Система двусторонней телеметрии по бурильной колонне для измерений и управления бурением

Система двусторонней телеметрии по бурильной колонне для измерений и управления бурением

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники

Изобретение относится к областям бурения эксплуатационных углеводородных скважин, к измерению характеристик пласта в скважине и к осуществлению двусторонней связи для передачи измерительной и управляющей информации между скважинным и наземным оборудованием.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Появление измерений в процессе бурения (MWD) и каротажа в процессе бурения (LWD), а также развитие наземного управления специальными буровыми технологическими процессами, такими как направленное бурение, стали важными усовершенствованиями в технике бурения и эксплуатационных углеводородных скважин. Эти технологические процессы требуют осуществления двусторонней связи между наземным и скважинным измерительным и буровым оборудованием. В настоящее время гидроимпульсная скважинная телеметрия является единственной широко распространенной технологией промышленного использования для осуществления связи во время бурения между скважинным оборудованием и поверхностью. Если не указано иного, сквозные ссылки «в процессе бурения» и им подобные должны означать, что бурильная колонна находится в стволе скважины или частично в стволе скважины, что относится к части буровых работ, включающих в себя бурение, остановки и/или спускоподъемные операции, а необязательно то, что буровое долото вращается. В гидроимпульсной скважинной телеметрии данные передаются, как пульсации давления в буровом растворе. Однако гидроимпульсная скважинная телеметрия имеет хорошо известные ограничения, включающие в себя сравнительно медленное осуществление связи, низкую скорость передачи данных и низкую надежность. Современная технология гидроимпульсной скважинной телеметрии способна подавать данные MWD/LWD со скоростью примерно 12 бит в секунду. Во многих случаях такая скорость является недостаточной, для передачи всех данных, которые собирает колонна инструмента LWD, или накладывает ограничения на компоновку необходимой колонны инструмента. Также технология гидроимпульсной скважинной телеметрии плохо работает в стволах скважин с большим отходом. Передача сигнала от устья к забою скважины с целью регулирования подачи бурового насоса, для управления такими процессами, как направленное бурение и функционирование инструмента, также является медленной и имеет очень низкую скорость передачи информации. Также в некоторых условиях, например при бурении на депрессии при применении газа или аэрированного бурового флюида, современная гидроимпульсная скважинная телеметрия функционировать не может.

Годами предпринимаются различные попытки разработать альтернативы гидроимпульсной скважинной телеметрии, которые были бы быстрее, имели более высокую скорость передачи данных и не требовали присутствия бурового раствора особенного типа. Например была предложена акустическая телеметрия, которая передает акустические волны по бурильной колонне. По расчету скорость передачи данных должна быть на порядок выше, чем при гидроимпульсной скважинной телеметрии, но все равно ограниченной, и проблемой является шум. Акустическая телеметрия пока не стала промышленно применимой. Другим примером является электромагнитная телеметрия через земную толщу. Эта технология считается имеющей ограниченную дальность действия, зависит от характеристик, особенно сопротивления пластов, окружающих ствол скважины, и также имеет ограниченную скорость передачи данных.

Давно предложено размещение проводов в бурильных трубах для передачи сигналов. Некоторые ранние подходы к бурильной трубе с проводами раскрыты в патентах США №4126848, №3957118, №3807502 и в публикации W.J.McDonald, Oil and Gas Journal, стр.115-124, 3 апреля 1978 г.

Идея использования индуктивных соединительных муфт на трубных замках также была предложена. Использование индуктивных соединительных муфт в бурильной колонне раскрывают следующие документы: патент США №4605268, опубл. в Российской Федерации патентная заявка 2140527, зарегистрированная 18 декабря 1997 г., опубл. в Российской Федерации патентная заявка 2040691, зарегистрированная 14 февраля 1992 г. и публикация WО 90/14497 А2. Также патент США №5052941, патент США №4806928, патент США №4901069, патент США №5531592, патент США №5278550 и патент США №5971072.

Патент США №6641434 описывает замок бурильной трубы с проводом, который является значительным успехом в уровне техники бурильных труб с проводом для надежной передачи данных измерений с высокими скоростями передачи данных, двусторонней, между наземной станцией и местами в стволе скважины. Этот патент описывает замок, в котором проводящие слои сокращают потери энергии сигнала по длине бурильной колонны за счет снижения оммических потерь и потерь магнитного потока в каждой индуктивной соединительной муфте. Замок бурильной трубы с проводом является надежным в эксплуатации, поскольку он остается работоспособным при наличии разрывов в слое проводника. Показатели, сопровождающий эти и другие успехи в технике телеметрии по бурильной колонне, обеспечивают возможность для инноваций, где предшествующие недостатки дальности действия и скорости передачи данных ограничивали показатели работы системы.

Одной из задач настоящего изобретения является обеспечить усовершенствованные операции по измерению и каротажу пласта, а также усовершенствованное управление и оптимизацию параметров бурения, до настоящего времени неосуществимое по различным причинам, с совместным использованием технологических приемов усовершенствованной двусторонней телеметрией по бурильной колонне.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение имеет признаки, которые, помимо прочего, полностью используют преимущества недавних усовершенствований в телеметрии по бурильной колонне. По существу двусторонняя связь в режиме реального времени в вариантах осуществления изобретения используется для усовершенствования измерения и управления во время процессов бурения (и во время остановок и спускоподъемных операций) и для достижения усовершенствованного выполнения операций и принятия решений.

Форма осуществления изобретения имеет практическое применение в операциях бурения в толще пород стволов скважин с использованием: буровой установки, бурильной колонны, которая имеет верхний конец, в общем, с возможностью механического соединения и подвешивания на буровой установке, и компоновки низа бурильной колонны, примыкающей к нижнему концу бурильной колонны, причем компоновки низа бурильной колонны, включающей в себя буровое долото на своем нижнем конце. Для получения информации, по меньшей мере, по одному параметру, измеренному у компоновки низа бурильной колонны, предлагается способ, который включает в себя следующие этапы, где:

обеспечивают компоновку низа бурильной колонны, по меньшей мере, одним измерительным устройством, причем упомянутое, по меньшей мере, одно измерительное устройство выдает данные измерений параметров, соответствующих параметрам у компоновки низа бурильной колонны;

обеспечивают систему процессора у верха скважины на поверхности земли;

обеспечивают систему телеметрии по бурильной колонне, соединенную с упомянутым, по меньшей мере, одним измерительным устройством и с процессорной системой у верха скважины;

передают упомянутые данные от измерительного устройства на систему процессора у верха скважины через систему телеметрии по бурильной колонне. (Ссылки на поверхность земли в данном документе предназначены указать месторасположение на поверхности или близко от любой поверхности: земли, воды или льда, для морского и наземного бурения).

В этом варианте осуществления изобретения измеренный параметр условий у компоновки низа бурильной колонны является измеренной характеристикой геологических формаций, окружающих компоновку низа бурильной колонны, и этап оснащения, по меньшей мере, одним измерительным устройством компоновки низа бурильной колонны содержит оснащение устройством каротажа в процессе бурения компоновки низа бурильной колонны. В данном варианте осуществления изобретения этап оснащения устройством каротажа в процессе бурения содержит оснащение устройством, выбранным из группы, состоящей из: устройства измерения сопротивления, устройства направленного измерения сопротивления, акустического измерительного устройства, ядерного измерительного устройства, устройства измерения ядерного магнитного резонанса, сейсмического измерительного устройства, устройства отображения и устройства отбора пластовых проб.

В другом варианте осуществления изобретения измеренный параметр у компоновки низа бурильной колонны является измеренным параметром бурения и этап оснащения, по меньшей мере, одним измерительным устройством компоновки низа бурильной колонны содержит оснащение устройством измерения в процессе бурения компоновки низа бурильной колонны. В данном варианте осуществления изобретения этап оснащения устройством измерения в процессе бурения содержит этап оснащения устройством, выбранным из группы, состоящей из: устройства измерения наргузки на долото, устройства измерения крутящего момента, устройства измерения вибраций, устройства измерения ударной нагрузки, устройства измерения скачкообразного перемещения, устройства измерения направления и наклона.

В другом варианте осуществления изобретения компоновка низа бурильной колонны включает в себя подсистему наклонно-направленного бурения и этап выдачи сигналов управления процессора управления содержит подачу управляющих сигналов наведения. В форме данного варианта осуществления изобретения направленное бурение содержит систему управления роторным бурением и этап подачи сигналов управления на наземном процессоре содержит подачу сигналов управления наведением для системы наведения для роторного бурения.

В форме изобретения этап оснащения, по меньшей мере, одним измерительным устройством компоновки низа бурильной колонны содержит оснащение множеством измерительных устройств компоновки низа бурильной колонны, причем множества измерительных устройств, выдающих данные измерений, соответствующие множеству параметров у компоновки низа бурильной колонны.

В форме изобретения система телеметрии по бурильной колонне является двусторонней и включает в себя, по меньшей мере, участок бурильной колонны из бурильных труб с проводом. В варианте осуществления изобретения беспроводное соединение создается между системой телеметрии по бурильной колонне и процессором у верха скважины. Система процессора у верха скважины может размещаться в непосредственной близости от буровой установки или может быть в месте, удаленном от упомянутой буровой установки. Система телеметрии по бурильной колонне может быть гибридной системой телеметрии, включающей в себя различные типы средств телеметрии. В раскрываемом варианте осуществления изобретения гибридная система телеметрии по бурильной колонне включает в себя секцию бурильных труб с проводом и, по меньшей мере, одну секцию средства телеметрии, выбранного из группы, состоящей из: средства передачи информации с электрическим кабелем, средства передачи информации с оптическим кабелем и беспроводного средства. В данном варианте осуществления изобретения секция бурильной трубы с проводом включает соединенные бурильные трубы, причем каждая труба содержит ниппельный конец, имеющий индуктивную соединительную муфту с проводящим кольцом, и муфтовый конец, имеющий индуктивную соединительную муфту с проводящим кольцом и, по меньшей мере, один проводник между упомянутыми индуктивными соединительными муфтами ниппельного и муфтового концов, в которых смежные бурильные трубы индуктивно соединяются у соединенных концов муфты с ниппелем. Для сравнительно длинных спусков труб в скважину система промежуточных усилителей может обеспечиваться у трубных звеньев. В форме изобретения, однако, секция описанной бурильной трубы с проводом может создаваться длиной более 2000 футов упомянутых соединенных бурильных труб без каких-либо промежуточных усилителей.

В варианте осуществления изобретения, использующем описанный тип секции бурильной трубы с проводом, этап передачи данных содержит передачу упомянутых данных на несущей, имеющем частоту менее 500 кГц. В данном варианте осуществления изобретения данные передаются со скоростью 100 бит/сек и двусторонняя передача используется, по существу, в режиме реального времени.

В форме изобретения сигналы управления создаются в процессоре у верха скважины и передаются на компоновку низа бурильной колонны через систему телеметрии по бурильной колонне. В варианте осуществления этой формы изобретения компоновка низа бурильной колонны включает в себя систему наклонно-направленного бурения, и сигналы управления являются сигналами наведения. В данном варианте осуществления изобретения сигналы управления создаются в ответ на сигналы измерения.

Дополнительные признаки и преимущества изобретения должны стать более ясными из следующего подробного описания, сопровождающегося прилагаемыми чертежами.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 является изображением, частично в виде схемы и частично в виде блоков, системы, согласно вариантам осуществления изобретения, которая может использоваться для практического применения вариантов осуществления изобретения;

Фиг.2А является блок-схемой электронного оборудования подсистемы варианта беспроводного приемопередатчика, соответствующего варианту осуществления изобретения.

Фиг.2В является схемой, частично в виде поперечного разреза и частично в виде блоков, наземного стыковочного устройства, применяющего беспроводной приемопередатчик с его электронным оборудованием и антенну, смонтированную на бурильной колонне.

Фиг.3 является схематическим изображением вида в разрезе соединенных индуктивными муфтами бурильных труб с проводом, описанных в патенте США №6641434, что может быть использовано, по меньшей мере, как часть системы телеметрии по бурильной колонне, которая применяется в вариантах осуществления настоящего изобретения.

Фиг.4 является перспективным изображением с частичным вырезом торцевой пары элементов индуктивной соединительной муфты Фиг.3 с токовым контуром.

Фиг.5А является видом в разрезе противостоящей пары элементов индуктивной соединительной муфты Фиг.4 с токовым контуром, скрепленных вместе, как часть готовой к работе трубной колонны, включающим в себя вид поперечного разреза закрытого высокопроводящего, низкопроницаемого тороидального канала, заключающего в себе оба сердечника.

Фиг.5В является увеличенным видом в разрезе, показывающим больше деталей монтажа электромагнитных составляющих индуктивной соединительной муфты Фиг.5А с токовым контуром.

Фиг.5С является перспективным изображением с частичным вырезом элемента индуктивной соединительной муфты Фиг.5В с токовым контуром муфтового конца, показывающим деталь секции обмотки и внутреннего электрического кабеля.

Фиг.6 является схемой устройства каротажа сопротивления пласта такого типа, который применяется в качестве устройства каротажа во время бурения (LWD) или как часть комплекта устройств LWD в вариантах осуществления способа и системы изобретения.

Фиг.7 является схемой устройства каротажа направленного сопротивления пласта такого типа, который применяется в качестве устройства каротажа во время бурения (LWD) или как часть комплекта устройств LWD в вариантах осуществления способа и системы изобретения.

Фиг.8 является схемой устройства акустического каротажа пласта такого типа, который применяется в качестве устройства каротажа во время бурения (LWD) или как часть комплекта устройств LWD в вариантах осуществления способа и системы изобретения.

Фиг.9А-9D являются схемами устройств сейсмического каротажа такого типа, которые применяются в качестве устройства каротажа во время бурения (LWD) или как часть комплекта устройств LWD в вариантах осуществления способа и системы изобретения.

Фиг.10 является схемой устройства ядерного каротажа такого типа, который применяется в качестве устройства каротажа во время бурения (LWD) или как часть комплекта устройств LWD в вариантах осуществления способа и системы изобретения.

Фиг.11 является схемой устройства каротажа ядерного магнитного резонанса такого типа, который применяется в качестве устройства каротажа во время бурения (LWD) или как часть комплекта устройств LWD в вариантах осуществления способа и системы изобретения.

Фиг.12 является схемой устройства каротажа измерения давления такого типа, который применяется в качестве устройства каротажа во время бурения (LWD) или как часть комплекта устройств LWD в вариантах осуществления способа и системы изобретения.

Подробное описание

На Фиг.1 показана система скважинной площадки, на которой может применяться настоящее изобретение. Скважинная площадка может быть наземной или морской. В системе этого примера ствол 11 скважины образован в подземных формациях при помощи вращательного бурения с помощью хорошо известного способа. В вариантах осуществления изобретения может использоваться наклонно-направленное бурение, как будет описано в данном документе ниже.

Бурильная колонна 12 подвешена внутри ствола 11 скважины и имеет компоновку 100 низа бурильной колонны, которая включает в себя буровое долото 105 на нижнем конце. Наземная система включает в себя компоновку 10 вышки и платформы, размещенную над стволом 11 скважины, причем компоновку 10, которая включает в себя ротор 16, ведущую бурильную трубу 17, крюк 18 и вертлюг 19. Бурильная колонна 12 вращается ротором 16, приводимым в действие средством (не показано) и которое сцепляется с ведущей бурильной трубой 17 у верхнего конца бурильной колонны. Бурильная колонна 12 подвешена на крюк 18, прикрепленный к талевому блоку (также не показан) через ведущую бурильную трубу 17 и вертлюг 19, который позволяет бурильной колонне вращаться относительно крюка. Как хорошо известно, в качестве альтернативы может быть использован верхний привод.

В примере этого варианта осуществления изобретения наземная система дополнительно включает в себя буровой флюид или раствор 26, хранящийся в амбаре, образованном на скважинной площадке. Насос 29 подает буровой раствор 26 внутрь бурильной колонны 12 через отверстие в вертлюге 19, заставляя буровой раствор течь вниз через бурильную колонну 12, в направлении, указанном стрелкой 8. Буровой раствор выходит из бурильной колонны 12 через отверстия в буровом долоте 105 и затем циркулирует вверх через кольцевое пространство между наружной поверхностью бурильной колонны и стенкой ствола скважины, в направлении, указанном стрелками 9. В этом хорошо известном способе буровой флюид смазывает буровое долото 105 и выносит выбуренную породу на поверхность, когда возвращается в амбар 27 для рециркуляции.

Как известно в уровне техники изобретения, на скважинной площадке могут обеспечиваться датчики для сбора данных, предпочтительно в режиме реального времени, касающихся операций на скважинной площадке, а также параметров условий на ней. Например, такие наземные датчики могут обеспечиваться для измерения таких параметров, как давление в стояке, нагрузка на крюк, момент вращения на поверхности, число оборотов в минуту ротора, и др.

Компоновка 100 низа бурильной колонны иллюстрируемого варианта осуществления изобретения включает в себя стыковочный переводник 110, модуль 120 каротажа во время бурения (LWD), модуль 130 измерений во время бурения (МWD), систему наведения для роторного бурения, двигатель 150 для наклонно-направленного бурения и буровое долото 105.

Модуль 120 LWD помещается в утяжеленную бурильную трубу специального типа, как известно в технике, и может иметь в своем составе один или множество каротажных зондов известных типов. Также должно быть понятно, что может быть задействовано, больше одного модуля LWD и/или МWD например, как представлено на позиции 120А. (Ссылки в данном документе на модуль позиции 120 могут также альтернативно означать модуль позиции 120А.)

Модуль LWD включает в себя функциональные возможности по измерению, обработке и хранению информации, а также по осуществлению связи с наземным оборудованием. В настоящем варианте осуществления изобретения модуль LWD включает в себя, например, один или более каротажных устройств следующих типов, которые измеряют характеристики пласта: устройство каротажа сопротивления, устройство направленного каротажа сопротивления, устройство акустического каротажа, устройство ядерного каротажа, устройство ядерного-магнитного резонансного каротажа, устройство измерения давления, устройство сейсмокаротажа, устройство отображения и устройство отбора образцов пласта.

Модуль 130 МWD также помещается в утяжеленную бурильную трубу специального типа, как известно в технике, и может иметь в своем составе один или множество устройств для измерения характеристик бурильной колонны и бурового долота. Инструмент MWD может дополнительно содержать устройство (не показано) для генерирования электроэнергии для скважинной системы. Оно может обычно включать в себя грязевой турбогенератор, приводимый в действие потоком бурового флюида, хотя могут быть задействованы другие системы энергоснабжения и/или батареи. Модуль МWD может включать в себя, например, один или более измерительных устройств следующих типов: устройство измерения нагрузки на долото, устройство измерения крутящего момента, устройство измерения вибрации, устройство измерения прерывистого перемещения, устройство измерения направления, устройство измерения наклона.

В настоящем изобретении применена система телеметрии по бурильной колонне, которая в иллюстрируемом варианте осуществления изобретения содержит систему индуктивно соединенных бурильных труб с проводом 180, которые проходят от наземного переводника 185 до стыковочного переводника 110 в компоновке низа бурильной колонны. В зависимости от факторов, включающих в себя длину бурильной колонны, могут предусматриваться ретрансляторные переводники или промежуточные усилители в интервалах колонны кабельных бурильных труб, с примером, представленным позицией 182. Ретрансляторные переводники, которые могут также снабжаться датчиками.

Стыковочный переводник 110 обеспечивает соединение между электронными схемами связи модулей MWD и LWD и системой телеметрии по бурильной колонне, которая в этом варианте осуществления изобретения содержит бурильные трубы с проводом с индуктивными соединительными муфтами. Стыковочный переводник 110 может также снабжаться датчиками.

На вершине колонны бурильных труб с проводом находится наземный переводник или наземное стыковочное устройство 185. Когда используется система бурильных труб с проводом, необходимо иметь канал связи между самой верхней бурильной трубой с проводом и наземным процессором (который, кроме прочего, обычно выполняет одну или больше из следующих функций: прием и/или передача данных, каротажной информации и/или информации управления на и/или от скважинного и наземного оборудования, выполнение вычислений и анализа и осуществление связи с операторами и удаленными местами). Предложены разнообразные подходы, некоторые из которых были обобщены в патенте США №7040415, включающие в себя использование скользящего кольцевого устройства и использование вращающихся электрических соединительных муфт, основанных на индукции или, так называемом, трансформаторном действии. Эти технологии вместе относятся к технологиям с вращающимся вертлюгом. Скользящее кольцо (также известное, как щеточные контактные поверхности) является хорошо известным электрическим контактором, разработанным, чтобы переносить электроток или сигналы от неподвижного кабеля на вращающееся устройство. Обычно в нем содержится неподвижный графитовый или металлический контакт (щетка), который несет невращающийся составляющий элемент, который трется о наружный диаметр вращающегося металлического кольца (который несет, например, верхний участок звена ведущей бурильной трубы). Когда металлическое кольцо поворачивается, электрический ток или сигнал проводится через неподвижную щетку на металлическое кольцо, осуществляя соединение. Вращающиеся электрические соединительные муфты, основанные на индукции (трансформаторном действии), известные, как вращающиеся трансформаторы, создают альтернативу скользящим кольцам и контактным щеткам, основанным на проводимости между вращающейся и неподвижной электронной схемой, так, что непосредственный контакт не является необходимым. Трансформаторные обмотки содержат неподвижную катушку и вращающуюся катушку, обе соосные с осью вращения. Любая из катушек может служить первичной обмоткой, когда другая служит вторичной обмоткой. Типы подходов, описанные в этом параграфе, могут быть использованы как наземный переводник 185 Фиг.1. В настоящее время беспроводной подход является более предпочтительным. Стыковочное устройство у верха скважины, имеющее форму наземного переводника 185, соединяется с электронной аппаратурой 35, которая вращается с ведущей бурильной трубой 17 и включает в себя приемопередатчик и антенну, которые осуществляют двустороннюю связь с антенной и приемопередатчиком станции 4 каротажа и управления, которая в настоящем варианте осуществления изобретения содержит систему процессора у верха скважины. Канал 175 связи схематически показан между электронной аппаратурой станцией 4 каротажа и управления. Соответственно конфигурация этого варианта осуществления изобретения предусматривает канал связи от станции 4 каротажа и управления через канал 175 связи к наземному переводнику 185, через систему телеметрии бурильных труб с проводом, к скважинному стыковочному переводнику 110 и составляющим элементам компоновки низа бурильной колонны, и такой же реверсивный, для двусторонней работы.

Фиг.2 показывает блок-схему вида электронной аппаратуры беспроводного приемопередатчика, которая может использоваться в качестве электронной аппаратуры 30 Фиг.1. Также может быть приведена ссылка на патент США №7040415. Сигнал от/на индуктивной соединительной муфты верхнего звена самой верхней кабельной бурильной трубы соединяется с модемом бурильной трубы с проводом. Модем 221 бурильной трубы с проводом, в свою очередь, сопряжен с беспроводным модемом 231. Также предусмотрены батарея 250 и блок 255 питания для энергоснабжения модемов. Может использоваться другое средство генерирования электроэнергии.

Станция каротажа и управления также, например, имеет приемопередатчик с беспроводным модемом.

Наземный модем 202 бурильной трубы с проводом выполнен с возможностью осуществления связи с одним или более модемами, промежуточными усилителями или другими стыковочными устройствами в скважинном инструменте через систему телеметрии по бурильной трубе с проводом. Предпочтительно, чтобы модемы обеспечивали дуплексную связь. Модем осуществляет связь с другим модемом или промежуточным усилителем, или иным переводником, размещенном в скважинном инструменте. Любой вид цифровой или аналоговой схемы модуляции может использоваться: такой как двухфазная манипуляция, частотная манипуляция (FSK), квадратурная фазовая модуляция (QPSK), квадратурная амплитудная модуляция (QAM), дискретная мультитоновая модуляция (DMT) и т.п. Эти схемы могут использоваться в сочетании с технологиями мультиплексирования любого вида, такими как мультиплексирование с разделением времени (TDM), мультиплексирование с разделением частоты (FDM) и т.п. Модем может включать в себя функцию диагностики бурильной трубы и диагностики скважинного инструмента.

Фиг.2В показывает вариант осуществления изобретения, в котором предусматривается специальный предохранительный переводник 240 между ведущей бурильной трубой 250 и самой верхней бурильной трубой с проводом 181. Предохранительный переводник 240 имеет индуктивную соединительную муфту 241 на своем нижнем конце, которая электрически соединяется с индуктивной соединительной муфтой самой верхней бурильной трубой с проводом. Кабель 215, который соединяется с индуктивной соединительной муфтой 241, выходит из предохранительного переводника 240 через отверстие с уплотнением и проходит снаружи ведущей бурильной трубы 250 к подсистеме 230 приемопередатчика, которая включает в себя антенну (антенны) 235. В месте выхода кабеля на предохранительном переводнике 240 может предусматриваться разъем 246. Кабель, проходящий вдоль и снаружи ведущей бурильной трубы 250, может быть герметически изолирован в канавке в ведущей бурильной трубе и, например, может быть защищен эпоксидными или ПЭЭК материалами. Дополнительный разъем может предусматриваться у электронной аппаратуры подсистемы приемопередатчика. Кабель 215 обеспечивается, по меньшей мере, одной проводной парой. Дополнительные варианты осуществления изобретения обеспечивают конфигурации подсистемы приемопередатчика, а также множество резервных антенн, связанных с подсистемами приемопередатчика, и безопасное генерирование электроэнергии для использования вращающейся подсистемой приемопередатчика.

Хотя показана только одна наземная станция 4 у одной скважинной площадки, могут предусматриваться одна или больше наземных станций на одной или больше скважинных площадках. Наземные станции могут стыковаться с одним или больше наземными стыковочными устройствами, используя беспроводное соединение через одну или больше линий связи. Топология сети связи между наземным стыковочным устройством и наземной системой может быть точка-точка, точка-многоточка, многоточка-точка. Проводное соединение включает в себя использование любых типов кабелей (провода, использующие любой тип протоколов (серийный, локальной сети, и т.п.) и оптических волокон. Беспроводная технология может относиться к стандартной технологии беспроводной связи любого вида, такой как в спецификации IEEЕ 802.11, Bluetooth, zigbee или любой нестандартной радиочастотной, или технологии оптической связи, использующей схемы модуляции любого вида, такие как FM, AM, PM, FSK, QAM, DTM, OFDM и т.п. в сочетании с любыми технологиями мультиплексирования данных, такими, как TDMA, FDMA, CDMA и т.п. В качестве примера антенна беспроводного соединения может быть расположена в наружном покрытии переводника.

Один или больше датчиков 204 могут быть предусмотрены в системе для измерения различных параметров в стволе скважины, такие как температура, давление (в стояке, в буровом растворе и т.п.), приток бурового раствора, шум, вибрация, параметры бурения (т.е. крутящий момент, вес, ускорение, обороты трубы и т.д.) и т.п. Датчики также могут стыковаться с аналоговым входным блоком для преобразования сигнала и/или с процессором для обработки и/или анализа данных. Датчики также могут использоваться для выполнения диагностики. Диагностика может использоваться, чтобы устанавливать месторасположение отказов в системе бурильной трубы с проводом, измерять шум и/или характеристики системы телеметрии по бурильной трубе с проводом и выполнять другую диагностику на скважинной площадке. Различные типы датчиков могут встраиваться в переводник. Одним из типов датчиков может быть поверхностный датчик для измерения параметров бурения, способный работать с большой скоростью сбора данных. Данные датчиков могут записываться в запоминающем устройстве.

На Фиг.3-5 показаны бурильные трубы с проводом, как описано в патенте США №6641434, включенном в виде ссылки. Замок 310 бурильной трубы с проводом (Фиг.3) имеет первый элемент 321 индуктивной соединительной муфты с токовым контуром и второй элемент 331 индуктивной соединительной муфты с токовым контуром на каждом из концов трубы. Фиг.3 также показывает замок 310, включающий в себя удлиненный пустотелый стержень 311 с осевым проходным отверстием 312, первый элемент 321 индуктивной соединительной муфты, муфтовый конец 322, второй элемент 331 индуктивной соединительной муфты у ниппельного конца 332. Индуктивная соединительная муфта 320 показана, как составленная первым элементом 321 индуктивной соединительной муфты и вторым элементом 331' индуктивной соединительной муфты ниппельного конца 332' смежной бурильной трубы с проводом.

Фиг.3 и 4 показывают муфтовый конец 322 с внутренней резьбой 323 и внутренний кольцевой контактный заплечик 324 с первым пазом 325. Фиг.3 и 4 также показывают ниппельный конец 332' смежной бурильной трубы с проводом с наружной резьбой 333' и кольцевым внутренним контактным концом 334' трубы с вторым пазом 335'. (Номера со штрихом указывают на позицию, относящуюся к смежному звену бурильной трубы с проводом.)

Фиг.5А является изображением поперечного разреза противостоящей пары элементов индуктивной соединительной муфты с токовым контуром Фиг.3, скрепленных вместе, как часть готовой к работе трубной колонны. Она дает изображение поперечного разреза замкнутого тороидального канала 340 высокой проводимости с низкой магнитной проницаемостью, заключающего в себе оба сердечника, а изображенный на поперечном разрезе канала 313 формирует проход для внутреннего электропровода 314, который электрически соединяет два элемента индуктивной соединительной муфты замка 310 бурильной трубы с проводом.

Фиг.5В является увеличенным изображением поперечного разреза, показывающего монтаж первой секции 328 обмотки, первого сердечника 347 высокой магнитной проницаемости и первый виток 348 секции обмотки. Фиг.5В также показывает канал 313, заключающий в себе внутренний электрический провод 314. Для ясности иллюстрации на Фиг.5В и 5С первая секция 328 обмотки показана большей, в сравнении с размерами ниппеля, чем это было бы в предпочтительном варианте осуществления изобретения, чтобы исключить отрицательное влияние на прочность бурильной трубы.

Фиг.5В дополнительно показывает первый паз 325, определяющий первую кольцевую вогнутую поверхность 326 с концентрическими противостоящими участками 326a и 326b. Первая кольцевая вогнутая поверхность 326 имеет первый кольцевой вогнутый слой 327 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Слой 327 определяет первую кольцевую полость. Муфтовый конец 322 включает в себя первую секцию 328 обмотки, неподвижно смонтированную в первой кольцевой полости между концентрическими противостоящими участками 327a и 327b первого слоя 327.

Фиг.5В дополнительно показывает первый паз 335', устанавливающий вторую кольцевую вогнутую поверхность 336' с концентрическими противостоящими участками 336a' и 336b'. Вторая кольцевая вогнутая поверхность 336' имеет второй кольцевой вогнутый слой 337' с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Слой 337' устанавливает вторую кольцевую полость. Муфтовый конец 332' включает в себя вторую секцию 338' обмотки, неподвижно смонтированную во второй кольцевой полости между концентрическими противостоящими участками 337a' и 337b' второго слоя 337'.

Фиг.5В также показывает первый элемент 321 индуктивной соединительной муфты с токовым контуром, который включает первый слой 327 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью и второй элемент 331' индуктивной соединительной муфты с токовым контуром, который включает второй слой 337' с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью. Каждый слой нанесен на или прикреплен к внутренней поверхности своего паза. Первая секция 328 обмотки размещена между концентрическими противостоящими участками 327a и 327b первого слоя 327. Таким образом, первый слой определенной формы (или лента) 327 с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью заключает в себя первую секцию 328 обмотки. Таким же образом второй слой (или лента) 337' с высокой проводимостью и низкой магнитной проницаемостью частично заключает в себя вторую секцию 338' обмотки.

Первая секция 328 обмотки неподвижно закрепляется внутри своего паза заливочной массой 342. Первая секция 328 обмотки дополнительно защищается защитным материалом 343 заполнителя, предпочтительно затвердевающего при комнатной температуре. Аналогично вторая секция 338' обмотки неподвижно закрепляется внутри своего паза заливочной массой 352' и дополнительно защищается защитным материалом 353 заполнителя.

Фиг.5С является увеличенным изображением поперечного разреза элемента индуктивной соединительно