Система и способ измерения параметров в стволе скважины

Система и способ измерения параметров в стволе скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Во многих мероприятиях в стволах скважин необходимо измерение параметров в конкретных зонах, таких как зона обработки. Например, измерения давления, температуры и/или вибрации в интервале добычи или вблизи него могут дать ценные данные, по которым можно анализировать работу скважины и действенность операций обработки. Получение таких данных, однако, оказывается проблематичным.

Например, в некоторых работах по эксплуатации и обработке скважин используют гибкую насосно-компрессорную трубу, развернутую в стволе скважины. Датчики можно развертывать снаружи гибкой насосно-компрессорной трубы, но это создает эксплуатационные проблемы, поскольку часто бывает необходимым и желательным поддерживать постоянный внешний диаметр гибкой насосно-компрессорной трубы, чтобы ее можно было спускать через надлежащий сальник. Для других типов скважинных работ разработана гибкая насосно-компрессорная труба с линиями управления, проходящими вдоль внутренней полости гибкой насосно-компрессорной трубы или через отверстие в стенке гибкой насосно-компрессорной трубы. Такие линии управления, однако, нельзя использовать для получения необходимых параметров измерений вдоль специфических зон скважины, поскольку размещение не обеспечивает достаточного воздействия внешних текучих сред в скважине. Также предпринимались попытки размещения датчиков во внутрискважинном оборудовании, таком как компоновки низа бурильной колонны, но данный подход обеспечивает измерение относящихся к скважине параметров только вблизи внутрискважинного оборудования.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В общем, настоящим изобретением создана система и способ для измерения одного или нескольких параметров в стволе скважины вдоль конкретных зон скважины. Оборудованная контрольно-измерительными приборами секция гибкой насосно-компрессорной трубы оснащена группой датчиков, например оптоволоконным датчиком, проходящим вдоль ее длины. В одном варианте осуществления оптоволоконный проводник закрепляется в углублении, выполненном в поверхности стенки трубы, оборудованной контрольно-измерительными приборами секции. Переходник направляет подвергаемый воздействию оптоволоконный кабель из оборудованной контрольно-измерительными приборами секции во внутреннюю полость гибкой насосно-компрессорной трубы.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Некоторые варианты осуществления изобретения описаны в данном документе со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых одинаковыми позициями обозначены одинаковые элементы.

На фиг.1 показан вид спереди колонны гибкой насосно-компрессорной трубы, расположенной в стволе скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг.2 показан другой вариант осуществления колонны гибкой насосно-компрессорной трубы, расположенной в стволе скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг.3 показан другой вариант осуществления колонны гибкой насосно-компрессорной трубы, расположенной в стволе скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг.4 схематично показана секция гибкой насосно-компрессорной трубы, соединенной с внутрискважинным оборудованием, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг.5 показано сечение оптоволоконного проводника, развернутого в секции гибкой насосно-компрессорной трубы, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг.6 схематично показана соединительная муфта для использования в соединении секций гибкой насосно-компрессорной трубы в стволе скважины согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг.7 схематично показана соединительная муфта согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг.8 схематично показана соединительная муфта согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения.

На фиг.9 показан вид спереди колонны насосно-компрессорной трубы с оптоволоконными соединительными муфтами развернутыми в стволе скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

В настоящем описании представлены многочисленные детали для обеспечения понимания настоящего изобретения. Однако специалистам в данной области техники должно быть понятно, что настоящее изобретение можно практически применять без данных деталей и что возможны многочисленные изменения или модификации описанных вариантов осуществления изобретения.

Настоящее изобретение, в общем, относится к системе и методике измерения одного или нескольких параметров, относящихся к среде в стволе скважины. Группа датчиков, таких как оптоволоконные датчики, расположена вдоль внешней стенки оборудованной контрольно-измерительными приборами секции гибкой насосно-компрессорной трубы. В одном варианте осуществления изобретения в стенке гибкой насосно-компрессорной трубы выполнено углубление и один или нескольких оптоволоконных проводников уложены в углубление. Оптоволоконные проводники могут иметь дополнительное покрытие для образования внешней поверхности измерения, по существу выполненной заподлицо с периметром гибкой насосно-компрессорной трубы. Также переходник направляет один или нескольких оптоволоконных проводников от внешней поверхности оборудованной контрольно-измерительными приборами секции во внутреннюю полость гибкой насосно-компрессорной трубы, чтобы оптоволоконные проводники были защищены между оборудованной контрольно-измерительными приборами секцией и, например, площадкой на поверхности.

В данном варианте осуществления встроенный оптоволоконный проводник или оптоволоконные проводники можно использовать для обеспечения, например, распределенных измерений температуры, которые, в свою очередь, можно интерпретировать для определения оттока в окружающий пласт или притока из него. Оптоволоконные проводники можно выполнить измеряющими давление как на распределенной основе, так и во множестве точек. Во многих вариантах практического применения распределение давления можно использовать для дополнения температурной кривой, таким образом, улучшая интерпретацию перемещения текучей среды. Оптоволоконный проводник или проводники также можно использовать для измерения механического напряжения, для регистрации, например деформации гибкой насосно-компрессорной трубы, происходящей в результате выпучивания, гибкой насосно-компрессорной трубы, остановки гибкой насосно-компрессорной трубы на забое и других событий скважинных работ. Оптоволоконные кабели также можно использовать для измерения вибраций, которые можно интерпретировать по показателю переноса твердых частиц и/или переходного измерения роста трещин. Регистрация механического напряжения на самой гибкой насосно-компрессорной трубе также может показывать, соединен ли оптоволоконный проводник с гибкой насосно-компрессорной с надлежащим натяжением. Соответственно, индивидуальные или многочисленные оптоволоконные проводники, развернутые по существу заподлицо с поверхностью гибкой насосно-компрессорной трубы, можно использовать для регистрации одного или нескольких параметров, относящихся к скважине.

На фиг.1 показана система 20 согласно варианту осуществления настоящего изобретения. В конкретном показанном варианте осуществления изобретения система 20 содержит компоновку 22 скважинного инструмента, расположенную в скважине 24, имеющей ствол 26 скважины, пробуренный в пласте 28. Пласт 28 может содержать необходимые текучие среды добычи, такие как нефть. Компоновка 22 скважинного инструмента проходит вниз в ствол 26 скважины, например, от устьевого оборудования 30, которое может располагаться на поверхности 32, такой как поверхность земли или морское дно. Ствол 26 скважины можно выполнить вертикальным или наклонно-направленным, например горизонтальным.

В варианте осуществления, показанном на фиг.1, компоновка 22 скважинного инструмента содержит гибкую насосно-компрессорную трубу 34 и оборудованную контрольно-измерительными приборами секцию 36 гибкой насосно-компрессорной трубы. В некоторых вариантах осуществления изобретения оборудованная контрольно-измерительными приборами секция 36 гибкой насосно-компрессорной трубы является относительно короткой в сравнении с полной длиной гибкой насосно-компрессорной трубы 34. В таких вариантах практического применения оборудованную контрольно-измерительными приборами секцию 36 гибкой насосно-компрессорной трубы можно использовать для выполнения измерений в специфической зоне, такой как зона обработки пласта. Показанная секция 36 гибкой насосно-компрессорной трубы содержит углубление 38, в котором установлена группа 40 датчиков. В качестве примера, гибкая насосно-компрессорная труба 34 может являться гибкой насосно-компрессорной трубой стандартного диаметра, и диаметр секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы (взятый напрямую через группу 40 датчиков) может быть одинаковым с диаметром стандартной гибкой насосно-компрессорной трубы 34. В варианте осуществления на фиг.1 группа 40 датчиков содержит оптоволоконный проводник 42 или множество оптоволоконных проводников 42, развернутых в углублении 38. Оптоволоконные кабели 42 могут быть закреплены, по существу, заподлицо с периферийной поверхностью 44, такой как внешняя поверхность секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы.

Дополнительно к этому, один или несколько оптоволоконных проводников 42 могут составлять часть или присоединяться к дополнительной секции 46 оптоволоконных проводников посредством переходника 47, обеспечивающего развертывание дополнительной секции 46 оптоволоконного проводника вдоль по внутренней полости гибкой насосно-компрессорной трубы 34. Секция 46 оптоволоконного проводника проходит вдоль по гибкой насосно-компрессорной трубе 34, например, к площадке на поверхности. При закреплении оптоволоконного проводника 42 по существу заподлицо с периферийной поверхностью 44 секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы выбранные параметры, относящиеся к скважине, можно точно измерять на многоточечной или распределенной основе. Кроме того, переводник 47 ограничивает воздействие на оптоволоконный проводник или проводники, обеспечивая прокладку секции 46 оптоволоконного проводника вдоль по защищенной внутренней полости гибкой насосно-компрессорной трубы. В варианте осуществления на фиг.1 углубление 38 и секция 42 оптоволоконного проводника развернуты в общем линейно вдоль длины секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы.

Компоновка 22 скважинного инструмента также может включать в себя скважинное оборудование 46, соединенное с секцией 36 гибкой насосно-компрессорной трубы. Скважинное оборудование 46 может содержать оптоволоконные проводники или другие датчики, а также оптоволоконные соединительные муфты для соединения оптоволоконного проводника 42 с другими секциями оптоволоконного проводника, как разъяснено более подробно ниже. К примеру, скважинное оборудование 46 может содержать компоновку 48 низа бурильной колонны.

В другом варианте осуществления изобретения углубление 38 и один или несколько оптоволоконных 42 проводников внутри углубления 38 расположены по криволинейной схеме вдоль секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы, как показано на фиг.2. В конкретном показанном примере углубление 38 расположено, в общем, по спиральной схеме вдоль внешнего периметра секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы. Использование криволинейного углубления 38 и криволинейного оптоволоконного проводника 42 может уменьшить величину напряжения и деформации, действующей на оптоволоконный проводник в некоторых вариантах практического применения. Например, в зависимости от длины оборудованной контрольно-измерительными приборами секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы, для оптоволоконного проводника 42, встроенного в стенку гибкой насосно-компрессорной трубы, может потребоваться выдерживать существенное механическое напряжение, испытываемое секцией гибкой насосно-компрессорной трубы, или такое механическое напряжение исключить. При использовании криволинейного, например спирального пути, данное механическое напряжение проходит в гибкой насосно-компрессорной трубе без вреда для применения оптоволоконного проводника.

На фиг.3 показан другой вариант осуществления компоновки 22 скважинного инструмента, в котором секция 36 гибкой насосно-компрессорной трубы содержит множество углублений 38, которые могут располагаться линейно или криволинейно. Каждое из углублений 38 разработано с возможностью размещения оптоволоконного проводника 42 для измерения конкретных параметров, относящихся к скважине. В некоторых вариантах применения множество оптоволоконных 42 проводников может быть развернуто в каждом углублении 38.

Один вариант осуществления секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы и скважинного оборудования 46 показан на фиг.4. В данном варианте осуществления изобретения секция 42 оптоволоконного проводника оборудованной контрольно-измерительными приборами секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы соединена со второй секцией 50 оптоволоконного проводника, развернутого в оборудованной контрольно-измерительными приборами секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы и гибкой насосно-компрессорной трубе 34. Например, вторую секцию 50 оптоволоконного проводника можно развернуть вдоль внутренней полости 52 гибкой насосно-компрессорной трубы 34 и оборудованной контрольно-измерительными приборами секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы. Второй оптоволоконный проводник 50 можно развертывать внутри кабеля, образованного малой трубой 54, такой как труба из нержавеющей стали. Труба из нержавеющей стали может быть установлена в гибкой насосно-компрессорной трубе посредством технологии протягивания текучей средой или других технологий для перемещения кабелей через гибкую насосно-компрессорную трубу.

В показанном специфическом варианте осуществления малая труба 54 герметично соединена с внутрискважинным оборудованием 46, например герметично соединена с компоновкой 48 низа бурильной колонны. Вторая секция 50 оптоволоконного проводника соединена с оптоволоконным проводником 42, таким как отдельный оптоволоконный проводник или как соединенные вместе оптоволоконные проводники, через надлежащий переходник 56 для образования петли оптоволоконного проводника, включающей в себя оптоволоконный проводник 42, встроенный в секцию 36 гибкой насосно-компрессорной трубы. Во многих вариантах практического применения петля оптоволоконного проводника может проходить на забой скважины с площадки на поверхности. На отрезке прохождения второй секции 50 оптоволоконного проводника через компоновку 48 низа бурильной колонны компоновка низа бурильной колонны служит защитой оптоволоконного проводника от химического и/или механического разрушения. Внутрискважинное оборудование 46, то есть компоновка 48 низа бурильной колонны, также может быть разработано для развертывания множества оптоволоконных проводников 50 посредством трубы 54, чтобы отдельные оптоволоконные проводники можно было использовать различными путями на забое скважины. Например, один или несколько оптоволоконных проводников можно соединить с одним или несколькими оптоволоконными проводниками 42, и другие оптоволоконные проводники можно соединять, например, с датчиками 58 в компоновке 48 низа бурильной колонны. Компоненты компоновки 22 скважинного инструмента также можно использовать в других устройствах. Компоновка 48 низа бурильной колонны, например, может быть развернута между секцией 36 гибкой насосно-компрессорной трубы и остальной частью гибкой насосно-компрессорной трубы 34. Кроме того, один или несколько оптоволоконных проводников можно разместить в соединительной муфте, спускаемой в скважину под давлением.

Что касается оборудованной контрольно-измерительными приборами секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы, углубление или углубления 38 можно выполнить в стенке 60 секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы, как показано на фиг.5. Оптоволоконный проводник 42 закрепляется в необходимом положении, например, по существу заподлицо с поверхностью 44 периметра стенки посредством устройства 62. Устройство 62 может содержать различные конструкции или системы, несущие оптоволоконный проводник 42 по существу вдоль периферийной поверхности для содействия точному сбору данных.

Углубление 38 можно выполнить различными способами. Например, углубление 38 может иметь форму канавки 64, вырезанной в стенке 60 секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы. Канавку 64 можно вырезать в укомплектованной секции гибкой насосно-компрессорной трубы с использованием режущего инструмента протачивающего типа. Например, можно использовать пост фрезерования для вырезания канавки 64, когда секцию гибкой насосно-компрессорной трубы пропускают вдоль вращающегося фрезерующего инструмента, вырезающего канавку необходимого профиля. Если требуется несколько канавок, можно использовать несколько режущих головок одновременно для вырезания нескольких канавок в гибкой насосно-компрессорной трубе. Альтернативно, можно использовать лазер для удаления необходимого количества материала для создания углубления 38. Дополнительно к этому, углубление 38 можно выполнить в листовом материале перед гибкой и сваркой листового материала в секцию гибкой насосно-компрессорной трубы. Углубление, то есть канавку 64, также можно выполнять во время стадии прокатки обработки материала, для эффективного встраивания углубления в листовой материал перед гибкой листового материала в секцию гибкой насосно-компрессорной трубы. Данные и другие технологии можно использовать для выполнения углубления 38 с необходимой формой и размером.

Дополнительно к этому, углубления 38 могут быть прямыми или криволинейными, в зависимости от необходимого варианта практического применения. Например, размещение оптоволоконного 42 проводника в прямой канавке можно использовать для улучшения регистрации механического напряжения вследствие, например, растяжения и выпучивания в гибкой насосно-компрессорной трубе. В других вариантах практического применения предпочтительно разъединять измерительную группу с механическим напряжением на гибкой насосно-компрессорной трубе. В данных вариантах практического применения канавку 64 можно вырезать или выполнить другим способом спиральной или в форме серпантина для отделения оптоволоконного проводника 42 от механического напряжения в секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы. Оптоволоконный проводник 42 также можно развертывать слабо связанным или плотно связанным с углублением 38 в зависимости от параметров, подлежащих измерению. Например, размещение плотно связанного оптоволоконного проводника 42 в общем в спиральной канавке может быть целесообразным при измерении механического напряжения от крутящего момента на секции гибкой насосно-компрессорной трубы во время бурения гибкой насосно-компрессорной трубой или других работ, создающих крутящий момент.

Устройство 62 также выбирают согласно типу работы в скважине, в которой используют оборудованную контрольно-измерительными приборами секцию 36 гибкой насосно-компрессорной трубы. Например, оптоволоконный проводник 42 можно заливать в материал 66 наполнителя, такой как адгезив, эпоксидный состав, более мягкий материал (например, вулканизируемая резина) или материал, который полностью не затвердевает, (например, силиконовый гель). В некоторых вариантах практического применения оптоволоконный проводник 42 можно герметично уплотнять в углублении 38. Такое герметичное уплотнение можно получить, например, привариванием тонкой закрывающей пластины 68 непосредственно сверху оптоволоконного проводника 42. Одним примером подходящей сварки является лазерная сварка. В других вариантах практического применения, однако, оптоволоконный проводник 42 заливают составом без герметичного уплотнения углубления 38. Создание герметичного уплотнения зависит от проектных параметров, таких как требуемая долговечность и измеряемая величина, подлежащая регистрации.

Использование оборудованной контрольно-измерительными приборами секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы улучшает производительность и эффективность работ в скважине, включающих в себя работы обработки пласта в скважине. Во время работы в скважине секцию 36 гибкой насосно-компрессорной трубы можно развертывать аналогично развертыванию гибкой насосно-компрессорной трубы в обычных вариантах практического применения и использовать для измерения соответствующих показателей работы скважины. В некоторых вариантах практического применения секцию 36 гибкой насосно-компрессорной трубы размещают в зоне скважины 24, находящейся под гидравлическим давлением, нагнетаемым по гибкой насосно-компрессорной трубе 34. На основании данных, полученных от оборудованной контрольно-измерительными приборами секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы, закачку или технологический процесс обработки пласта в скважине модифицируют для оптимизирования времени процесса, объема закачиваемой текучей среды и эффективности обработки. Такие модификации также могут основываться на других данных, собранных, например, с датчиков на компоновке низа бурильной колонны и на поверхности, а также данных настроек насосов и других машин и механизмов. Оборудованную контрольно-измерительными приборами секцию 36 гибкой насосно-компрессорной трубы также можно использовать для получения данных показателей работы скважины и данных других измерений по различным работам в диапазоне, например, от буровых работ до работ заканчивания скважины. Оборудованная контрольно-измерительными приборами секция гибкой насосно-компрессорной трубы способна предоставлять информацию, обеспечивающую оптимизирование и подтверждение эффективности работ как субподрядчикам, так и заказчикам.

Виды выполняемых измерений и параметры, выбранные для измерения посредством оборудованной контрольно-измерительными приборами секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы, можно изменять в различных вариантах практического применения. В некоторых вариантах практического применения температурные кривые измеряют с использованием оптоволоконного проводника 42, просто используемого для измерения распределенной температуры. В данном виде практического применения оптоволоконный проводник 42 может представлять собой многорежимный оптоволоконный проводник с градиентным показателем преломления для практического применения в скважине. Распределенное измерение температуры основано на обратном рассеянном излучении Рамана, позиционное разрешение получается либо измерением коэффициента отражения методом совмещения прямого и обратного сигналов или измерением коэффициента отражения в частотной области. В любом варианте позиция соотносится со временем прохождения сигнала от оборудования к точке, представляющей интерес, и температурная информация кодируется модуляцией антистоксового комбинационного отраженного рассеяния света. Комбинационное рассеяние света возникает от взаимодействия между зондирующим светом и молекулярных колебаний. Данный способ можно применять к однорежимным оптоволоконным проводникам. В однорежимных оптоволоконных проводниках, вместе с тем, можно использовать альтернативу, когда используют обратное рассеяние Бриллюэновского излучения. В данном последнем подходе чувствительность сдвига и интенсивности частоты соотносятся как с температурой, так и с механическим напряжением и может использоваться для независимого измерения обоих параметров.

Другие параметры также можно измерять оборудованной контрольно-измерительными приборами секцией 36 гибкой насосно-компрессорной трубы. Например, оптоволоконный проводник 42 можно использовать для измерения давления и динамического механического напряжения. Относительно измерения давления, известно, что на физическую длину влияет изостатическое давление и что незначительный соответствующий эффект фотоупругости действует в противоположном направлении. Данный эффект можно существенно улучшить покрытием оптоволоконного проводника 42 некоторыми известными покрытиями. Осевое механическое напряжение на оптоволоконном проводнике 42, возникающее в результате давления на оптоволоконный проводник, можно регистрировать с использованием методики Бриллюэна. Другие способы включают в себя использование поляризационного оптического временного рефлектомера в оптоволоконном проводнике для изменения двулучепреломления оптоволоконного кабеля, как функции давления.

В другом подходе оптоволоконный проводник 42 можно разделить на группы элементов, отделенных отражателями и запрашиваемых интерферометрически на нескольких частотах для установления абсолютной длины пути между отражателями. Данную технологию можно использовать для измерений температуры, давления и механического напряжения с высоким разрешением.

Оборудованную контрольно-измерительными приборами секцию 36 гибкой насосно-компрессорной трубы также можно использовать в других оптических способах измерений и для измерения других параметров, таких как электрические и магнитные поля. Кроме того, присутствие некоторых химических соединений может преобразовываться в механическое напряжение посредством использования специальных покрытий. Если оборудовано нагревающее или охлаждающее устройство, распределенное измерение температуры можно преобразовать в профиль потока с использованием имеющейся анемометрии и способов путевого подогрева. Оптоволоконный проводник 42 также можно использовать для регистрации твердых частиц, соударяющихся с насосно-компрессорной трубой. Секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы также можно использовать для мониторинга роста трещин посредством датчиков динамического давления, например гидрофонов, встроенных в оборудованную контрольно-измерительными приборами секцию 36 гибкой насосно-компрессорной трубы.

Во многих вариантах практического применения оптоволоконный проводник 42, оборудованной контрольно-измерительными приборами секции 36 гибкой насосно-компрессорной трубы, соединен с другими оптоволоконными проводниками, такими как второй оптоволоконный проводник 50, или другими секциями оптоволоконных проводников, проходящих к конкретному скважинному оборудованию или зонам ствола скважины. В качестве примера, соединение оптоволоконных проводников можно получить посредством соединительных муфт бесконтактной телеметрии или других типов соединительных муфт, таких как вставная соединительная муфта. Различные соединительные муфты можно использовать для образования соединений типа переходника между внешним и внутренним оптоволоконными проводниками и других типов соединений между оптоволоконными проводниками.

Соединительные муфты также можно использовать для соединения секций гибкой насосно-компрессорной трубы, несущих оптоволоконные кабели. Одним примером соединительной муфты для соединения последовательных секций гибкой насосно-компрессорной трубы является соединительная муфта бесконтактной телеметрии, вариант осуществления которой показан на фиг.6. В данном варианте осуществления соединительная муфта 70 гибкой насосно-компрессорной трубы использована для соединения первой секции 72 гибкой насосно-компрессорной трубы со второй секцией 74 гибкой насосно-компрессорной трубы. Соединительная муфта 70 гибкой насосно-компрессорной трубы может представлять собой внутреннюю соединительную муфту, внешнюю соединительную муфту, выполненную заподлицо, например наматываемую соединительную муфту, или любые другие типы подходящих соединительных муфт. В некоторых вариантах практического применения, по меньшей мере, одна из секций 72 и 74 гибкой насосно-компрессорной трубы может являться оборудованной контрольно-измерительными приборами секцией гибкой насосно-компрессорной трубы, такой как секция 36 гибкой насосно-компрессорной трубы. Один или несколько датчиков, например датчики 76, 78 и 80, встроены в соединительную муфту 70 гибкой насосно-компрессорной трубы или в секции 72, 74 гибкой насосно-компрессорной трубы вблизи соединительной муфты 70. В показанном примере датчик 76 установлен для регистрации параметров окружающих условий за пределами соединительной муфты 70; датчик 78 установлен для регистрации параметров условий в корпусе соединительной муфты 70 и датчик 80 установлен для регистрации параметров условий в соединительной муфте 70 насосно-компрессорной трубы. Регистрируемые параметры можно передавать на устье скважины посредством оптоволоконного проводника 82, проходящего по секциям 72, 74 гибкой насосно-компрессорной трубы и через оптоволоконный канал 83 соединительной муфты 70.

Собранные данные параметров условий в скважине вблизи соединительной муфты 70 можно передавать по оптоволоконному проводнику 82 через бесконтактную телеметрию. Например, соединительная муфта 70 может дополнительно содержать компьютерный процессор 84, такой как микропроцессор, способный преобразовывать данные датчиков в цифровую форму. Компьютерный процессор 84 также используется для модулирования устройства 86 передачи сигнала, такого как магнитная катушка, воздействующего на прохождение света по оптоволоконному проводнику 82. Соединительная муфта 70 дополнительно содержит блок 88 питания, который может быть выполнен в форме блока батарей, топливного элемента или емкостного блока хранения энергии для энергоснабжения компьютерного процессора 84 и передаточного устройства 86. Альтернативно, компьютерный процессор 84 можно использовать для вывода данных посредством звукового генератора, такого как зуммер 89, сообщающего звуковую модуляцию на оптоволоконном проводнике 82.

В другом варианте осуществления соединительная муфта 70 гибкой насосно-компрессорной трубы является соединительной муфтой с боковым выходным патрубком, имеющей зону 90 бокового выхода с оптоволоконным каналом 92, проходящим из внутренней полости 94 на внешнюю поверхность 96 соединительной муфты 70, как показано на фиг.7. Оптоволоконный проводник 82 развернут через оптоволоконный канал 92 между внутренней полостью 94 и внешней поверхностью 96. В некоторых вариантах практического применения секция 74 гибкой насосно-компрессорной трубы содержит оборудованную контрольно-измерительными приборами секцию, такую как секция 36 гибкой насосно-компрессорной трубы, и оптоволоконный проводник 82 соединен с встроенным оптоволоконным проводником 42 для измерения показателей работы скважины, таких как давление, температура, скорость прохождения потока в окружающем кольцевом пространстве. Герметичное уплотнение 98 можно развертывать вокруг оптоволоконного проводника 82 в зоне 90 бокового входа для образования сальника вокруг проводника.

Соединительную муфту 70 гибкой насосно-компрессорной трубы также можно сконструировать в виде тройника, как показано на фиг.8. В данном варианте осуществления оптоволоконный проводник 82 содержит множество отдельных оптоволоконных проводников, которые можно группировать в оптоволоконный кабель, проходящий вниз вдоль секции 72 гибкой насосно-компрессорной трубы. Множество оптоволоконных проводников 82 можно развернуть в секции 72 гибкой насосно-компрессорной трубы и проложить в соединительную муфту 70 по каналу 100 оптоволоконного проводника. Данный вариант осуществления соединительной муфты 70 гибкой насосно-компрессорной трубы содержит элемент 102 разветвления, разработанный для разветвления оптоволоконного проводника 82 на два или несколько оптоволоконных проводников, таких как оптоволоконный проводник 104 и оптоволоконный проводник 106. Элемент 102 разветвления также может быть выполнен с образованием уплотнения вокруг оптоволоконных проводников 82. Дополнительно к этому два или несколько индивидуальных оптоволоконных проводников можно направить в множество зон ствола скважины для измерения необходимых параметров, относящихся к скважине. В виде примера, секция 74 гибкой насосно-компрессорной трубы может содержать оборудованную контрольно-измерительными приборами секцию гибкой насосно-компрессорной трубы, такую как секция 36 гибкой насосно-компрессорной трубы, и оптоволоконный проводник 104 можно прокладывать по внутренней полости секции 74 гибкой насосно-компрессорной трубы, при этом оптоволоконный проводник 106 встроен во внешнюю поверхность оборудованной контрольно-измерительными приборами секции гибкой насосно-компрессорной трубы для измерения параметров текучей среды в окружающем кольцевом пространстве. Расположение оптоволоконного проводника 106 также можно корректировать для измерения других параметров, таких как давление в насосно-компрессорной трубе.

Существует много вариантов использования соединительных муфт 70 гибкой насосно-компрессорной трубы. Один вариант использования показан на фиг.9, на которой множество секций гибкой насосно-компрессорной трубы, такие как секции 34, 72 и 74, соединены множеством соединительных муфт 70 гибкой насосно-компрессорной трубы. Секции гибкой насосно-компрессорной трубы развернуты в стволе скважины 26 через герметичное уплотнение 108, расположенное на поверхности 32. Секции гибкой насосно-компрессорной трубы перемещаются через герметичное уплотнение 108 в ствол 26 скважины и из него с помощью катушки 110 с приводом. Кроме того, оптоволоконный проводник 82, который может представлять собой один или несколько индивидуальных оптоволоконных проводников, развернут в секциях гибкой насосно-компрессорной трубы и соединен с лазерной системой 112 на своем верхнем конце. По меньшей мере, участок оптоволоконного проводника 82 может содержаться в гибкой насосно-компрессорной трубе, однако один или несколько оптоволоконных проводников можно направить наружу в соответствующей соединительной муфте 70 для измерения параметров, относящихся к скважине вдоль наружной поверхности гибкой насосно-компрессорной трубы. Измерение параметров, относящихся к скважине, можно выполнить оборудованной контрольно-измерительными приборами секцией гибкой насосно-компрессорной трубы, такой как секция 36 гибкой насосно-компрессорной трубы, описанная выше. Дополнительно к этому, лазерную систему 112 используют для выполнения запросов оптических свойств оптоволоконных проводников, таким образом, обеспечивая передачу данных из-под земли на наземную площадку сбора для анализа.

Многочисленные возможные параметры являются регистрируемыми оборудованной контрольно-измерительными приборами секцией 36 гибкой насосно-компрессорной трубы, оборудованными контрольно-измерительными приборами соединительными муфтами 70, и/или другими датчиками, развернутыми на забое скважины и соединенными с оптоволоконными проводниками. Давление и температуру можно измерять на внешней поверхности и во внутренней полости гибкой насосно-компрессорной трубы на основе распределенного или многозонного измерения. Давление и температуру во внутренней полости можно использовать для прогнозирования параметров внурискважинной реологии прокачиваемых текучих сред. Активные акустические измерения можно выполнять соответствующими передатчиками и приемниками, и данные измерения можно использовать для определения свойств внешней части текучей среды, такого как вычисление скорости прохождения текучей среды по эффекту Допплера.

Другие измерения, полученные от внутрискважинных датчиков или групп датчиков, такие как измерения магнитного поля, можно использовать для локации муфт обсадной колонны. Химические датчики можно использовать для регистрации присутствия, например, метана, сероводорода или других веществ. Ядерные детекторы, такие как детекторы гамма-излучения, можно соединять с оптоволоконными проводниками и использовать для создания диаграммы корреляции для содействия локации соединительных муфт и отслеживания радиоактивных маркеров. Измерения механического напряжения, крутящего момента и азимута можно выполнять для получения инфо