КАБЕЛЬНАЯ СБОРКА УВЕЛИЧЕННОЙ ДЛИНЫ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ В УГЛЕВОДОРОДНЫХ СКВАЖИНАХ
CABLE ASSEMBLY OF EXTENDED LENGTH FOR USE IN HYDROCARBON WELLS

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к рабочим кабелям для размещения в углеводородных скважинах. В частности, описаны варианты осуществления кабелей увеличенной длины для использования в глубоких скважинах с глубиной, превышающей от 30000 футов до 50000 футов. Кабели, описанные в данном документе, могут применяться для соединения с инструментами и их установки в нужное место на таких экстремальных глубинах скважин.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Утверждения, приведенные в данном разделе, только представляют информацию об уровне техники, относящуюся к настоящему изобретению, и могут не устанавливать существующего уровня техники.
Разведка, бурение, заканчивание и эксплуатация углеводородных и других скважин в целом представляет собой сложные, затратные по времени и дорогие мероприятия. Так, для максимизирования извлечения углеводородов из подземных резервуаров углеводородные скважины становятся все более глубокими и более сложными. Например, все более обычными становятся скважины с глубиной, превышающей 25000 футов, с большим отходом по горизонтали.
Дополнительно к этому, при оценке расходов, связанных с заканчиванием и эксплуатацией таких скважин, дополнительное внимание обращается на доступ в скважины, осуществление мониторинга и управления ими в течение всего срока эксплуатации. Готовность доступа к информации по скважине и скважинным мероприятиям может играть важную роль в максимизации срока службы скважины и извлечения углеводородов в целом. В результате, скважинные инструменты часто развертываются в данной углеводородной скважине в течение ее срока службы. Эти инструменты могут включать в себя каротажные зонды для сбора данных об условиях в скважине, инструменты для проведения геотехнических мероприятий для решения проблем условий на забое и даже инструментов спуска на забой, таких как скважинные трактора, помогающие осуществлению доступа к забойным участкам скважины, иначе недоступным.
Указанные выше скважинные инструменты могут доставляться на забой посредством кабеля. Для данной глубины скважины кабель имеет конфигурацию, предназначенную для несения нагрузки от собственного веса, а также от колонны различного скважинного оборудования. Следовательно, с постоянным ростом глубины эксплуатируемых скважин прочность на разрыв существующих кабелей также увеличивается. К сожалению, вместе с тем, имеется предел эффективного увеличения прочности кабеля. То есть, практически, с увеличением прочности кабеля на разрыв также увеличивается его общий вес, что создает дополнительную нагрузку на кабель. Таким образом, существенное увеличение прочности на разрыв может быть автоматически обречено на неудачу. В результате, кабели с длиной, превышающей 30000 футов, для соответствующих глубин скважин в общем непрактичны.
В дополнение к физическим возможностям по доставке кабель может быть выполнен с возможностью обеспечения энергоснабжения и связи между инструментом и другим оборудованием на поверхности нефтяного промысла. В общем, это может осуществляться посредством медного сердечника или другой подходящей конструкции энергоснабжения и телеметрии, как описано ниже. Аналогично способности несения нагрузки, описанной выше, кабель также выполняется в соответствии с этими требованиями телеметрии и энергоснабжения скважинных инструментов в связи с потенциальной большой длиной кабеля в скважине.
В отношении осуществления связи по кабелю, обычный сердечник может показывать потерю мощности сигнала в 1 дБ на каждую тысячу футов кабеля. Тем не менее, телеметрия между наземным оборудованием нефтепромысла и скважинным инструментом может оставаться эффективной в обычном кабеле, пока потеря сигнала в кабеле не составит около 30 дБ. К сожалению, это означает, что телеметрия между наземным оборудованием существенно нарушается в обычном кабеле с длиной, превышающей около 30000 футов. Дополнительно к этому, в условиях, когда связь включает в себя возвращение сигнала обратно на поверхность, обратный сигнал является еще более слабым после возвращения по такому протяженному кабелю. В теории действие такой потери сигнала может преодолеваться с использованием более низкого сортамента сердечника, например медной проволоки 15 сортамента. К сожалению, это ведет к увеличению очертания кабельной пряди, тем самым усугубляя проблемы нагрузки, описанные выше.
Как указано, электроснабжение часто также подается по кабелю на скважинный инструмент. Например, в случае, если имеется скважинный трактор до 2 кВт мощности или более, электроэнергия может подаваться на трактор по кабелю. В таких условиях напряжением и силой тока могут управлять на поверхности. Вместе с тем, конкретные свойства кабеля могут определять конкретную подачу электроэнергии, которая фактически достигает скважинного трактора. Например, сопротивление шлейфа по длине кабеля может накапливаться так, что существенно влияет на электроснабжение, в случае, когда используется свыше около 30000 футов кабеля, до достижения скважинного трактора.
По различным причинам, как указано выше, использование скважинных кабелей с длиной, превышающей 30000 футов, в целом считается непрактичным для практического применения в углеводородных скважинах. По причине ограничений по нагрузке, телеметрии или энергоснабжению кабели с длиной, превышающей 30000 футов, в общем, отсутствуют или остаются непрактичными, тем самым ограничивая эффективный мониторинг и эксплуатацию скважин, превышающих такие глубины.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Согласно изобретению создана кабельная сборка для применения в углеводородной скважине, содержащая, по меньшей мере, одну устьевую кабельную часть и, по меньшей мере, одну забойную кабельную часть, соединенную с, по меньшей мере, одной устьевой кабельной частью, и по существу отличающаяся по физическим свойствам от устьевой кабельной части.
По существу отличающиеся физические свойства могут включать в себя по существу более высокую прочность на разрыв устьевой части по сравнению с забойной частью. По существу отличающиеся физические свойства могут включать в себя одно из следующего: по существу меньший вес на фут, по существу меньше отношение предела прочности к весу и по существу более высокую рабочую температуру забойной части по сравнению с устьевой частью.
Кабельная сборка может иметь длину, превышающую около 30000 футов или около 50000 футов.
По меньшей мере, одна устьевая кабельная часть может содержать структурные обмотки устьевой части и, по меньшей мере, одна забойная кабельная часть содержит структурные обмотки забойной части. Количество обмоток устьевой части может по существу превышать количество обмоток забойной части.
Обмотки забойной части могут иметь по существу меньший вес на фут, чем обмотки устьевой части.
Устьевая часть и забойная часть могут иметь унитарную конфигурацию.
По меньшей мере, одна устьевая кабельная часть может быть соединена с, по меньшей мере, одной забойной кабельной частью посредством соединительного переходника, и коммутативный сердечник, по меньшей мере, одной устьевой кабельной части соединен с коммутативным сердечником, по меньшей мере, одной забойной кабельной части в соединительном переходнике.
Соединительный переходник может содержать переходник передачи данных, выполненный с возможностью усиления сигнала между забойной кабельной частью и устьевой кабельной частью. Переходник передачи данных может содержать средство усиления сигнала и дополнительно содержит одно из следующего: трансформатор согласования импедансов, средство очистки сигнала, повторитель телеметрии, средство регулирования электроснабжения и сенсорное средство.
Согласно изобретению создан способ применения указанной кабельной сборки в углеводородной скважине, заключающийся в том, что устанавливают в нужное положение часть кабельной сборки в скважине на глубине, превышающей 30000 футов, и проводят скважинные операции посредством скважинного оборудования, соединенного с указанной частью.
Указанная часть может быть забойной кабельной частью и ее монтаж в нужное место заключается в том, что спускают забойную кабельную часть в скважину, соединяют забойную кабельную часть с устьевой кабельной частью с, по существу, более высокой прочностью на разрыв и продвигают забойную кабельную часть на глубину.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фиг. 1 показывает вид сбоку варианта осуществления кабельной сборки увеличенной длины.
Фиг. 2 - вид сечения устьевой кабельной части кабельной сборки по линии 2-2 на фиг. 1.
Фиг. 3 - вид сечения соединительного переходника кабельной сборки, показанной на фиг. 1.
Фиг. 4 - вид сечения забойной кабельной части кабельной сборки по линии 4-4 на фиг. 1.
Фиг. 5А - общий вид нефтяного промысла со скважиной, в которой размещена забойная кабельная часть, показанная на фиг.4.
Фиг. 5В - общий вид нефтяного промысла, показанного на фиг. 5А, со скважиной, в которой размещены устьевая кабельная часть и соединительный переходник, показанные на фиг. 2 и 3.
Фиг. 5С - общий вид нефтяного промысла, показанного на фиг. 5В, со скважиной, в которой размещена кабельная сборка, показанная на фиг. 1.
Фиг. 6 - блок-схема последовательности операций осуществления развертывания кабельной сборки в углеводородной скважине на нефтяном промысле.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Варианты осуществления изобретения описаны для некоторых скважинных работ на увеличенной или экстремальной глубине, где могут применяться кабельные сборки увеличенной длины. Например, в данном описании раскрыты операции по диагностике, проводящейся на глубинах скважин, превышающих 30000 футов. Вместе с тем, операции в углеводородных скважинах с применением кабельных сборок увеличенной длины согласно изобретению могут успешно осуществляться на меньших глубинах. Дополнительно к этому, в операциях, не связанных с диагностикой скважин, также могут использовать кабельные сборки увеличенной длины согласно изобретению. В любом случае, варианты осуществления изобретения, раскрытые в данном описании, в общем, включают в себя части кабеля, отличающиеся друг от друга физическими свойствами, в зависимости от глубин скважины, на которых подлежат размещению отличающиеся части. Кроме того, термин «глубина» используется в данном документе для общего обозначения расстояния от поверхности нефтяного промысла до места на забое скважины. Данный термин может включать в себя вертикальную глубину в обычном смысле, а также расстояние по не вертикальным участкам скважины.
На фиг. 1 показан вариант осуществления кабельной сборки 100. Кабельная сборка 100 может иметь увеличенную длину от около 30000 футов до около 50000 футов, измеренную от одного конца устьевой кабельной части 125 до противоположного конца забойной кабельной части 150. В показанном варианте осуществления кабельные части 125, 150 соединены вместе через соединительный переходник 175 для геотехнических мероприятий. Переходник 175 может выполняться из нержавеющей стали или другого материала, подходящего для скважинного использования. Как подробно описывается ниже, переходник 175 представляет собой сборочный узел, имеющий устьевую приемную часть 190 и забойную приемную часть 195 для размещения в них кабельных наконечников кабельных частей 125, 150. Кроме того использован центральный кожух 180, в котором отдельные кабельные части 125, 150 могут соединяться для осуществления связи с передачей данных. Специалисту в данной области техники ясно, что могут использоваться более двух кабельных частей, таких как кабельные части 125, 150, и несколько соединительных переходников 175 могут использоваться для образования кабельной сборки 100.
Устьевая кабельная часть 125 сборки 100, показанная на фиг. 1, может иметь физические свойства, по существу отличающиеся от свойств забойной кабельной части 150. Например, при сравнении, устьевая кабельная часть 125 может иметь по существу большую прочность на разрыв, в то время как погонный фут забойной кабельной части 150 может быть гораздо легче. В соответствие с этим в одном варианте осуществления устьевая кабельная часть 125 имеет разрывную прочность, более чем в два раза превосходящую разрывную прочность забойной кабельной части 150, например около 32000 фунтов силы по сравнению с около 15000 фунтов силы для части 150. Аналогично, забойная кабельная часть 150 может иметь существенно более высокую рабочую температуру и общую долговечность.
Как описано более подробно ниже, отличия физических свойств между кабельными частями 125, 150 могут достигаться применением общего меньшего диаметра части 150. Кроме того, часть 150 может включать в себя меньшую внутреннюю несущую конструкцию или внутреннюю несущую конструкцию с более низким отношением прочности к весу.
С применением более легкого и/или с, по существу, более низким отношением предела прочности к весу забойной кабельной части 150 нагрузка, приложенная на часть 125 во время установки кабельной сборки 100 на место в скважине 580, уменьшается (см. фиг. 5С). Так, например, более легкая забойная кабельная часть 150 может иметь длину 20000 футов или более. При этом завершенная кабельная сборка 100 может развертываться в скважине 580 до глубин, превышающих 30000 футов при отсутствии существенных структурных нарушений, в более прочной устьевой кабельной части 125, где нагрузка, в общем наибольшая.
На фиг. 2 показано сечение более прочной устьевой кабельной части 125. Часть 125 может иметь различные конфигурации, предназначенные для восприятия нагрузки большей величины. Например, в конкретном показанном варианте осуществления внутренняя несущая конструкция включает в себя основу из обмоток 220 брони, окружающих коаксиальный проводящий сердечник 200. В данном варианте осуществления обмотки 220 могут состоять из стали, такой как нержавеющая сталь, или другого подходящего высокопрочного материала. Таким способом нагрузка всей развернутой сборки 100 может успешно восприниматься устьевой кабельной частью 125 с поверхности нефтяного промысла без проблем, связанных с повреждением нагрузкой (см. фиг. 5С). Действительно, как указано выше, нагрузка от всей сборки 100 уменьшается при использовании забойной кабельной части 150 меньшего веса, тем самым дополнительно увеличивается способность устьевой кабельной части 125 по несению собственного веса и остальной части сборки 100.
Как показано на фиг. 2, проводящий сердечник 200 может быть медным или из другого подходящего металла, изолированного изоляционным полимером 210 для обеспечения максимальной коммуникативной способности. Кроме того, обмотки 220 могут окружаться углеволоконной матрицей 250, и вся устьевая кабельная часть 125 может покрываться оболочкой 275 из нержавеющей стали или другого высокопрочного материала, подходящего для скважинной окружающей среды.
На фиг. 3 показан вид сечения соединительного переходника 175. Как показано, устьевая кабельная часть 125 размещена в устьевом приемном участке 190 переходника 175 и закреплена устьевым фиксирующим механизмом 320 в центральном кожухе 180 переходника 175. Аналогично, более легкая забойная кабельная часть 150 размещена в забойном приемном участке 195 переходника 175 и закреплена забойным фиксирующим механизмом 330 в центральном кожухе 180. Фиксирующие механизмы 320, 330 могут представлять собой обычные зажимные устройства, достаточные для физического размещения любой нагрузки к устью или к забою от них, которые могут прилагаться к устьевой кабельной части 125 или забойной кабельной части 150.
В дополнение к физической опоре кожух 180 переходника 175 включает в себя камеру 350, где проводящий сердечник 200 может соединяться с проводящим сердечником 400 забойной кабельной части 150. То есть, как подробно описывается ниже, оболочки 275, 475 и внешние участки кабельных частей 125, 150 могут срезаться и проводящие сердечники 200, 400 могут сращиваться друг с другом. Как показано на фиг. 3, может выполняться коммуникативная муфта 300 сердечников 200, 400, закрытая защитным кожухом 360.
В варианте осуществления коммуникативная муфта 300 и/или сердечник 200, 400 проходит через обычный трансформатор согласования импедансов переводника 175, для введения поправки на любую значительную калибровочную разницу между сердечниками 200, 400. Аналогично, муфта 300 может выполняться через механизм настройки сигнала, включающий в себя обычные фильтры. В дополнение к этому, отдельные электронные блоки 380, 385, 387 могут размещаться в кожухе 180 и электронно подключаться к сердечникам 200, 400 и/или муфте 300 обычными проводами 370.
Как дополнительно показано на фиг. 1 и 5С, вышеупомянутые блоки могут включать в себя устройство 380 усиления сигнала для передачи данных между сердечниками 200, 400. Это может являться отдельно полезным для передачи данных от забойной кабельной части 150, где обратные сигналы могут быть особенно слабыми, к устьевой кабельной части 275. Например, для кабельной сборки 100 увеличенной длины, превышающей 30000 футов, путь прохождения сигнала должен превышать, по меньшей мере, 60000 футов. Таким образом, при обычных потерях телеметрии на сердечниках 200, 400 в 1 дБ на тысячу футов, обратный сигнал маловероятно может быть зарегистрирован на поверхности без усиления. Поэтому использовано устройство 380 усиления сигнала для обеспечения адекватной обратной передачи данных от забойной кабельной части 150 к устьевой кабельной части 275. Действительно, устройство 380 может также применяться для первоначального усиления сигнала от устьевой кабельной части 275 к забойной кабельной части 150. В целом, включение в состав устройства 380 усиления сигнала, как описано, может эффективно уменьшить потери до менее чем около 0,5 дБ на тысячу футов, тем самым, по меньшей мере, удваивая телеметрию и полезную длину сборки 100. На этих же линиях устройство 380 может включать в себя повторитель телеметрии.
Другие блоки могут включать в себя регулятор 385 электроснабжения для настройки напряжения и тока, подаваемого с наземного оборудования на нефтяном промысле 590 для удовлетворения потребности электроснабжения скважинного оборудования 510, 520, сцепленного со сборкой 100. Например, в варианте осуществления регулятор 385 электроснабжения может применяться для понижения напряжения и силы тока, направленного с поверхности, с тем, чтобы исключить перегрузку скважинного оборудования 510, 520. В таком режиме высокое напряжение и сила тока могут подаваться с поверхности, принимая во внимание предельно большие глубины сборки 100 без опасения непреднамеренной перегрузки оборудования 510, 520 прежде достижения более экстремальных глубин в скважине 580. Кроме того, сенсорное устройство 387 может помещаться в кожух 180 и соединяться связью с сердечниками 200, 400 и/или муфтой 300 так, чтобы подавать информацию, касающуюся условий на переходнике 175, например, таким способом может предоставляться информация о давлении, температуре и нагрузке.
Как, в частности, показано на фиг. 4 и дополнительно показано на фиг. 2 забойная кабельная часть 150 имеет конфигурацию с меньшим весом и меньшей прочностью на разрыв. Как указано, это уменьшает нагрузку на устьевую кабельную часть 125. Как видно на сечении на фиг. 4, большая легкость части 150 является следствием существенного уменьшения количества обмоток 425 брони по сравнению с количеством обмоток в устьевой кабельной части 125. Например, в одном варианте осуществления, по меньшей мере, около 30% обмоток 425 меньшего числа применено в забойной кабельной части 150 по сравнению с устьевой кабельной частью 125. Считая, что забойная кабельная часть 150 может составлять где-то от 10000 футов до 30000 футов или больше, это сокращение количества обмоток 425 может значительно уменьшить общую нагрузку на устьевую кабельную часть 125.
Кроме того, в одном варианте осуществления обмотки 425 забойной кабельной части 150 могут конструироваться с меньшим количеством стали или в целом из материала с меньшим весом на погонный фут. Например, в одном варианте осуществления обмотки 425 данного участка 150 выполнены из титана, титанового сплава или алюминия. В частности, обмотки 425 могут покрываться тонким слоем полимера во время изготовления для исключения истирания поверхности при помещении в забойную кабельную часть 150. В другом варианте осуществления обмотки 425 могут включать в себя отдельные пряди из стали и титана или аналогичного легкого материала, навитые друг на друга.
Как, в частности, показано на фиг. 4 проводящий сердечник 400 может выполняться из меди или другого подходящего материала, в общем совместимого с материалом сердечника 200 устьевой кабельной части 125, показанной на фиг. 2. Изоляционный полимер 410 размещен вокруг сердечника 400 для максимизации его коммутативных возможностей. Кроме того, обмотки 425 могут окружаться углеволоконной матрицей 450, и в целом забойная кабельная часть 150 может покрываться оболочкой 475 из нержавеющей стали или другого высокопрочного материала, подходящего для скважинного использования.
На фиг. 5А-5С подробно показаны способы развертывания кабельной сборки 100 увеличенной длины, показанной на фиг. 1, на нефтяном промысле 590 с углеводородной скважиной 580 увеличенной глубины, предусматривающей размещение сборки 100. Более конкретно, на фиг. 5А показано первоначальное развертывание забойной кабельной части 150 в скважине 580 с первого самоходного кабельного подъемника 560. Скважинное оборудование 510, 520 располагается на конце данного кабельного участка 150 и становится видимым на фиг. 5С после входа в боковой ствол 581 скважины 580. На фиг. 5В показана забойная кабельная часть 150, закрепленная на столе 530 сращивания рядом со вторым самоходным кабельным подъемником 540. Самоходный кабельный подъемник 540 несет устьевую кабельную часть 125 с закрепленным на ней переходником. На фиг. 5С, таким образом, показана полностью смонтированная кабельная сборка 100. Сборку 100 располагают в скважине 580 увеличенной глубины до точки, в которой видно скважинное оборудование 510, 520 в боковом стволе 581, потенциально на 30000-50000 футов ниже поверхности нефтяного промысла 590. Однако же, несущая целостность и телеметрические возможности сборки 100 остаются эффективными для работ, подлежащих выполнению оборудованием 510, 520 в боковом стволе 581.
В частности, на фиг. 5А нефтяной промысел 590 показан с буровой установкой 550 для приема забойной кабельной части 150, как подробно описано выше, с первого самоходного кабельного подъемника 560. На самоходном подъемнике 560 размещается кабельная катушка 565 и блок 569 управления для направления подачи забойной кабельной части 150, как показано. Таким образом, создается мобильный, удобный для оператора режим подачи кабельной части 150. Буровая установка 550 оборудована верхним шкивом 557 и нижним шкивом 555 для направления кабельной части 150 в скважину 580, проходящую через пласт 595 на нефтяном промысле 590. В частности, кабельная часть 150 направляется через блок 572 противовыбросовых превенторов 572 и регулирующую фонтанную задвижку 574 при прохождении сквозь оборудование устья скважины.
Сама скважина 580 проходит через пласт 595 на нефтяном промысле 590 для извлечения из него углеводородов. Скважина 580 может быть увеличенной глубины, превышающей от около 30000 футов до 50000 футов. В показанном варианте осуществления боковой ствол 581 скважины 580 увеличивает общую длину. Забойная кабельная часть 150 конфигурируется таким способом, чтобы предоставить возможность эффективного практического применения сборки 100, показанной на фиг. 5С, на таких глубинах, как дополнительно описано ниже со ссылками на фиг. 5В и 5С.
Как показано на фиг. 5В, забойная кабельная часть 150 запасована на противоположный шкив 554 буровой установки 550 и свободна от первого самоходного кабельного подъемника 560, показанного на фиг. 5А. Кроме того, как показано на фиг. 5А, это может осуществляться с использованием блока 572 противовыбросовых превенторов и регулирующей фонтанной задвижки 574 для закрытия скважины 580 на устьевой арматуре 576 и устойчивого закрепления на месте забойной кабельной части 150. Следовательно, забойная кабельная часть 150 может быть перезапасована на противоположный шкив 554, как показано на фиг. 5В. Фактически конец кабельного участка 150 может закрепляться на столе 530 сращивания на его первом фиксаторе 532.
Как показано, устьевая кабельная часть 125 может доставляться на нефтяной промысел 590 вторым самоходным кабельным подъемником 540 с кабельной катушкой 545. Часть 125 может вытягиваться с катушки 545 и также как забойная кабельная часть 150 закрепляться на столе 530 сращивания, в данном случае на его втором фиксаторе 536. Следовательно, переходник 175 может располагаться на креплении 534. Как показано, переводник 175 и кабельная часть 125 подаются заранее сцепленными. Кроме того, когда переходник 175 стабилизирован на креплении 534, может осуществляться более точное сцепление и сращивание, как описано выше со ссылками на фиг. 3.
На фиг. 5С кабельная сборка 100 увеличенной длины показана полностью собранной. При этом блок 572 противовыбросовых превенторов и регулирующую фонтанную задвижку 574 могут использовать для вторичного открытия скважины 580. Кроме того, переходник 175 и устьевая кабельная часть 125 выполнены для предоставления возможности продвижения оборудования 510, 520 сборки 100 до полной глубины скважины 580 без серьезной проблемы с эффективностью телеметрии через сборку 100 или несущей целостностью сборки 100, в частности, на устьевой кабельной части 125.
Для примера, скважинный трактор 510 может эффективно применяться для установки в нужное положение диагностического инструмента 520 в боковом стволе 581 скважины 580, который может находиться на глубине, превышающей 30000-50000 футов, если не больше. В конкретном показанном варианте осуществления скважинный трактор 510 может работать при мощности около 1,5-2 кВт с энергоснабжением, оптимизированной через переходник 175 по напряжению и силе тока. Вместе с тем, альтернативные параметры энергоснабжения могут быть применены для различных работ и инструментов.
На фиг. 6 показана блок-схема последовательности операций размещения кабельной сборки увеличенной длины в скважине увеличенной глубины. На стадии 690 работа может проводиться в скважине на большой глубине со скважинным оборудованием сборки. Как указано выше, увеличенная глубина может быть свыше 30000 или возможно даже 50000 футов. В любом случае, работа может проходить без ненужной озабоченности проблемами телеметрии или нарушения структурной целостности сборки от величины действующей нагрузки.
Вышеупомянутые проблемы по телеметрии и структурной целостности могут решаться с применением кабельной сборки увеличенной длины, имеющей отдельные кабельные участки отличающейся конфигурации. То есть, на стадиях 610 и 620 часть может доставляться на нефтяной промысел и устанавливаться в нужное положение в скважине на промысле. Эта забойная кабельная часть сравнительно легкой конструкции может затем сцепляться с устьевой кабельной частью для укомплектования сборки на стадии 650. Стадии 610, 630 и 650 могут повторяться, если необходимо (например, когда имеется больше двух кабельных частей и несколько переходников) для укомплектования сборки, что должно быть ясно специалисту в данной области техники. Как подробно рассмотрено выше, устьевая кабельная часть сборки может иметь сравнительно больший вес и прочность на разрыв. Это, в объединении с более легкой забойной кабельной частью может помочь снять проблемы по структурной целостности, касающиеся нагрузки на сборку. Кроме того, устьевая и забойная кабельные части могут сцепляться друг с другом через переходник, включающий устройство усиления для поддержания эффективной телеметрии через всю сборку.
Как показано на фиг. 6, создан альтернативный способ, описанный выше. А именно, на стадии 690 работа может осуществляться с использованием унитарной кабельной сборки увеличенной длины, как указано на стадии 670. То есть в противоположность доставке отдельной устьевой и забойной кабельной частей на нефтяной промысел, может доставляться унитарная кабельная сборка. Тем не менее, унитарная кабельная сборка может обладать большинством характеристик, аналогичных подробно описанным выше. Например, может быть сконструирована единая сборка, включающая в себя общий сердечник, проходящий через конец части с высокой прочностью на разрыв, который постепенно, на протяжении отрезка в десятки или тысячи футов длиной становится легче. В таком варианте осуществления могут применяться обычная совместная экструзия и другие методики изготовления вместе с изменениями выбираемых материалов кабеля для уменьшения книзу прочности на разрыв по отрезку длины сборки от ее устьевого участка к забойному участку.
Варианты осуществления кабельных сборок увеличенной длины, подробно описанные выше, включают в себя сборки, выполненные с возможностью несения нагрузки от собственного веса и поддержания структурной целостности при размещении на глубинах более 50000 футов с размещением главной системы скважинных инструментов на своем забойном конце. Кроме того, проблемы телеметрии в такой сборке, например между поверхностью и скважинным оборудованием, могут частично сниматься с использованием промежуточного переходника со встроенным устройством усиления сигнала. Таким образом, могут преодолеваться обычные потери сигнала дБ/фут кабельной сборки. Дополнительно к этому, варианты осуществления, подробно описанные в данном описании, могут даже исключать существенные проблемы регулирования энергоснабжения на увеличенных отрезках кабеля посредством встраивания устройств регулирования электроснабжения в переходник.
Приведенное выше описание представлено со ссылками на предпочтительные в настоящее время варианты осуществления. Специалистам уровня техники и технологии, которым адресованы эти варианты осуществления, должно быть ясно, что возможны изменения в описанных структурах, и способы работ могут практически применяться без существенного отхода от принципа и объема данных вариантов осуществления. Например, альтернативные методики могут использоваться в установке в нужное место укомплектованной кабельной сборки увеличенной длины в скважину увеличенной глубины. Такие методики могут включать в себя использование двойных или раздельных систем барабанов намотки в противоположность самоходным кабельным подъемникам, подробно описанным выше. В любом случае, вышеприведенное описание не следует читать, как относящееся только точно к структурам, описанным и показанным на прилагаемых чертежах, но как соответствующее следующей формуле изобретения и поддерживающее формулу, содержащую их полный и точный объем.