Система и способ (варианты) оценки параметров подземного пласта

Система и способ (варианты) оценки параметров подземного пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Уровень техники изобретения

Настоящее изобретение относится к оценке параметров подземного пласта, пробуренного стволом скважины. Более точно, настоящее изобретение относится к технологиям для извлечения по меньшей мере одного параметра продуктивного пласта из сигналов, сформированных скважинным оборудованием, расположенным в стволе скважины.

Разведка углеводородов предполагает помещение скважинного оборудования в ствол скважины для выполнения различных скважинных операций. Есть много типов скважинного оборудования, используемого при скважинных операциях. Типично, буровое оборудование свешивается с установки для бурения нефтяных скважин и продвигается в землю, чтобы формировать ствол скважины. Буровое оборудование может быть оборудованием скважинных исследований при бурении (MWD) или регистрации свойств при бурении (LWD), приспособленным для выполнения скважинных операций, таких как получение измерений, во время процесса бурения. Такие измерения обычно воспринимаются приборами, смонтированными в пределах воротников бура, выше буровой коронки, и могут получать информацию, такую как положение буровой коронки, характер процесса бурения, качество/состав нефти/газа, давление, температура и другие скважинные условия.

В некоторых случаях, может быть желательным получать дополнительные данные из ствола скважины после того, как бурение завершено. В таких случаях, скважинное буровое оборудование может быть снабжено системами оценки параметров скважины, приспособленными для накопления данных исследования в скважинах. В качестве альтернативы, скважинное буровое оборудование может быть вынуто, а отдельное оборудование оценки параметров скважины, такое как оборудование с проводной линией связи, со скользящей муфтой, опробования пласта, спускаемое на бурильной колонне, или гибкие насосно-компрессорные трубы, может быть опущено в скважину для выполнения дополнительного тестирования, отбора проб и/или измерения.

Оборудование оценки параметров скважины может быть оснащено системами связи, приспособленными для передачи сигналов, таких как команды, мощность и информация, между скважинным узлом, размещенным в скважинном оборудовании, и поверхностным узлом. Системы связи в буровом оборудовании могут включать в себя, например, системы с генерированием импульсов в столбе бурового раствора, которые манипулируют потоком бурового раствора через скважинное буровое оборудование для создания импульсов давления. Одна из таких систем генерирования импульсов в столбе бурового раствора раскрыта в патенте США № 5517464 и принадлежит заявителю настоящего изобретения. Другие системы связи, такие как использующие в качестве проводов буровую колонну, электромагнитные, акустические или другие телеметрические системы, также могут быть предусмотрены. Скважинное оборудование с проводной линией связи типично поддерживает связь через бронированный проводной кабель, используемый в качестве транспортера для оборудования с проводной линией связи.

В некоторых случаях, к примеру, когда система связи является неудовлетворяющей требованиям, неработающей или отсоединенной, к примеру, во время регистрации в режиме накопителя, данные накапливаются и сохраняются в узле памяти в пределах скважинного оборудования для более поздней выборки. В качестве примера, некоторое оборудование с проводной линией связи применяется в стволе скважины без соединения проводной линии связи между поверхностной системой и скважинным оборудованием. Использование проводной линии связи может быть слишком рискованным для использования или слишком дорогостоящим для оправдания издержек. Кабель проводной линии связи может быть отсоединен, а скважинный зонд приведен в действие с использованием автономного источника энергии (обычно, аккумуляторов) и узлов памяти данных (памяти данных и схемы для передачи по шине данных от датчиков). Такое оборудование приводится в действие на поверхности, затем опускается в ствол скважины посредством транспортера, либо сбрасывается или закачивается вниз по стволу скважины. Оборудование может перемещаться по многочисленным глубинным интервалам или оно может быть оставлено на постоянной глубине в скважине. Независимо, оборудование будет записывать данные о скважине и сохранять данные в памяти для сбора оператором в некоторый будущий момент времени, к примеру, когда оборудование возвратится на поверхность. Во время этого типа регистрации в «режиме накопителя», оператор типично не имеет связи с оборудованием, чтобы удостовериться, что оборудование работает надлежащим образом на всем протяжении функционирования, чтобы включить или выключить оборудование, чтобы изменить тип данных, накапливаемых оборудованием, или чтобы изменить частоту, с которой накапливаются данные. Данные, накопленные во время регистрации в режиме накопителя, типично извлекаются посредством установления (или восстановления) проводной или гидроимпульсной линии связи между скважинным оборудованием и поверхностью, или посредством извлечения оборудования на поверхность и выгрузки информации из узла памяти.

Технологии беспроводной связи, такие как электромагнитные (или эл. маг.) телеметрические системы, были использованы в скважинном буровом оборудовании. Такие системы включают в себя скважинный электромагнитный узел связи, который создает электромагнитное поле, пригодное для отправки сигнала в удаленный поверхностный электромагнитной узел связи. Примеры скважинного электромагнитного узла связи раскрыты в патентах США №5642051 и 5396232, оба из которых принадлежат заявителю настоящего изобретения. Современные скважинные электромагнитные узлы связи использовались при традиционных буровых работах MWD-типа.

Усовершенствования, такие как использование передатчиков и зазоров, были реализованы в существующем скважинном оборудовании для улучшения эксплуатационных качеств электромагнитных систем в скважинных применениях. Зазор, или непроводящая вставка, расположен между прилегающими секциями буровой колонны для усиления электромагнитного поля и обеспечения улучшенного сигнала. Примеры зазора, используемого в скважинном электромагнитном узле связи, описаны в патенте США № 5396232, принадлежащем заявителю настоящего изобретения, и патенте США № 2400170, принадлежащем Сильверману.

Системы связи типично расположены в скважинном оборудовании и используются для передачи информации, накопленной скважинным оборудованием, в поверхностный узел для анализа. Скважинное оборудование часто используется для выполнения оценки параметров продуктивного пласта, чтобы накапливать информацию о подземных пластах. Скважинное оборудование снабжено компонентами, допускающими измерение параметров продуктивного пласта, таких как давление, температура, проницаемость, пористость, плотность, вязкость, удельное сопротивление и так далее. Эта накопленная информация передается на поверхность с использованием систем связи.

Удельное сопротивление продуктивного пласта является одним из таких параметров продуктивного пласта, накапливаемым во время скважинной оценки параметров продуктивного пласта. Удельное сопротивление является важным параметром для постижения и повышения производительности пластового резервуара. Это происходит в значительной степени из-за того правила, что вода проводит электричество, а углеводороды - нет. Если электрическое удельное сопротивление пласта и его пористость известны, может быть произведена оценка флюида в поровых пространствах. Пример технологии, описывающий измерение удельного сопротивления, предоставлен в патенте США № 6188222.

Несмотря на усовершенствования в связи и оценке параметров продуктивного пласта, остается потребность в предоставлении низкозатратных и эффективных альтернатив существующим технологиям. Желательно, чтобы такие технологии устраняли потребность в дублированных устройствах и/или операциях для выполнения телеметрии и операций оценки параметров продуктивного пласта. Кроме того, желательно, чтобы такие технологии уменьшали затраты и трудности, ассоциативно связанные с существующим оборудованием измерения удельного сопротивления и электромагнитной телеметрии. Следовательно, желательно предоставить технологии, которые обеспечивают возможность измерять по меньшей мере один параметр подземного пласта при прохождении электромагнитных сигналов через пласт, с использованием электромагнитной телеметрической системы.

Сущность изобретения

В по меньшей мере одном аспекте настоящее изобретение относится к системе оценки параметров продуктивного пласта для подземного пласта, пробуренного стволом скважины. Система оценки параметров продуктивного пласта оснащена скважинным оборудованием и датчиком. Скважинное оборудование выполнено с возможностью установки в стволе скважины. Скважинное оборудование содержит скважинный электромагнитный узел для связи с поверхностным электромагнитным узлом. Датчик определяет по меньшей мере один параметр скважины по электромагнитному сигналу. Скважинное оборудование и поверхностный электромагнитный узел выполнены с возможностью пересылки электромагнитных сигналов между ними. Электромагнитные сигналы проходят через земной пласт, в силу чего, датчик определяет по меньшей мере один параметр скважины по электромагнитному сигналу.

В одном из вариантов, скважинный электромагнитный узел системы оценки параметров продуктивного пласта оснащен антенной, схемой управления и процессором. Схема управления подключена с возможностью взаимодействия к антенне для направления сигналов на антенну, в силу чего, электромагнитное поле вырабатывается и модулируется для передачи сигналов в поверхностный электромагнитный узел. Процессор подключен с возможностью взаимодействия к схеме управления.

В еще одном варианте, датчик системы оценки параметров продуктивного пласта определяет информационный сигнал, указывающий на по меньшей мере один параметр, и при этом процессор вызывает направление информационного сигнала в схему управления для передачи в поверхностный электромагнитный узел.

Антенна может быть сконструирована несколькими разными способами, типично использующими потенциальную возможность электрического напряжения создавать электромагнитные сигналы. Например, в одном из вариантов, антенна включает в себя по меньшей мере два проводящих элемента и изолирующий элемент, электрически изолирующий два проводящих элемента. Управляющая схема подключена с возможностью взаимодействия к по меньшей мере одному из проводящих элементов для направления сигналов по меньшей мере в один проводящий элемент. В еще одном варианте, антенна включает в себя катушку для создания электромагнитных сигналов через индуктивную связь.

В еще одном варианте, сигналы, направленные на антенну схемой управления, включают в себя несущую, обладающую относительно низкой частотой, являющейся пригодной для приема поверхностным электромагнитным узлом.

В еще одном другом варианте, датчик является скважинным датчиком, а сигнал измерения наложен на сигнал несущей, так что скважинный датчик может детектировать сигнал измерения в присутствии сигнала несущей. Это может выполняться разными способами. Например, сигнал измерения может передаваться на более высокой частоте, чем сигнал несущей. В еще одном варианте, детектирование сигнала измерения производится посредством измерения разности между двумя сигналами; при этом первым сигналом является сигнал измерения, наложенный на сигнал несущей; и при этом упомянутый второй сигнал является аппроксимацией упомянутого сигнала несущей.

В еще одном другом варианте, процессор периодически направляет сигналы в схему управления для передачи на антенну. Датчик накапливает данные, чтобы вырабатывать информационный сигнал в одном периоде, и передает информационный сигнал в процессор для передачи в схему управления в последующем периоде.

Датчик может определять параметр продуктивного пласта различными способами. Например, в одном из вариантов, датчик отслеживает свойства электромагнитного сигнала, чтобы определять по меньшей мере один параметр подземного пласта по электромагнитному сигналу. В еще одном варианте, датчик отслеживает свойства схемы управления, чтобы определять по меньшей мере один параметр подземного пласта по электромагнитному сигналу. Датчик может либо составлять единое целое с управляющими логическими схемами или быть отделенным от управляющих логических схем. Датчик может быть размещен в забое скважины или на поверхности. Когда датчик находится в забое скважины, датчик может размещаться прилегающим к скважинному электромагнитному узлу и связываться с ним или может быть отделен от скважинного электромагнитного узла, и размещаться удаленно от скважинного электромагнитного узла.

В еще одном варианте, система оценки параметров продуктивного пласта оснащена вторым скважинным оборудованием, размещенным удаленно от скважинного оборудования. Датчик может быть размещенным на втором скважинном оборудовании, размещенном в пределах подземного пласта, связанного с поверхностным электромагнитным узлом, размещенным ниже скважинного электромагнитного узла или размещенным в пределах оборудования низа бурильной колонны у бурильной колонны и их сочетаниях.

По меньше мере один параметр, определяемый датчиком, может быть многообразием разных измерений, таких как удельное сопротивление, давление, температура, проницаемость, пористость, плотность или вязкость.

Настоящее изобретение также относится к способу оценки параметров подземного пласта, пробуренного стволом скважины. В способе скважинное оборудование расположено в стволе скважины, а электромагнитный сигнал пересылается между скважинный электромагнитным узлом скважинного оборудования и поверхностным электромагнитным узлом. Электромагнитные сигналы проходят через подземный пласт. Затем по меньшей мере один параметр скважины (например, измерение удельного сопротивления) определяется по электромагнитному сигналу.

В одном из вариантов, электромагнитный сигнал кодируется данными, указывающими на параметр подземного пласта.

По меньшей мере один параметр может определяться в многообразии разных способов. Например, по меньшей мере один параметр может быть определен посредством отслеживания схемы управления скважинного электромагнитного узла. В еще одном варианте, по меньшей мере один параметр может быть определен посредством отслеживания физических свойств электромагнитного сигнала, таких как сила тока или напряжение электромагнитного сигнала.

В еще одном варианте, высокочастотный сигнал может быть наложен поверх сигнала низкочастотной несущей для формирования электромагнитного сигнала.

В еще одном другом варианте, настоящее изобретение относится к способу оценки параметров подземного пласта, содержащего ствол скважины, пробуренный сквозь подземный пласт. Способ включает в себя помещение скважинного оборудования в ствол скважины, передачу первого кодированного электромагнитного телеметрического сигнала через подземный пласт между скважинным оборудованием и поверхностным узлом, расчет параметра скважины по первому кодированному электромагнитному телеметрическому сигналу, кодирование по меньшей мере одного последующего электромагнитного телеметрического сигнала данными, коррелированными с рассчитанным параметром на скважине, передачу по меньшей мере одного последующего электромагнитного кодированного телеметрического сигнала через подземный пласт между скважинным оборудованием и поверхностным узлом, прием второго электромагнитного телеметрического сигнала поверхностным электромагнитным узлом и определение параметра скважины по меньшей мере по одному последующему электромагнитному телеметрическому сигналу.

Краткое описание чертежей

С тем чтобы вышеперечисленные признаки и преимущества настоящего изобретения могли быть поняты в деталях, более конкретное описание изобретения, кратко обобщенного выше, может быть получено посредством ссылки на варианты его осуществления, которые проиллюстрированы на прилагаемых чертежах. Должно быть отмечено, однако, что прилагаемые чертежи иллюстрируют только типичные варианты осуществления этого изобретения, а потому не должны рассматриваться как ограничивающие его объем ввиду того, что изобретение может допускать другие в равной степени результативные варианты осуществления.

Фиг.1А - схематичная иллюстрация электромагнитной системы для скважинного бурового оборудования, свешивающегося с буровой установки и расположенного в стволе скважины;

фиг.1B - схематичная иллюстрация электромагнитной системы для скважинного оборудования с проводной линией связи, свешивающегося с буровой установки и расположенного в стволе скважины;

фиг.1С - схематичная иллюстрация электромагнитной системы по фиг.1А, снабженной индуктивной связью;

фиг.1D - схематичная иллюстрация электромагнитной системы по фиг.1B, снабженной индуктивной связью;

фиг.2 - структурная схема электроники для электромагнитной системы по фиг.1А-D; и

фиг.3 - логическая схема последовательности операций способа, иллюстрирующая примерные операции электромагнитной системы по фиг.1А-D.

Подробное описание изобретения

Предпочтительные в настоящее время варианты осуществления изобретения показаны на идентифицированных выше чертежах и подробно описаны ниже. При описании предпочтительных вариантов осуществления, сходные или идентичные номера ссылок используются для идентификации общих или подобных элементов. Фигуры не обязательно должны изображаться в масштабе, а некоторые признаки или некоторые представления фигур могут быть показаны увеличенными по масштабу или схематичными, в интересах ясности и краткости.

Фиг.1А и 1В объединяются для иллюстрации системы 9 пластового резервуара для оценки параметров по меньшей мере одного подземного пласта. Фиг.1А изображает первую электромагнитную систему 10, используемую во взаимодействии со скважинным буровым оборудованием 12, а фиг.1В изображает вторую электромагнитную систему 10а, используемую во взаимодействии со скважинным оборудованием 12а с проводной линией связи. Первая электромагнитная система 10 расположена на некотором расстоянии от второй электромагнитной системы 10а. Первая и вторая электромагнитные системы 10 и 10а могут функционировать раздельно или вместе для получения пристволовых параметров скважины, параметров пластового резервуара или других параметров скважины. Несмотря на то что система 9 пластового резервуара изображена как содержащая две разные электромагнитные системы 10 и 10а, могут использоваться одна или более подобных или отличных электромагнитных систем.

Со ссылкой на фиг.1А, первая электромагнитная система 10 оснащена скважинным буровым оборудованием 12, содержащим скважинный электромагнитный узел 18. Скважинное буровое оборудование 12 свешивается с первой буровой установки 11 и в первый ствол 14 скважины.

Скважинное буровое оборудование 12 приспособлено для бурения первого ствола 14 скважины. Скважинное буровое оборудование 12 подключено с возможностью взаимодействия к первой буровой установке через бурильную колонну 20 и включает в себя буровую коронку 16 на нижнем ее конце. Буровая колонна 20 включает в себя большое количество воротников 21 бура, соединенных для формирования буровой колонны 20. Два таких соседних воротника 26 и 27 бура (другие воротники бура показаны на фиг.1А как 21) вмещают скважинный электромагнитный узел 18. Различные компоненты, такие как датчики 19 (а именно давления, температуры, электрического тока, напряжения и других параметров), узел 28 питания, узел 25 памяти, скважинный электромагнитный узел 18, а также другие компоненты, расположены в одном или более воротниках 21 бура и дают возможность скважинному буровому оборудованию 12 выполнять различные скважинные операции.

Скважинный электромагнитный узел 18 присоединен с возможностью взаимодействия, предпочтительно, через беспроводную линию связи, к первому поверхностному электромагнитному узлу 22 для пересылки сигналов между ними через линию связи 30. Первый поверхностный электромагнитный узел 22 может включать в себя один или более поверхностных приемников (не показаны) для минимизации воздействий поверхностных электрических шумов.

Скважинное буровое оборудование 12, по выбору, может быть оснащено телеметрическими системами с генерацией импульсов в столбе бурового раствора, проводным соединением по буровой колонне или другими для передачи между поверхностью и скважинным буровым оборудованием 12. Скважинное буровое оборудование 12 также может быть оснащено модулем 25 памяти в скважинном буровом оборудовании 12 для хранения данных. Эти данные могут выборочно подвергаться доступу и передаваться на поверхность, и/или извлекаться из модуля 25 памяти посредством выемки скважинного бурового оборудования 12 на поверхность.

Скважинный электромагнитный узел 18 может использоваться для формирования электромагнитного поля F, принимаемого первым поверхностным электромагнитным узлом 22. Электромагнитное поле способно к беспроводной передаче данных, накопленных скважинным электромагнитным узлом 18, в первый поверхностный электромагнитный узел 22. В качестве примера, скважинный электромагнитный узел 18 может использоваться для передачи данных на поверхность, когда скважинное буровое оборудование 12 продолжает выполнять регистрацию в режиме накопления. Первый поверхностный электромагнитный узел 22 тоже способен к формированию электромагнитного поля, принимаемого скважинным электромагнитным узлом 18 связи. Первый поверхностный электромагнитный узел 22 также может быть выполнен с возможностью отправки сигналов, принимаемых скважинным электромагнитным узлом 18.

Фиг.1В изображает вторую электромагнитную систему 10а. Вторая электромагнитная система 10а оснащена скважинным оборудованием 12а с проводной линией связи, размещенным во втором стволе 14а скважины для выполнения различных операций оценки параметров продуктивного пласта, таких как тестирование и отбор проб. Второй ствол 14а скважины предусмотрен удаленно от первого ствола 14 скважины, из условия, чтобы стволы 14 и 14а скважин были раздельными и размещенными порознь, на некотором расстоянии.

Скважинное оборудование 12а с проводной линией связи может включать в себя различные компоненты, такие как источник питания, отборные камеры, гидроагрегаты, зонды, пакеры, якоря или другие устройства, такие как описанные в патентах США № 4936139 и 4860581, принадлежащих заявителю настоящего изобретения. Такие компоненты могут включать в себя датчики 19а, выполненные с возможностью воспринимать различные измерения (а именно параметров давления, температуры, электрического тока, напряжения и других), модуль 28а источника питания, модуль 25а памяти и телеметрические модули 26а и 27а.

Скважинное оборудование 12а с проводной линией связи свешивается во второй ствол 14а скважины посредством кабеля 24 проводной линии связи со второй буровой установки 11а. Скважинное оборудование 12а с проводной линией связи, по выбору, может быть опущено до выбранных глубин во втором стволе 14а скважины посредством разных транспортеров, таких как скользящая муфта, бурильная колонна, гибкая насосно-компрессорная труба, или других известных технологий. Такие соединители могут быть проводными, из условия, чтобы сигналы могли проходить между поверхностью и скважинным оборудованием 12а с проводной линией связи для выполнения различных операций и передачи данных. Соединитель может быть избирательно выведен из работы, разомкнут или повторно присоединен, как будет понятно специалистам в данной области техники.

Данные, накопленные скважинным оборудованием 12а с проводной линией связи, могут быть извлечены из модуля 25а памяти после извлечения скважинного оборудования 12а с проводной линией связи на поверхность, или посредством передачи через кабель 24 проводной линии связи, для более позднего использования. В случаях, когда соединитель отключен, выведен из работы или неспособен к передаче данных на поверхность, скважинное оборудование 12а проводной линии связи сохраняет такие данные в модуле 25а памяти в скважинном оборудовании 12а с проводной линией связи.

Данные могут передаваться на поверхность через скважинный электромагнитный узел 18а, расположенный в телеметрических модулях 26а и 27а. Скважинный электромагнитный узел 18а может использоваться для формирования электромагнитного поля Fa, принимаемого вторым поверхностным электромагнитным узлом 22а через линию связи 30а.

Дополнительная линия 30b связи может быть предусмотрена для оперативного соединения первой и второй электромагнитных систем 10 и 10а. Электромагнитное поле Fa пригодно для беспроводной передачи данных, накопленных в модуле 25а памяти, во второй поверхностный электромагнитный узел 22а. Каждые из скважинных электромагнитных узлов 18 и 18а, а также поверхностных электромагнитных узлов 22 и 22а могут поддерживать двунаправленную связь друг с другом. Так, например, скважинный электромагнитный узел 18 связи может поддерживать двунаправленную связь со скважинным электромагнитным узлом 1а связи, а также поверхностными электромагнитными узлами 22 и 22а связи. Может использоваться любое количество линий связи, телеметрических узлов, поверхностных узлов и оборудования.

Скважинные электромагнитные узлы 18 и 18а связи оснащены соответственными антеннами 32 и 32а, посредством которых пересылаются, то есть отправляются или принимаются, электромагнитные волны. В одном из предпочтительных вариантов осуществления, изображенном на фиг.1А и 1В, антенны включают в себя по меньшей мере два проводящих элемента, таких как воротники 26 и 27 бура, и телеметрические модули 26а и 27а. Изолирующие элементы 34 и 34а электрически изолируют воротники 26 и 27 бура и телеметрические модули 26а и 27а.

При использовании, воротники 26 и 27 бура типично обладают противоположной полярностью, с изоляционными элементами 34 или 34а, формирующими зазоры 36 или 36а между ними. Зазор 36 типично встроен в оправку между верхним и нижним воротниками бура. Подобным образом, телеметрические модули 26а и 27а типично обладают противоположной полярностью, с изоляционным элементом 34а, формирующим зазор 36а между ними. Воротник зазора используется для увеличения сопротивления, сформированного электромагнитными системами 10 и 10а, посредством большего расстояния, и/или для улучшения электрического соединения между воротниками бура. Примеры технологий для конструирования воротников 26 и 27 бура, а также телеметрических модулей 26а и 27а, описаны подробно в находящейся в процессе одновременного рассмотрения заявке на выдачу патента США № 10/707970, все содержание которой, таким образом, включено в материалы настоящей заявки посредством ссылки.

Возвращаясь к фиг.1А, увидим, что система 9 пластового резервуара также оснащена одним или более датчиков 40 и 42, расположенными в различных местоположениях вокруг скважины. Датчики 40 и 42 могут быть приемопередатчиками электромагнитного сигнала для пересылки электромагнитных сигналов скважинным электромагнитным узлом 18 и первым поверхностным электромагнитным узлом 22. Подобные датчики могут быть предусмотрены во второй электромагнитной системе 10а для использования со скважинным электромагнитным узлом 18а и вторым поверхностным электромагнитным узлом 22а. Различные датчики могут быть расположены вокруг системы пластового резервуара. Дополнительные датчики могут использоваться для измерения многообразия параметров скважины или пластового резервуара (поверхностных или скважинных), таких как давление в стволе скважины, пластовое давление, температура, удельное сопротивление и так далее.

Фиг.1С и 1D содействуют иллюстрации еще одной конфигурации системы 9 пластового резервуара для оценки параметров по меньшей мере одного подземного пласта. Система 9а пластового резервуара сконструирована и функционирует подобно системе 9 пластового резервуара, за исключением того, что системе 9а пластового резервуара содержит первую и вторую электромагнитные системы 10с и 10d соответственно. Первая электромагнитная система 10с содержит электромагнитный узел 18, который использует антенны, содержащие катушки 44 для создания электромагнитных сигналов посредством индуктивной связи, вместо антенны 32, изолирующего элемента 34 и зазора 36 по фиг.1А. Вторая электромагнитная система 10d содержит электромагнитный узел 18а, который использует антенны, содержащие катушки 44 для создания электромагнитных сигналов посредством индуктивной связи, вместо антенны 32а, изолирующего элемента 34а и зазора 36а по фиг.1В.

Фиг.2 - структурная электрическая схема, изображающая связь между поверхностным и скважинным электромагнитными узлами 22 и 18 по фиг.1А. Поверхностный и скважинный электромагнитные узлы 22а и 18а связи сконструированы подобным образом и не будут отдельно описываться в материалах настоящей заявки в целях краткости.

Линия 30 связи установлена между поверхностным электромагнитным узлом 22 связи и скважинным электромагнитным узлом 18 связи. Как показано на фиг.1А, эта линия связи является беспроводной линией связи, проходящей через землю. Данные, собранные посредством одного или более датчиков 19, сохраняются в памяти 25. Датчики 19 и/или память 25 могут быть объединены со скважинным электромагнитным узлом 18 связи или отделены от него. Данные обрабатываются посредством процессора 212 и передаются на поверхность через схему 210 управления, которая предпочтительно включает в себя приемопередатчик. Схема 210 управления также выполнена с возможностью передачи сигналов в поверхностный электромагнитный узел 22 связи и приема сигналов из него.

Поверхностный электромагнитный узел 22 связи включает в себя схему 202 управления, процессор 204 и регистратор 208. Схема 202 управления принимает сигналы из и передает сигналы в скважинный электромагнитный узел 18 связи. Скважинные данные принимаются схемой 202 управления и отправляются в программируемый процессор 204 для обработки. Данные затем записываются в регистраторе 208 после признания приемлемыми. Синхронизированный тактовый генератор по выбору может быть подключен к поверхностному и/или скважинному электромагнитному узлам 22 и 18 связи для синхронизации электромагнитной системы 10.

Линия 30 связи предпочтительно образована электромагнитным полем F, вырабатываемым поверхностным электромагнитным узлом 22 связи и/или скважинным электромагнитным узлом 18 связи. Поле F предпочтительно используется в качестве беспроводного соединения для прохождения сигналов между поверхностным и скважинным электромагнитными узлами 22 и 18.

Со ссылкой на фиг.3, в материалах настоящей заявки показана логическая схема последовательности операций способа, обобщающая работу электромагнитных систем 10 и/или 10а. Схема последовательности операций способа описывает работу, когда измерительный параметр определяется в качестве сигнала, пересылаемого из скважинных электромагнитных узлов 18 и/или 18а в поверхностный узел 22 и/или 22а. Будет принято во внимание, что такая же технология может использоваться для определения измерительного параметра в качестве сигнала, который пересылается из поверхностного узла 22 и/или 22а в скважинные электромагнитные узлы 18 и/или 18а. По меньшей мере один электромагнитный сигнал может пересылаться между скважинным(и) электромагнитным(и) узлом(ами) и поверхностным(и) узлом(ами). Такой же сигнал(ы) может использоваться в качестве измерения для получения скважинного параметра и в качестве сигнала передачи для передачи данных. В качестве альтернативы, один или более независимых сигналов могут использоваться для измерения и/или передачи. Подобные технологии могут использоваться для электромагнитных систем 10с и 10d по фиг.1С и 1D.

В одном из примеров, на первом этапе 300, процессор 213 скважинных электромагнитных узлов 18 или 18а связи собирает скважинные данные, которые должны передаваться в поверхностные электромагнитные узлы 22 или 22а связи. Процессор 212 заставляет скважинные данные кодироваться 302 для передачи в поверхностные электромагнитные узлы 22 или 22а связи. Как только скважинные данные закодированы, процессор 212 побуждает схему 210 управления формировать 304 кодированные электромагнитные сигналы и передавать 306 кодированные электромагнитные сигналы в поверхностные электромагнитные узлы 22 или 22а связи.

Затем, процессор 212 получает данные с датчиков 19 или 19а, чтобы определить информацию, указывающую на удельное сопротивление пласта, на этапе 308. Затем процессор 312 может рассчитать удельное сопротивление пласта по данным. Рассчитанное удельное сопротивление пласта, наряду с другими скважинными данными, которые могут быть отправлены в скважинные электромагнитные узлы 18 или 18а связи, могут быть закодированы на этапе 310. В качестве альтернативы, процессор 212 может кодировать необработанные данные, указывающие на удельное сопротивление пласта, наряду с другими скважинными данными, которые могут быть отправлены в скважинные электромагнитные узлы 18 или 18а связи, на этапе 310. Затем процессор 212 переходит на этап 304, где электромагнитный сигнал формируется закодированными данными, которые должны передаваться в поверхностные электромагнитные узлы 22 или 22а связи.

Также, на фиг.3 показаны две отдельные последовательности операций получения по меньшей мере одного параметра, например, удельного сопротивления пласта в соответствии с настоящим изобретением. Несмотря на то что следующие последовательности операций будут описаны с использованием примера определения удельного сопротивления пласта, такие последовательности операций равным образом применимы к определению других параметров продуктивного пласта. На этапе 320, схема 202 управления поверхностного электромагнитного узла 22 или 22а связи принимает кодированный электромагнитный сигнал на поверхности. Процессор 204, затем, может перейти либо на этап 322, либо на этап 324. На этапе 322, процессор 204 оценивает параметры кодированного электромагнитного сигнала, которые должны быть выведены, или, например, рассчитывает удельное сопротивление пласта с использованием равенства 1.1, обсужденного выше. Как только удельное сопротивление пласта рассчитано, процессор 204 переходит к этапу 326, где усредненное удельное сопротивление пласта принимается и записывается. В качестве альтернативы, процессор 204 может направляться на этап 324, где кодированный электромагнитный сигнал демодулируется (или декодируется). Затем, процессор 204 переходит к этапу 328, где извлекаются данные измерения удельного сопротивления. Как только данные измерения удельного сопротивления пласта извлечены, процессор 204 переходит к этапу 326, где данные измерения удельного сопротивления принимаются и записываются.

Различные этапы, которые изображены на фиг.3, могут выполняться в разные моменты времени. Например, этап 306 передачи сигнала может выполняться одновременно с другими этапами, такими как этап 308 привлечения вывода по меньшей мере одного параметра продуктивного пласта.

По меньшей мере один параметр подземного пласта определяется по электромагнитному сигналу(ам), пересылаемому между поверхностными электромагнитными узлами 22 и 22а, скважинными электромагнитными узлами 18 и 18а и их сочетаниями. Параметр может быть любым типом параметра, способного быть определенным из электромагнитного сигнала(ов). Например, параметром может быть давление, температура, проницаемость, пористость, плотность, вязкость, удельное сопротивление или другие измерения.

По меньшей мере один параметр может быть охарактеризован как «пристволовой параметр скважины», или «параметр пластового резервуара» для подземных пластов. Пристволовой параметр скважины указывает ссылкой на измерения, полученные благодаря (1) электромагнитным сигналам, пересылаемым между одним из скважинных электромагнитных узлов 18 или 18а и одним из поверхностных электромагнитных узлов 22 или 22а, расположенных по соседству