкция системы позволяет сцентрировать внутренний корпус во внешнем корпусе системы без центрирующих устройств, подверженных абразивному износу буровым раствором, и проложить провод от платы управления до кабельного канала связи. Благодаря этому достигается заявленный технический результат: повышение надежности устройства и увеличение скорости передачи информации от забоя к поверхности.This design of the system allows you to center the inner case in the outer case of the system without centering devices subject to abrasive wear of the drilling fluid, and lay the wire from the control board to the cable communication channel. Due to this, the claimed technical result is achieved: increasing the reliability of the device and increasing the speed of information transfer from the bottom to the surface.
Заявителю неизвестно использование в науке и технике отличительных признаков телеметрической системы мониторинга ствола скважины с получением указанного технического результата.The applicant is not aware of the use in science and technology of the distinguishing features of a telemetric monitoring system for a wellbore to obtain the indicated technical result.
Предлагаемая телеметрическая система мониторинга ствола скважины иллюстрируется чертежами, представленными на фиг. 1-4.The proposed telemetric monitoring system for the wellbore is illustrated by the drawings shown in FIG. 1-4.
На фиг. 1 представлена общая схема работы системы.In FIG. 1 shows the general scheme of the system.
На фиг. 2 представлен разрез телеметрической системы.In FIG. 2 shows a section of a telemetry system.
На фиг. 3 представлен кабельный канал передачи данных.In FIG. 3 shows a cable data channel.
На фиг. 4 показано сечение А-А.In FIG. 4 shows a section AA.
Телеметрическая система 1 (фиг. 1), используемая для бурения наклонно-направленных скважин 2, крепится к колонне 3 бурильных труб и располагается над системой управления буровым устройством или забойным двигателем 4. В нагнетательной линии 5 бурового насоса 6 установлен датчик давления промывочной жидкости 7. Наземное оборудование системы содержит приемное устройство 8, соединенное с датчиком давления промывочной жидкости 7.The telemetry system 1 (Fig. 1), used for drilling
Телеметрическая система 1 (фиг. 2) содержит измерительный модуль 9, включающий датчики, например инклинометрические, модуль электропитания и передающий модуль.The telemetry system 1 (Fig. 2) contains a measuring module 9, including sensors, for example, inclinometric, power supply module and transmitting module.
Все упомянутые модули для защиты установлены во внутреннем корпусе 10, сцентрированном во внешнем корпусе 11 системы. Внутренний корпус 10 выполнен герметичным. Между внешним корпусом 11 и внутренним корпусом 10 выполнен кольцевой зазор 12 для прохождения бурового раствора.All of these protection modules are installed in the
Во внутреннем корпусе 10 размещена плата управления 13, связывающая передающий модуль и измерительный модуль 9.In the
Модуль электропитания содержит аккумуляторы 14 и генератор 15, установленный в отдельном корпусе 16, имеющем верхнюю муфтовую часть 17. Нижняя часть корпуса 16 генератора соединена с внутренним корпусом 10, например, посредством кронштейна, и внешним корпусом 11 системы с помощью резьбового соединения 18. Корпус 16 генератора с внешним корпусом 11 системы предназначены для передачи крутящего момента от бурильной колонны 3 на долото 19 (фиг. 1).The power supply module contains
Генератор 15 имеет проводное соединение 20 с платой управления 13.The
Передающий модуль включает гидравлический канал связи и кабельный канал связи (фиг. 3). Гидравлический канал связи осуществляется формированием импульсов давления промывочной жидкости для передачи информации. Кабельный канал связи дублирует передачу данных.The transmitting module includes a hydraulic communication channel and a cable communication channel (Fig. 3). The hydraulic communication channel is carried out by the formation of pressure pulses of the flushing fluid to transmit information. Cable communication channel duplicates data transmission.
В стенке корпуса 16 генератора предусмотрен паз 21 и отверстие 22 для прокладки кабеля 23 от платы управления 13 до передающего модуля.A
На верхней муфтовой части 17 корпуса 16 генератора расположена индуктивная катушка 24, предназначенная для передачи данных от корпуса 16 генератора до кабельного канала передачи данных посредством возбуждения электромагнитной индукции.On the
В корпусе 16 генератора размещен пульсатор 25 и выполнено отверстие 26 для прохождения бурового раствора.A
В нижней части внутреннего корпуса 10 расположена крышка 27, установленная посредством герметичного соединения.At the bottom of the
В крышке 27 предусмотрено отверстие 28 для прохода бурового раствора из кольцевого зазора 12 в оборудование (например, забойный двигатель или система управления буровым устройством), присоединенное снизу телеметрической системы 1 с помощью резьбового соединения 29 на нижней муфтовой части 30 и винтовых соединений 31.A
Также в крышке 27 предусмотрено отверстие 32 для проведения провода 33 от платы управления 13 на оборудование, расположенное снизу телеметрической системы 1 для оперативного изменения направления бурения без подъема оборудования на поверхность.Also, a
От платы управления 13 проложен провод 33 для питания и управления системы управления буровым устройством 4.A
В случае остановки циркуляции бурового раствора и, соответственно, остановки генератора 15, питание электронных устройств телеметрической системы происходит от аккумуляторов 14, емкость которых (8 А⋅ч) обеспечит длительность работы систем без внешнего питания не менее 40 ч.In the case of stopping the circulation of the drilling fluid and, accordingly, stopping the
Верхняя муфтовая часть 17 телеметрической системы 1 соединена с бурильной колонной 3, которая представляет собой колонну стыкующихся бурильных труб с проложенным в ее стенке медным кабелем 34 (фиг. 3). В качестве базового элемента кабельного канала передачи данных использована бурильная труба 35, в наружной стенке которой методом фрезеровки выполнен паз 36 вида «ласточкин хвост» (фиг. 4). В паз 36 уложен изолированный двухпроводный медный кабель «витая пара» 34, который закреплен клеем 37. Оставшееся пространство паза 36 заполнено защитным полиуретановым составом - компаундом 38. На концах бурильной трубы 35 в муфтовой 39 и ниппельной 40 частях расположены индуктивные катушки 41, которые предназначены для передачи данных от одной трубы к другой посредством возбуждения электромагнитной индукции. Плата передачи данных 42 расположена в площадке (выемке) 43 в муфтовой части 39 трубы 35, в которой также размещены питающие батареи 44. Плата передачи данных 42 защищена герметично закрывающейся крышкой 45. При этом платы передачи данных в верхней муфтовой части 17 телеметрической системы 1 нет, так как она установлена на плате управления 13, а питание от генератора 15 или аккумуляторов 14 исключает необходимость устанавливать батареи 44. Замена батарей 44 возможна в условиях завода или трубной базы. От платы передачи данных 42 к индукционным кольцам в стенке трубы выполнены отверстия 46, которые после прокладки в них проводов 34 заливаются под давлением компаундом 38.The
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Перед началом бурения на поверхности собирают измерительный модуль во внутреннем корпусе 10, который кронштейном крепится к корпусу генератора 16 герметичным соединением. На резьбовое соединение 18 корпуса генератора 16 навинчивают трубу, являющуюся внешним корпусом 11 телеметрической системы 1, а посредством резьбового соединения 29 винтовых соединений 31 прикрепляют забойный двигатель или систему управлению буровым устройством 4. К верхней муфтовой части 17 корпуса генератора 16 привинчивают бурильную трубу 35, и телеметрическая система 1 спускается на забой скважины 2 с постепенным наращиванием бурильных труб. Внутрь бурильной колонны 3 подают буровой раствор, который задействует генератор 15, обеспечивающий питание всей системы, и пульсатор 25, создающий гидравлический канал связи.Before starting drilling on the surface, a measuring module is assembled in the
Гидравлический канал связи осуществляется следующим образом.The hydraulic communication channel is as follows.
В процессе бурения скважины 2 осуществляется прокачка буровым насосом 6 промывочной жидкости внутри бурильной колонны 3. На пути промывочной жидкости находится пульсатор 25, расположенный в корпусе генератора 16, который при передаче информации в зависимости от сигналов, поступающих от платы управления 13, перекрывает периодически поток бурового раствора, создавая положительные импульсы гидравлического давления в бурильной колонне, регистрируемые датчиком давления 7, расположенным в нагнетательной линии 5 насоса 6.In the process of drilling the
Кабельный канал связи осуществляется следующим образом.Cable communication channel is as follows.
Отправляемые данные с платы управления 13 кодируются пакетами цифровых сообщений. Эти цифровые сообщения последовательно кодируются платой передачи данных (находящейся на плате управления 13), которая осуществляет преобразование информационного пакета в токовый сигнал с заданными характеристиками. Токовый сигнал передается в индукционную катушку 24 на телеметрической системе 1, при свинчивании которой с бурильной трубой 35 индукционные катушки 24 и 41 соотносятся друг напротив друга. При прохождении через индукционную катушку 24 возникает электромагнитное индукционное поле, которое передается на соседнюю катушку 41, которая включена в сеть со следующей платой передачи данных 42. Передача данных между двумя катушками осуществляется без электрического контакта по индукционному полю. Ключевым элементом платы передачи данных 42 является микросхема, которая обеспечивает двунаправленную связь по протоколу SPI между двумя изолированными устройствами через витую пару. Микросхема осуществляет кодировку и декодировку логических данных в последовательность импульсов длительностью 120 нс. Скорость передачи данных составляет 1 Мбит/с при длине кабеля до 10 м. При связке в сети каждая плата определяет свой порядковый номер и при обрыве сигнала можно определить, какой модуль вышел из строя.The data sent from the
Информация о забойных параметрах поступает одновременно по гидравлическому и проводному каналу связи в приемное устройство 8, где сигналы обрабатываются совместно.Information about the downhole parameters is received simultaneously through the hydraulic and wired communication channel to the receiving
Плата управления 13 передает питание от генератора 15 или аккумуляторов 14 на датчики измерительного модуля 9, которые измеряют параметры бурения, сигнал в закодированном виде поступает на плату управления 13.The
Плата управления 13 является связующим элементом модуля передачи данных (гидравлического и проводного) и измерительного модуля 9. Основой платы 13 является управляющее микропроцессорное устройство - однокристальный микроконтроллер, реализующий с помощью управляющей программы, основные функции устройства:The
- прием команд управления (для управления траекторией бурения скважины) посредством интерфейса SPI;- receiving control commands (to control the path of the well drilling) through the SPI interface;
- прием телеметрической информации посредством интерфейса RS-485 и ее передачу по каналу связи;- receiving telemetric information via the RS-485 interface and its transmission over the communication channel;
- передачу данных в оборудование, расположенное ниже в колонне (например, в систему управления буровым устройством);- data transmission to equipment located below in the column (for example, to a control system for a drilling device);
- ведение журнала работы;- logging work;
- мониторинг работоспособности телеметрической системы;- monitoring the performance of the telemetry system;
- подзарядку аккумулятора.- recharging the battery.
Лабораторные и эксплуатационные испытания показали улучшенные эксплуатационные характеристики заявляемого технического решения.Laboratory and operational tests showed improved performance characteristics of the claimed technical solution.
Технические характеристики заявляемой телеметрической системы мониторинга ствола скважиныTechnical characteristics of the claimed telemetric monitoring system of the wellbore
Применение изобретения позволит:The application of the invention will allow:
1. Повысить скорость передачи данных.1. Increase data transfer rate.
2. Увеличить надежность системы.2. Increase system reliability.
3. Обеспечить точность измерений.3. Ensure measurement accuracy.
4. Получить информацию с забоя скважины при серьезных отказах одного из каналов передачи данных.4. Get information from the bottom of the well in case of serious failures of one of the data transmission channels.
5. Изменять направление бурения при помощи системы управления буровым устройством.5. Change the direction of drilling using the control system of the drilling device.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017116910A RU2646287C1 (en) | 2017-05-15 | 2017-05-15 | Telemetry system of wellbore monitoring |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017116910A RU2646287C1 (en) | 2017-05-15 | 2017-05-15 | Telemetry system of wellbore monitoring |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2646287C1 true RU2646287C1 (en) | 2018-03-02 |
Family
ID=61568623
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017116910A RU2646287C1 (en) | 2017-05-15 | 2017-05-15 | Telemetry system of wellbore monitoring |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2646287C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2687998C1 (en) * | 2018-08-10 | 2019-05-17 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method of rotary drilling of wells with modular controlled system of small diameter |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1990004697A1 (en) * | 1988-10-28 | 1990-05-03 | Magrange, Inc. | Downhole combination tool |
| WO1992018882A1 (en) * | 1991-04-17 | 1992-10-29 | Smith International, Inc. | Short hop communication link for downhole mwd system |
| RU2194161C2 (en) * | 2000-12-01 | 2002-12-10 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Самарские Горизонты" | Telemetering system for monitoring of bottomhole parameters |
| RU2305183C2 (en) * | 2005-09-14 | 2007-08-27 | Ооо "Битас" | Retranslation module for telemetry system with electromagnetic communication channel (variants) |
| EA012821B1 (en) * | 2006-03-30 | 2009-12-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly |
| RU2432446C2 (en) * | 2005-08-04 | 2011-10-27 | Интеллисерв Интернэшнл Холдинг, Лтд | Systems and procedure for facilitation of connection in borehole of well |
| US8941384B2 (en) * | 2009-01-02 | 2015-01-27 | Martin Scientific Llc | Reliable wired-pipe data transmission system |
-
2017
- 2017-05-15 RU RU2017116910A patent/RU2646287C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1990004697A1 (en) * | 1988-10-28 | 1990-05-03 | Magrange, Inc. | Downhole combination tool |
| WO1992018882A1 (en) * | 1991-04-17 | 1992-10-29 | Smith International, Inc. | Short hop communication link for downhole mwd system |
| RU2194161C2 (en) * | 2000-12-01 | 2002-12-10 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Самарские Горизонты" | Telemetering system for monitoring of bottomhole parameters |
| RU2432446C2 (en) * | 2005-08-04 | 2011-10-27 | Интеллисерв Интернэшнл Холдинг, Лтд | Systems and procedure for facilitation of connection in borehole of well |
| RU2305183C2 (en) * | 2005-09-14 | 2007-08-27 | Ооо "Битас" | Retranslation module for telemetry system with electromagnetic communication channel (variants) |
| EA012821B1 (en) * | 2006-03-30 | 2009-12-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly |
| US8941384B2 (en) * | 2009-01-02 | 2015-01-27 | Martin Scientific Llc | Reliable wired-pipe data transmission system |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2687998C1 (en) * | 2018-08-10 | 2019-05-17 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method of rotary drilling of wells with modular controlled system of small diameter |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11655706B2 (en) | Apparatuses and methods for sensing temperature along a wellbore using semiconductor elements | |
| US9715031B2 (en) | Data retrieval device for downhole to surface telemetry systems | |
| CA2759316C (en) | Method and system for transferring signals through a drill pipe system | |
| AU2014287413B2 (en) | Downhole electrical connector | |
| CN203547730U (en) | While-drilling information sound wave transmission relay forwarding device | |
| CN101291015A (en) | Electromagnetic emitting antenna along with drill, down-hole data communication system and method | |
| EP3601735B1 (en) | Monitoring well installations | |
| CN103382837A (en) | Information while drilling sound wave transmission relay transmitting device | |
| NO20171127A1 (en) | Centralized electronics housing | |
| RU2646287C1 (en) | Telemetry system of wellbore monitoring | |
| CN106685630A (en) | Underground bidirectional communication device | |
| US9644433B2 (en) | Electronic frame having conductive and bypass paths for electrical inputs for use with coupled conduit segments | |
| US8821137B2 (en) | Modular down hole gauge for use in retrievable electric submersible pump systems with wet connect | |
| RU60619U1 (en) | TELEMETRIC SYSTEM FOR MONITORING WIRE AND HORIZONTAL WELL | |
| WO2018118028A1 (en) | Methods and Systems for Downhole Inductive Coupling | |
| RU152446U1 (en) | BOTTOM TELEMETRIC SYSTEM WITH BIDIRECTIONAL HYDRAULIC COMMUNICATION CHANNEL | |
| RU2801378C1 (en) | Cableless system for monitoring downhole parameters (versions) | |
| RU2522340C2 (en) | Communication port to be used on bore-hole measurement instrument | |
| RU2162521C1 (en) | Method of drilling the inclined and horizontal wells | |
| RU2309249C2 (en) | Bottomhole telemetering system with wired communication channel | |
| RU2235179C2 (en) | Method of inclined and horizontal wells boring | |
| WO2024107079A1 (en) | Cableless system for monitoring downhole parameters | |
| RU2243377C1 (en) | Method and device for controlling face parameters in screening highly conductive beds | |
| RU2580563C1 (en) | Electric signal splitter-relay |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20191022 Effective date: 20191022 |