Внутрискважинная утяжеленная оптимизационная бурильная труба с оптоволокном

Внутрискважинная утяжеленная оптимизационная бурильная труба с оптоволокном

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область изобретения

[0001] Настоящее раскрытие относится в целом к внутрискважинной, утяжеленной оптимизационной бурильной трубе, имеющий интегрированные волоконно-оптические датчики для сбора информации об условиях бурения.

Описание известного уровня техники

[0002] Скважины бурят на различных глубинах, чтобы открывать и добывать нефть, газ, полезные ископаемые и другие природные месторождения из подземных геологических формаций. Бурение скважины обычно осуществляется буровым долотом, которое вращается внутри скважины, увеличивая ее с помощью удаления верхнего слоя почвы, песка, глины, известняков, кальцитов, доломитов или других материалов. Буровое долото обычно прикреплено к бурильной колонне, которая может быть повернута для вытеснения бурового долота и буровой текучей среды, упоминаемой как “буровой раствор” или “буровая грязь”, которая может быть доставлена нисходящим шнуром. Буровой раствор используется для охлаждения и смазки бурового долота и забойного оборудования, а также используется для переноса любых фрагментов породы или другого бурового шлама на поверхность скважины.

[0003] При установке скважин часто бывает полезно получить информацию о скважине, через которую хорошо проходят геологические формации, и условиях внутренней стороны ствола скважины вблизи бурового долота, в том числе информацию о самой бурильной колонне. Сбор информации такого типа обычно выполняется с помощью инструментов, которые связаны или интегрированы с бурильной колонной. Этот метод “измерения во время бурения (MWD)” использует измерительные инструменты для определения температур и давлений пласта месторождения ствола скважины, а также траектории бурового долота. Метод “каротажа во время бурения (LWD)” использует дополнительные инструменты для определения свойства пласта месторождения, таких как проницаемость, пористость, сопротивляемость и другие свойства.

[0004] В некоторых случаях инструмент, такой как втулочный инструмент, может быть установлен в бурильной колонне примыкаюшим или вблизи бурового долота для получения данных измерения, относящихся к придолотному режиму работы. Втулочный инструмент может собирать измерения, предоставляемые рабочим на буровой установке, касающиеся, например, передачи энергии от поверхности к буровой коронке. Этот тип информации, полученной от MWD и LWD измерений, позволяет рабочим лучше понимать и контролировать текущие операции сверления.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0005] ФИГ. 1 иллюстрирует схематический вид скважины, в которой система измерения и мониторинга придолотных условий в соответствии с иллюстративным вариантом реализации изобретения, раскрытым в MWD узле;

[0006] ФИГ. 2 изображает переднюю, изометрическую проекцию утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, имеющей желобок, выступающий вокруг наружной поверхности, утяжеленной оптимизационной бурильной трубы и заключенный в волоконно-оптическое сенсорное волокно;

[0007] ФИГ. 3 изображает переднюю, изометрическую проекцию утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, имеющей второй желобок, выступающий вокруг внутренней поверхности, утяжеленной оптимизационной бурильной трубы и заключенный во второе волоконно-оптическое сенсорное волокно;

[0008] ФИГ. 4 изображает переднюю, изометрическую проекцию утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, имеющей второй желобок, выступающий вокруг внешней поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, который расположен с осевым смещением от первого желобка; и

[0009] ФИГ. 5 изображает схематический вид окружности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, включающий местоположения отдельных сенсорных элементов.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЛЛЮСТРАТИВНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ

[0010] В следующем подробном описании иллюстративных вариантов реализации необходимо ссылаться на прилагаемые чертежи, которые являются частью настоящего документа. Эти варианты описаны достаточно подробно для того, чтобы позволить специалистам в данной области практически использовать изобретение, и следует понимать, что в других вариантах реализации могут быть использованы логические, структурные, механические, электрические и химические изменения, которые могут быть сделаны без отхода от сущности и границы объема изобретения. Чтобы избежать подробные ненужные детали, которые дают возможность специалистам в данной области техники реализовать на практике варианты реализации, описанные в данном документе, описание может опускать некоторые сведения, известные специалистам в данной области техники. Дальнейшее подробное описание, следовательно, не следует воспринимать в смысле ограничения, и граница объема иллюстративных вариантов реализации определяется только прилагаемой формулой.

[0011] В дополнение к измерениям и каротажным исследованиям качества пород одного возраста в скважине, также может пользоваться спросом сбор информации об условиях работы инструмента в бурильной колонне. Например, утяжеленная оптимизационная бурильная труба может быть включена в состав бурильной колонны для измерения в режиме реального времени веса, крутящего момента и изгибающего момента, проверенного на практике или очень близко к буровому долоту. Такие измерения могут помочь оптимизировать параметры режима бурения, чтобы максимизировать производительность и минимизировать передачу непроизводительной энергии и вибрации во время бурения. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба может включать в себя несколько датчиков для обеспечения значений веса, крутящего момента и изгибающего момента и может также включать датчик вибрации, который принимает и доставляет полный набор вибрационных измерений, относящихся вибрации, проверенной на практике в бурильной колонне или локальным измерениям вибрации, проверенным на практике в конкретных местоположениях датчиков.

[0012] Иллюстративные варианты реализации, описанные в дальнейшем раскрытии, относятся к измерениям свойств ствола скважины и бурильной колонны, в непосредственной близости от бурового долота или в другом месте в бурильной колонне. Иллюстративные варианты реализации включают в себя инструменты для измерения и отбора проб, которые могут быть использованы с любым из различных способов, используемых для оценки и оптимизации режимов бурения, включая, например, измерение в процессе бурения (MWD) и каротаж в процессе бурения (LWD).

[0013] Относящаяся к ФИГ. 1 система 100 оптимизации буровых работ, имеющая бурильную колонну 120, которая включает подузел 170 оптимизации буровых работ, который согласно иллюстративному варианту реализации изобретения используется в скважине 102. Скважина 102 имеет ствол 104 скважины, который начинается с поверхности 108 скважины 102 и заканчивается или проходит через подземные формации 112. Наземная часть скважины 102 иллюстрируется на ФИГ. 1 с системой 100 оптимизации буровых работ, размещенной в скважине 102. Фиг. 1 иллюстрирует возможности использования системы 100 оптимизации буровых работ во время операции бурения. Хотя дальнейшее описание системы 100 оптимизации буровых работ в основном ориентировано на использовании системы 100 оптимизации буровых работ в подземной формации 112, система 100 оптимизации буровых работ может быть использована взамен этого в конфигурациях подводной скважины, доступной с помощью стационарного или плавающего основания, а также конфигурациях скважины 102, имеющих различные геометрические формы.

[0014] На ФИГ. 1А формируется скважина 102 в процессе бурения, в котором буровое долото 116 поворачивается с помощью бурильной колонны 120, которая начинается от бурового долота 116 и заканчивается на поверхности 108 скважины 102. Бурильная колонна 120 может состоять из одной или нескольких соединенных труб общего назначения или колонн различного или аналогичного сечения. Бурильная колонна 120 может относиться к набору нескольких соединенных труб общего назначения или колонн как дискретный компонент или в качестве альтернативы к индивидуальным колоннам и соединенным трубам общего назначения, которые содержат трубы. Термин бурильная колонна 120 не предназначен для ограничения сущности изобретения и может относиться к любому компоненту или компонентам, которые способны переносить энергию вращения от поверхности 108 скважины 102 к буровому долоту 116. В нескольких вариантах реализации бурильная колонна 120 может включать в себя центральный проход, продольно расположенный в бурильной колонне 120 и выполненный с возможностью позволять движение флюидов между поверхностью 108 скважины 102 и забойными местами.

[0015] На или вблизи поверхности 108 скважины 102 бурильная колонна 120 может включать в себя или быть соединена с ведущей трубой 128. Ведущая труба 128 может иметь квадратное, шестиугольное или восьмиугольное поперечное сечение. Ведущая труба 128 подключена к одному концу бурильной колонны 120, а на противоположном конце - к вертлюгу для обсадной колонны 132. Ведущая труба 128 проходит через роторный стол 136, способный поворачивать ведущую трубу 128 и, таким образом, остальную часть бурильной колонны 120 и буровое долото 116. Вертлюг для обсадной колонны 132 позволяет ведущей трубе 128 вращаться без вращательного движения, передаваясь вертлюгу для обсадной колонны 132. Подъемный крюк 138 кабеля 142, перемещающий блок (не показан) и лебедку (не показана), предлагается для поднимания или опускания бурового долота 116, бурильной колонны 120, ведущей трубы 128 и вертлюга для обсадной колонны 132. Ведущая труба 128 и вертлюг 132 могут быть подняты или опущены по мере необходимости добавления дополнительных секций труб в бурильную колонну 120 при вхождении бурового долота 116 или для удаления секций труб у бурильной колонны 120, если необходимо удаление бурильной колонны 120 и бурового долота 116 из скважины 102.

[0016] Как упоминается в настоящем документе, “взаимосвязанный” означает, что два (или более) элементов соединены, связаны, скреплены, присоединены, так или иначе связаны друг с другом. Настоящее раскрытие предусматривает несколько типов соединений, в том числе механические соединения, гидравлические сцепления, оптические связи, электрические связи, и соединение с возможностью связи. Два предмета могут подразумеваться механически соединенными, когда они взаимосвязаны с помощью механического соединения, например, сварки, клея или любого другого типа физического сцепления, в том числе и механических крепежей, таких как болты и фитинги. Фразы “гидравлически соединенный,” “гидравлически подключенный” и “в гидравлической связи” относятся к форме соединения, подключения или связи, относящейся к жидкости, и соответствующим потокам или давлениям, связанным с этими жидкостями. Ссылка на гидравлическое сцепление, соединение или связь между двумя компонентами описывает компоненты, которые связаны таким образом, что жидкость может течь между или среди компонентов. Аналогичным образом, два компонента являются оптически связанными, если оптическое соединение между двумя компонентами создано для передачи оптического сигнала; электрически соединены, если токопроводное соединение установлено между двумя компонентами для передачи электрического сигнала или потенциального; и соединение с возможностью связи, если канал связи устанавливается между двумя компонентами, чтобы облегчить обмен информацией через, например, проводной или беспроводной протокол связи.

[0017] Резервуар 144 располагается на поверхности 108 и удерживает буровой раствор 148 для доставки к скважине 102 в процессе бурения. Линия снабжения 152 является гидравлическим соединением между резервуаром 144 и внутренним каналом бурильной колонны 120. Насос 156 приводит в движение жидкость через линию снабжения 152 и забой скважины, смазывая буровое долото 116 в процессе бурения и выносят буровой шлам обратно на поверхность 108. После перемещения забоя скважины буровой раствор 148 возвращается на поверхность 108 посредством проезда кольцевого пространства, образованного между бурильной колонной 120 и стволом 104 скважины. На поверхности 108 буровой раствор 148 возвращается в резервуар 144 посредством возвратного клапана 164. Буровой раствор 148 может быть отфильтрован или подвержен иной обработке перед круговоротом через скважину 102.

[0018] Как показано на ФИГ. 1, подузел 114 оптимизации буровых работ может быть расположен прилегающим к буровому долоту 116 для измерения, обработки и передачи данных об условиях скважины 104 в непосредственной близости от бурового долота 116 для измерения или оценки силы и относительного прогиба, которое испытывает буровое долото 116. Как упоминается в настоящем документе, условия скважины 104 в непосредственной близости от бурового долота 116, а именно силы и относительного прогиба, которое испытывает буровое долото 116, могут совместно именоваться как “придолотные условия”. Придолотные условия могут также включать в себя осевой прогиб утяжеленной бурильной трубы, радиальную деформацию, изгиб, и деформацию при скручивании. Знание придолотных условий может предоставлять возможность буровому мастеру предотвратить разрушение элементов, связанных с буровым долотом 116 и бурильной колонной 120. Внезапные изменения придолотных условий могут указывать на ряд проблемных вопросов, которые рабочий на промысле пожелает устранить перед продолжением бурения. Например, внезапное увеличение в определенных придолотных условиях, таких как относительный прогиб в буровом долоте 116, который может указывать на высокий риск разрушения бурового долота 116 или бурильной колонны 120.

[0019] Измерение придолотных условий может также указывать на другие данные, которые обычно отслеживаются в процессе бурения, таких как осевая нагрузка на долото и момент вращения долота. Здесь измеряется осевая нагрузка на долото, приложенная вдоль бурильной колонны 120 от бурового долота 116 до нижней части ствола скважины 106. Момент вращения долота — это измерение крутящего момента, опытно прилегающего бурового долота 116, которое указывает на тангенциальное усилие, приложенное по окружности буровым долотом 116, прилегающему к скважине 106. Рабочий на буровой установке может также пожелать узнать условия в прилегающем буровом сверле 116 скважины 106, такие как давление и температура. Такие измерения могут также быть собраны с использованием подузла 114 оптимизации буровых работ. Следует отметить, что в варианте реализации на ФИГ. 1 подузел 114 оптимизации буровых работ показан как утяжеленная оптимизационная бурильная труба, установленная в непосредственной близости от бурового долота 116 для контроля придолотных условий. В другом варианте реализации, тем не менее, в подузел 114 оптимизации буровых работ может быть установлен в других местах в бурильной колонне 120 для предоставления данных в отношении указанных других мест в пределах бурильной колонны 120.

[0020] В некоторых вариантах реализации подузел 114 оптимизации буровых работ может включать в себя множество компонентов, которые соединены друг с другом с помощью резьбы, муфт, сварных соединений или другими средствами. В иллюстративном варианте реализации, изображенном на ФИГ. 1, подузел 114 оптимизации буровых работ включает в себя блок 172 приемопередатчика, блок 174 питания и блок 170 датчиков. Как описано в настоящем документе, элементы подузла 114 оптимизации буровых работ могут быть интегрированы в утяжеленную оптимизационную бурильную трубу, установленную на прилегающем буровом долоте 116 бурильной колонны 120. Каждый компонент подузла 114 оптимизации буровых работ может включать в себя электронную аппаратуру управления, такую как процессор устройств, устройства памяти, устройства хранения данных и коммуникационные устройства, или подузел 114 оптимизации буровых работ может включать в себя централизованное управление, которое взаимодействует с и контролирует один или более отдельный компонент.

[0021] Блок 172 приемопередатчика выполнен с возможностью связываться с контроллером 184 поверхности или аналогичным оборудованием на или около поверхности 108 скважины 102. Связь между блоком 172 приемопередатчика и контроллером 184 поверхности может быть по проводной связи, если в бурильной колонне 120 сделана проводка. В другом варианте блок 172 приемопередатчика и контроллер 184 поверхности могут поддерживать беспроводную связь с использованием гидроимпульсной телеметрии, электромагнитной телеметрии или любого другого подходящего способа связи. Данные передаются в блок 172 приемопередатчика, который может включать в себя, без ограничения, данные датчиков или другую информацию, измеренную с помощью подузла 114 оптимизации буровых работ, в том числе данные, показывающие придолотные условия. Контроллер 184 поверхности может включать устройства обработки, устройства памяти, устройства хранения данных, устройства связи и пользовательские устройства ввода/вывода. Контроллер 184 поверхности может передавать данные на блок 172 приемопередатчика, такие как данные управления для направления различных компонентов подузла 114 оптимизации буровых работ.

[0022] Блок 174 питания может быть с гидравлическим приводом посредством жидкости, циркулирующей через скважину 102 или по ней или жидкости под давлением в забое скважины, замкнутой системы гидропривода. В другом варианте блок 174 питания может быть силовой электроустановкой, электромеханическим блоком питания, пневматическим блоком питания или любым другим типом блока питания, который выполнен с возможностью преобразования электроэнергии для передачи питаемым устройствам. Блок 174 питания может обеспечивать питанием одну или более компоненту, связанную с подузлом 114 оптимизации буровых работ, или, в другом варианте, одно или более другое скважинное устройство. Блок 170 датчиков может также получать питание от блока 174 питания и может содержать типы датчиков, описанные ниже со ссылкой на ФИГ. 2.

[0023] Ссылаясь теперь на ФИГ. 2, показан вариант реализации подузла оптимизации буровых работ в виде утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 200, которая является сегментом бурильной колонны. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба 200 может быть выполнена из участка 202 трубы или элементов участка 202 трубы, например, полуцилиндров, которые могут быть раскрывающимися или скрепленными для размещения участка 202 трубы вокруг внешней поверхности бурильной колонны в качестве модифицированной после других уже установленных элементов колонны. Участок 202 трубы, или элементы, образующие участок 202 трубы могут быть выполнены из титанового сплава, нержавеющей стали, или любого другого подходящего материала. Участок 202 трубы может быть установлен на участок бурильной колонны, прилегающий к буровому долоту, как описано выше согласно ФИГ. 1. Как показано на чертежах, корпус электронного отсека 208, заключающий в себе электронику, включает устройство 210 управления и один или более желобок 204, сформированный по окружности участка 202 трубы по, как показано на примере, колебательному или волнообразному пути. Желобки 204 могут быть механически обработаны на внешней стенке участка 202 трубы с помощью токарного станка или любого другого подходящего типа оборудования и механизма.

[0024] Следует отметить, что по показанному колебательному пути, что желобок 204 может быть сформирован любым другим подходящим способом. Например, желобок 204 может иметь прямой или линейный путь, квадратно-волновой путь, спиральный путь или разработанный с учётом конкретных особенностей путь, чтобы заключать в себя сенсорные элементы 220 на других ключевых местах вблизи бурового долота. Один или большее количество желобков 204 заключают в себе одно или более волоконно-оптическое сенсорное волокно 206, которое могжет быть использовано для того, чтобы обнаружить придолотные условия. Сенсорное волокно 206 оптически соединено с возможностью связи с блоком 210 управления, где один или более желобок 204 пересекается или иначе связан с корпусом отсека электроники 208.

[0025] Так как бурение нефтяных скважин распространяется на большие глубокие и неблагоприятные условия окружающей среды, соблюдение придолотных условий может стать еще более полезным для оптимизации буровых работ. Существующие инструменты ограничены температурным режимом работы, диапазоном кручения, на которых они работают, стоимостью изготовления и надежностью. Таким образом, в соответствии с иллюстративным вариантом реализации сенсорное волокно 206 настроено для считывания свойств, включая способность ощущать механические напряжения, а также температуру и давление в широком диапазоне температур и диапазонов кручения, а также может быть экономно изготовлено по ряду причин. Например, по сравнению с другими типами датчиков, такими как тензодатчик сопротивления и емкостный тензодатчик, образованными от сложных элементов физической линии, сенсорное волокно формируется из участков сенсорного волокна 206, причем они могут занимать меньше места и использовать меньше электрических схем, все еще предлагая большое количество местоположений измерения механических напряжений, потому что отдельные участки сенсорного волокна 206 могут образовывать отдельные волоконно-оптические сенсорные волокна или сенсорные элементы 220.

[0026] Сенсорное волокно 206 может быть оптически соединено с возможностью связи с блоком 210 управления для приема и передачи волоконно-оптического сигнала. Блок 210 управления включает датчик освещения и таким образом выполнен с возможностью измерения изменений показателя преломления сенсорного волокна 206 между точкой, где сенсорное волокно 206 соединяет блок 210 управления и светоотражающие элементы в сенсорном волокне 206. Каждый участок сенсорного волокна 206 между светоотражающими элементами может образовывать сенсорный элемент 220. Такие сенсорные элементы 220, которые могут быть, например, брэгговскими решетками, схематично показаны на ФИГ. 2. Как описано в данном документе, брэгговская решетка — это участок волоконно-оптического сенсорного волокна, такой как сенсорное волокно 206, имеющее распределенный отражатель, который отражает определенные длины волн света при передаче всех остальных. Путем построения сенсорного волокна 206, имеющего нескольких брэгговских решеток, каждая из которых соответствует различной длине волны света, сенсорное волокно 206 может одновременно передавать измеренные сигналы, которые объединены по длине волны. Сенсорные элементы 220, каждый из которых может соответствовать брэгговской решетке, может быть настроен так, чтобы быть чувствительным к изменению механического напряжения и температуры, в результате чего сенсорный элемент 220 претерпевает изменения в показателе преломления в ответ на изменения механического напряжения и температуры.

[0027] Как уже отмечалось, каждый сенсорный элемент 220 может отражать только конкретную длину волны или диапазон длин волн света, и чередовать отражающую длину волны каждого отражающего элемента, одно сенсорное волокно 206 может быть сформировано для включения нескольких волоконно-оптических сенсорных волокон, в которых каждый разнос сенсорного волокна 206 между отражающими элементами, или брэгговской решетки, и блок 210 управления могут функционировать в качестве отдельного сенсорного волокна.

[0028] Например, относительный сдвиг в длине волны в сенсорном элементе 220, имеющий брэгговскую решетку, может свидетельствовать об изменении температуры и механического напряжения, которым подвергается сенсорный элемент 220. Как таковые, сенсорные элементы 220 могут быть использованы для измерения изменений температуры и давления, и могут располагаться примерно в участке 202 трубы, подвергается минимальной деформации, пока сенсорные элементы 220 используются для измерения изменения деформации, или деформации, которая может быть расположена в месте, где известна разница в температуре по сравнению с базисной температурой.

[0029] Аналогично, давление и физическая деформация различных точек на утяжеленной оптимизационной бурильной трубе 200, может быть определено путем присоединения сенсорных элементов 220 в различных точках на утяжеленную оптимизационную бурильную трубу 200. Как только точка деформируется на утяжеленной оптимизационной бурильной трубе 200, порождается механическое напряжение на сенсорный элемент 220, расположенный в этой точке, и обнаруживается механическое напряжение, которое может быть использовано опытным путем для определения суммарного относительного прогиба утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 200. Такие определения могут обеспечить оценочное или приближенное измерение аналогичных сил, воспринимаемых на буровом долоте. Далее будет отмечено, что сенсорные элементы 220, расположенные выше периферии утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, также могут быть использованы для определения изменения давления в стволе скважины или в буровом долоте. Поскольку изменения в давлении приведут к изменению сжимающей нагрузки, которая передается на буровое долото, величина деформации, которая равномерно или приблизительно равномерно проявляется по окружности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 200, может быть использована для определения давления в скважине путем уравновешивания известного давления внутри труб бурильной колонны и соответствующей силы, которая передается от бурового долота к внутренней поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 200.

[0030] Расшифровка оптических сигналов, которая может включать в себя контроль изменений показателя преломления сенсорного волокна 206 между каждым сенсорным элементом 220, позволяет определять измерения, относящиеся к отклонению бурового долота и напряжению утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 200, которые могут также показывать осевую нагрузку на долото и момент вращения долота.

[0031] Возможность использования одного сенсорного волокна 206 как несколько датчиков является преимуществом по сравнению с другими типами сенсорных элементов 220, таких как резисторные тензодатчики, которые должны быть сравнительно хрупкими и требуют чрезмерного количества электрических схем. Еще одно преимущество сенсорных элементов 220 по сравнению с резисторным, емкостным, или другим проводным датчиком заключается в том, что волоконно-оптические материалы могут быть более устойчивы к высоким температурам и давлению, тем самым позволяя сенсорному волокну 206 прокладывать межсоединения вместе или впритык к наружной поверхности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 200. Выставленное на поверхность сенсорное волокно 206 в стволе скважины позволяет проводить дополнительные измерения, чтобы точно снять значения, такие как давление и температура вблизи бурового долота.

[0032] В соответствии с иллюстративным вариантом реализации несколько сенсорных элементов 220 в составе одного сенсорного волокна 206 используются для измерения придолотных условий, таких как момент вращения долота, осевая нагрузка на долото и другие условия. Утяжеленная оптимизационная бурильная труба 200 может быть выполнена с высокой степенью точности, так что желобки 204 вдоль траектории заключают в себе и ориентируют сенсорное волокно 206, чем позволяет измерять момент вращения долота и осевую нагрузку на долото одновременно. Чтобы обнаружить другие придолотные условия, могут быть использованы специально обработанные волокна, имеющие чувствительность к определенным изменениям окружающей среды, таким как температура и давление. Далее будет отмечено, что сенсорные элементы 220 могут быть разнесены по утяжеленной оптимизационной бурильной трубе 200, чтобы обеспечить несколько точек измерения, тем самым предоставляя избыточные измерения и повышая достоверности измеряемых данных.

[0033] В соответствии с иллюстративным вариантом реализации блок 210 управления поставляет оптический сигнал в волоконно-оптическое сенсорное волокно 206, который проходит через желобок 204 на периферии участка 202 трубы. В варианте реализации блок 210 управления соединен с возможностью связи с контроллером поверхности или другой позицией на поверхности скважины с возможностью передачи измеренных данных рабочему на буровой установке. Сенсорные элементы 220, заключенные в сенсорные волокна 206, могут генерировать сигналы, касающиеся придолотных условий. Сигналы могут быть мультиплексированы вместе с сенсорным волокном 206, используя техники мультиплексирования, такие как разделение длин волн каналов или мультиплексирование с разделением по времени. Как показано на ФИГ. 2, сенсорные элементы 220 образуются в пределах одного сенсорного волокна 206 так, что каждый сенсорный элемент 220 соединен с другими последовательно. В других вариантах реализации, несколько сенсорных волокон 206, могут применяться для участка 202 трубы параллельно, и каждое сенсорное волокно 206 может содержать только один сенсорный элемент 220.

[0034] В варианте реализации, измерения, взятые из блока 210 управления, передаются на контроллер поверхности для оптимизации процесса бурения. Как описано в настоящем документе, блок 210 управления и сенсорное волокно 206 могут работать как множество сенсорных элементов 220, или множество датчиков, которые определяют придолотные условия, относящиеся к напряжению и силам, с которыми сталкивается буровое долото, и условий ствола скважины в непосредственной близости от бурового долота. Блок 210 управления может передавать результаты измерений на контроллер поверхности с помощью проводной связи, гидроимпульсной телеметрии, электромагнитной телеметрии или любому другому способу связи. Контроллер поверхности может анализировать измерения, полученные от блока 210 управления для обоснования решений об эксплуатации бурильной колонны. Например, измерения могут быть использованы для оптимизации работы бурильной колонны в скважине. Такие методы оптимизации могут включать в себя изменения скорости работы бурового долота, изменения направления или пути бурового долота, подачи бурового раствора на долото для быстрого охлаждения бурового долота, подвода бурового раствора к буровому долоту с меньшей скоростью для экономии бурового раствора или временного прекращения буровых работ.

[0035] На ФИГ. 3-5 показаны дополнительные варианты реализации утяжеленной оптимизационной бурильной трубы, похожие на те, что описаны в отношении ФИГ. 2. В варианте реализации утяжеленная оптимизационная бурильная труба желательно включает в себя первое сенсорное волокно 306 и второе сенсорное волокно 307, как показано на ФИГ. 3. В таком варианте первый желобок 304 может заключать в себе первое сенсорное волокно 306 на наружной поверхности участка 302 трубы и второе сенсорное волокно 307, которое может быть встроено в канавку, такую как второй желобок 305, который формируется по окружности участка 302 трубы утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 300 вдоль внутренней поверхности участка 302 трубы. В таком варианте реализации второе сенсорное волокно 307, находящееся во втором желобке 305 может быть лучше расположено для измерения механического напряжения утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 300, потому что она может быть изолирована от изменяющихся внешних условий ствола скважины, при этом первое сенсорное волокно 306 поэтому может быть лучше расположено вблизи долота для выполнения измерений, относящихся к условиям скважины.

[0036] ФИГ. 4 показывает вариант реализации утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 400, имеющей первый желобок 404 и второй желобок 405, которые формируются внутри внешней стенки участка 402 трубы. Первый желобок 404 и второй желобок 405 по направлению оси смещены один от другого вдоль оси участка 402 трубы. В таком варианте реализации первое волокно 406 и второе волокно 407 аналогично смещены один от другого. В результате измерений, сделанных с использованием первого сенсорного волокна 406 и второго сенсорного волокна 407, можно предоставить второй ориентир, который может обеспечить определенный уровень резервирования в отношении измерений, которые свидетельствуют о механическом напряжении, с которым сталкивается утяжеленная оптимизационная бурильная труба 400. Отмечается, что как первый желобок 404, второй желобок 405, первое сенсорное волокно 406 и второе сенсорное волокно 407 показаны как следующие колебательным путем по окружности бурильной колонны, другие подходящие пути могут также быть реализованы вместо колебательного пути, включая, например, прямой путь, круговой путь, или путь, который сосредотачивает сенсорное волокно в части оптимизационной бурильной трубы 400, которую рабочий желает измерить. В каждом конкретном случае путь может быть настроен путем включения первого сенсорного волокна 406 и второго сенсорного волокна для обеспечения измерения вытягивающего, скручивающего и других механических напряжений утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 400 и скважинной трубы.

[0037] ФИГ. 5 показывает схематическое изображение утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 400, имеющей множество сенсорных элементов, включенных в сенсорное волокно 506, которое устанавливается в желобок 504 по окружности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 500. Здесь первый сенсорный элемент 532 включает в себя первую часть сенсорного волокна 506 и первый брэгговский отражатель 520; второй сенсорный элемент 534 включает в себя вторую часть сенсорного волокна 506 и второй брэгговский отражатель 522; третий сенсорный элемент 536 включает в себя третью часть сенсорного волокна 506 и третий брэгговский отражатель 524; четвертый сенсорный элемент 538 включает в себя четвертую часть сенсорного волокна 506 и четвертый брэгговский отражатель 526; пятый сенсорный элемент 540 включает в себя пятую часть сенсорного волокна 506 и пятый брэгговский отражатель 528; и шестой сенсорный элемент 542 включает в себя шестую часть сенсорного волокна 506 и шестой брэгговский отражатель 530. В варианте реализации 24 сенсорных элемента могут быть включены в сенсорное волокно 506. Отмечается, что при начальной и конечной точки каждого сенсорного элемента, согласно определению брэгговских отражателей 520-530, показанных расположенными с регулярными интервалами, места расположения брэгговских отражателей являются только иллюстративными и брэгговские отражатели могут вместо того, чтобы быть расположенными через неравные промежутки или в местах, которые обеспечивают наибольшую эффективность способности утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 500, для обеспечения точности измерений, связанных с механическим напряжением утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 500 и в условиях забоя. Например, первое сенсорное волокно 532 и второй брэгговский отражатель 520 могут быть расположены на противоположной стороне утяжеленной оптимизационной бурильной трубы 500 с четвертым сенсорным элементом 538 и четвертым брэгговским отражателем 526 для обеспечения избыточности измерений, относящихся к вытягивающему или скручивающему механическому напряжению, с которыми сталкивается буровое долото. Аналогично, второй сенсорный элемент 534 и второй брэгговский отражатель 522 могут быть расположены как можно ближе к буровому долоту для обеспечения как можно более точного измерения непосредственно около долота в условиях забоя. Каждый сенсорный элемент может быть расположен для предоставления отдельного измерения, касающегося придолотных условий. Например, сенсорные элементы могут быть предусмотрены и оптимизированы для измерения осевого прогиба, изгибающего момента, радиального прогиба, деформации при скручивании, давления и/или температуры.

[0038] В варианте реализации материал и процесс производства, используемый для формирования сенсорного волокна и брэгговских решеток, может зависеть от степени сложности оптического волокна, и могут быть выбраны д