RU2809027C1

RU2809027C1 - Method for measuring and controlling resistance of well conductor enclosed in tubing and system for its implementation

Info

Publication number: RU2809027C1
Application number: RU2022125031A
Authority: RU
Inventors: Цзыцюань ВАН
Original assignee: Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Filing date: 2020-04-24
Publication date: 2023-12-06

Abstract

FIELD: hydrocarbon production in a well.

SUBSTANCE: method includes monitoring the resistance over time of a tubing enclosed conductor (TEC) that electrically connects a first downhole tool to a second downhole tool located in a wellbore deeper than the first downhole tool, and detecting that the TEC has experienced its first TEC failure in response to a change in resistance that is greater than the failure threshold and in response to an amount of change time that is less than the failure time threshold.

EFFECT: provides the ability to predict specific locations where TEC malfunction or failure has occurred, the ability to detect fluid plugging and the presence of foreign fluids in the well.

15 cl, 7 dwg

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИTECHNICAL FIELD

[1] Данное изобретение в целом относится к области добычи углеводородов в скважине, а также к измерению и контролю сопротивления скважинного проводника, заключенного в насосно-компрессорные трубы.[1] This invention generally relates to the field of hydrocarbon production in a well, as well as the measurement and control of the resistance of a downhole conductor enclosed in tubing.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE ART

[2] Во время заканчивания скважины скважинные насосно-компрессорные трубы и оборудование, включая скважинные контрольно-измерительные приборы, собираются в стволе скважины. Скважинные контрольно-измерительные приборы собирают данные о скважинных условиях, таких как давление и температура. Для подачи электрического тока на скважинное электронное оборудование можно использовать один или более проводников, заключенных в насосно-компрессорные трубы (TEC; tubing encased conductor). TEC соединен со скважинными контрольно-измерительными приборами, установленными в стволе скважины. [2] During well completion, downhole tubing and equipment, including downhole instrumentation, are assembled in the wellbore. Downhole instrumentation collects data about downhole conditions such as pressure and temperature. One or more tubing encased conductor (TEC) conductors can be used to supply electrical current to downhole electronic equipment. The TEC is connected to downhole instrumentation installed in the wellbore.

В уровне техники известно решение US 2016-0349302, является наиболее близким аналогом, и которое относится к способу контроля характеристик кабеля для транспортировки скважинного компоновщика в стволе скважины, причем кабель имеет проводящую сердцевину и изолирующий внешний слой. Способ включает выполнение на кабеле операции обнаружения для обнаружения наличия локальных аномалий на кабеле, создание электрической модели конфигурации установки, включающей кабель и скважинную компоновку, расположенную в стволе скважины, в зависимости от обнаруженных локальных аномалий. и оценку параметра относительно сигнала, передаваемого по кабелю между скважинной компоновкой и наземным оборудованием в конфигурации ствола скважины на основе электрической модели.фIn the prior art, the solution US 2016-0349302 is known, which is the closest analogue, and which relates to a method for monitoring the characteristics of a cable for transporting a well assembly tool in a wellbore, wherein the cable has a conductive core and an insulating outer layer. The method includes performing a detection operation on the cable to detect the presence of local anomalies on the cable, creating an electrical model of the installation configuration, including the cable and a downhole assembly located in the wellbore, depending on the detected local anomalies. and estimating a parameter relative to the signal transmitted along the cable between the downhole assembly and the surface equipment in the wellbore configuration based on the electrical model.

Однако это решение не позволит определить местоположение, которого достиг поток, на основании наблюдения за изменениями температуры в местоположениях в скважине в определенном временном окне, путем сравнения температуры, рассчитанной на основании данных о сопротивлении TEC с базовым уровнем и пороговым значением.However, this solution will not be able to determine the location that the flow has reached based on observing temperature changes at locations in the well over a specific time window by comparing the temperature calculated from the TEC resistivity data to a baseline and a threshold.

Также известно решение US 2005 0200497 A1, в котором раскрыты система и способ, которые обеспечивают передачу данных из скважины на поверхность. В одном варианте осуществления среда связи обеспечивает возможность передачи данных на поверхность. Первый скважинный прибор связан со средством связи для измерения первого скважинного параметра и передачи первых данных, относящихся к первому скважинному параметру, на поверхность через средство связи в первый раз. Второй скважинный прибор связан со средством связи для измерения второго скважинного параметра и передачи вторых данных, относящихся ко второму скважинному параметру, на поверхность через средство связи во второй раз, так что первые данные чередуются со вторыми данными.Also known is US 2005 0200497 A1, which discloses a system and method that provides data transmission from a well to the surface. In one embodiment, the communication medium allows data to be transmitted to the surface. The first downhole tool is coupled to a communication means for measuring a first downhole parameter and transmitting first data relating to the first downhole parameter to the surface through the communication means for the first time. The second downhole tool is coupled to a communication means for measuring a second downhole parameter and transmitting second data related to the second downhole parameter to the surface through the communication means a second time, such that the first data is interleaved with the second data.

Однако это решение не позволит определить местоположение, которого достиг поток, на основании наблюдения за изменениями температуры в местоположениях в скважине в определенном временном окне, путем сравнения температуры, рассчитанной на основании данных о сопротивлении TEC с базовым уровнем и пороговым значением.However, this solution will not determine the location that the flow has reached based on observing temperature changes at locations in the well over a specific time window by comparing the temperature calculated from the TEC resistivity data to a baseline and a threshold.

Также известно решение US 2016-0161344 A1, в котором способ включает отслеживание во времени сопротивления проводника, заключенного в трубку (TEC), который электрически соединяет первый скважинный датчик со вторым скважинным датчиком, расположенным в стволе скважины глубже, чем первый скважинный датчик. Способ включает в себя обнаружение того, что в ТЕС произошла первая неисправность ТЕС в ответ на изменение сопротивления, превышающее пороговое значение возникновения неисправности, и в ответ на то, что время изменения меньше порогового значения времени неисправности.Also known is US 2016-0161344 A1, in which the method includes monitoring over time the resistance of a conductor enclosed in a tube (TEC) that electrically connects a first downhole sensor to a second downhole sensor located in a wellbore deeper than the first downhole sensor. The method includes detecting that a first TEC fault has occurred in the TEC in response to a change in resistance greater than a fault occurrence threshold and in response to a time of change that is less than the fault time threshold.

Однако это решение также не позволит определить местоположение, которого достиг поток, на основании наблюдения за изменениями температуры в местоположениях в скважине в определенном временном окне, путем сравнения температуры, рассчитанной на основании данных о сопротивлении TEC с базовым уровнем и пороговым значением.However, this solution will also not be able to determine the location that the flow has reached based on observing temperature changes at locations in the well over a specific time window, by comparing the temperature calculated from the TEC resistivity data to a baseline and a threshold.

С целью преодоления вышеуказанных проблем предложено настоящее иизобретение.In order to overcome the above problems, the present invention is proposed.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВBRIEF DESCRIPTION OF GRAPHIC MATERIALS

[3] Варианты реализации данного изобретения можно лучше понять со ссылкой на сопровождающие графические материалы. [3] Embodiments of the present invention may be better understood with reference to the accompanying drawings.

[4] На Фиг. 1 представлена приведенная в качестве примера концептуальная схема измерения сопротивления TEC на основании данных скважинной электроники в соответствии с некоторыми вариантами реализации. [4] In FIG. 1 illustrates an exemplary conceptual design for measuring TEC resistivity from downhole electronics data in accordance with some embodiments.

[5] На Фиг. 2 представлена приведенная в качестве примера концептуальная схема для обнаружения скважинных событий с флюидом на основании данных о сопротивлении TEC в соответствии с некоторыми вариантами реализации. [5] In FIG. 2 illustrates an exemplary conceptual framework for detecting downhole fluid events based on TEC resistivity data in accordance with some embodiments.

[6] На Фиг. 3 представлена приведенная в качестве примера концептуальная схема использования данных скважинной электроники для диагностики проблем ТЕС в соответствии с некоторыми вариантами реализации. [6] In FIG. 3 shows an exemplary conceptual diagram of using downhole electronics data to diagnose TEC problems in accordance with some embodiments.

[7] На Фиг. 4 представлена блок-схема приведенных в качестве примера операций для определения сопротивления TEC для скважинной системы в соответствии с некоторыми вариантами реализации. [7] In FIG. 4 is a flow chart of exemplary operations for determining TEC resistance for a wellbore system in accordance with some embodiments.

[8] На Фиг. 5 представлена блок-схема приведенных в качестве примера операций для диагностики отказов TEC посредством последовательного включения скважинных контрольно-измерительных приборов и определения сопротивления TEC в соответствии с некоторыми вариантами реализации. [8] In FIG. 5 is a flow chart of exemplary operations for diagnosing TEC failures by daisy chaining downhole instruments and determining TEC resistance in accordance with some embodiments.

[9] На Фиг. 6 представлена блок-схема приведенных в качестве примера операций для идентификации скважинных событий с флюидом на основании данных о сопротивлении TEC в соответствии с некоторыми вариантами реализации.[9] In FIG. 6 is a flow chart of exemplary operations for identifying well fluid events based on TEC resistivity data in accordance with some embodiments.

[10] На Фиг. 7 представлен приведенный в качестве примера компьютера для контроля сопротивления в соответствии с некоторыми вариантами реализации.[10] In FIG. 7 shows an example of a resistance monitoring computer in accordance with some embodiments.

ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИDESCRIPTION OF IMPLEMENTATION OPTIONS

[11] Последующее описание включает в себя приведенные в качестве примера системы, способы, методы и процессы выполнения программ, которые реализуют аспекты данного изобретения. Однако следует понимать, что данное изобретение может быть осуществлено на практике без этих конкретных подробностей. Например, данное изобретение относится к контролю сопротивления TEC для TEC, развернутых в двухзонном заканчивании в иллюстративных примерах. Варианты реализации данного изобретения могут быть также применены при заканчивании с одной зоной или заканчивании с несколькими зонами с любым количеством зон. В других случаях хорошо известные экземпляры команд, протоколы, структуры и методы не показаны в деталях, чтобы не запутывать описание.[11] The following description includes exemplary systems, methods, methods and processes for executing programs that implement aspects of the present invention. However, it should be understood that the present invention may be practiced without these specific details. For example, the present invention relates to TEC resistance monitoring for TECs deployed in dual-zone completions in the illustrative examples. Embodiments of the present invention may also be applied to single-zone completions or multi-zone completions with any number of zones. In other cases, well-known command instances, protocols, structures, and methods are not shown in detail to avoid confusing the description.

[12] В течение срока эксплуатации скважины TEC, обеспечивающие подачу электрического тока к внутрискважинному электронному оборудованию, могут иметь постепенные или внезапные отказы. Например, события короткого замыкания могут оказывать кратковременное влияние на сопротивление TEC, в то время как длительное воздействие экстремальных температур может способствовать постепенному изменению сопротивления. Для облегчения диагностики отказов TEC можно собирать данные со скважинных контрольно-измерительных приборов, установленных в скважине. Сопротивление TEC можно определять в интервалах между скважинными контрольно-измерительными приборами для облегчения сбора информации о скважинных условиях между скважинными контрольно-измерительными приборами, таких как температура или давление, и для более точного определения местоположений, в которых возникли потенциальные проблемы, влияющие на TEC. [12] Over the life of a well, TECs that supply electrical current to downhole electronic equipment may experience gradual or sudden failures. For example, short-circuit events may have a short-term effect on TEC resistance, while long-term exposure to extreme temperatures may cause a gradual change in resistance. To help diagnose TEC failures, data can be collected from downhole instrumentation installed in the well. TEC resistance can be determined at intervals between downhole instruments to facilitate the collection of information about downhole conditions between downhole instruments, such as temperature or pressure, and to more accurately identify locations where potential problems affecting TEC have occurred.

[13] Сопротивление TEC можно рассчитать во время работы скважинных контрольно-измерительных приборов и оценить для идентификации сбоев TEC. Например, сбои TEC могут быть идентифицированы на основании внезапных или неожиданных изменений сопротивления. В некоторых случаях, например, при отказах скважинных контрольно-измерительных приборов, размыкании или коротком замыкании, влияющем на ТЕС, возникшая, связанная с этим ошибка может накапливаться при расчете совокупного сопротивления ТЕС, в то время как сопротивление ТЕС измеряют в интервалах скважинных контрольно-измерительных приборов глубже в скважине. Чтобы предотвратить накопление ошибок, можно рассчитать сопротивление TEC в каждом интервале между скважинными контрольно-измерительными приборами путем последовательного включения скважинных контрольно-измерительных приборов. Скважинные контрольно-измерительные приборы могут включаться последовательно, начиная с ближайшего к поверхности скважинного контрольно-измерительного прибора, путем обеспечения подачи тока на каждый скважинный контрольно-измерительный прибор. Затем данные скважинной электроники, используемые для определения сопротивления TEC, могут быть измерены непосредственно скважинными контрольно-измерительными приборами и другими компонентами заканчивания или косвенно путем расчета при включении каждого скважинного контрольно-измерительного прибора. Контроль сопротивления TEC посредством последовательного включения скважинных контрольно-измерительных приборов также можно использовать для прогнозирования конкретных местоположений, в которых произошел сбой или отказ TEC. [13] TEC resistance can be calculated while downhole instrumentation is running and evaluated to identify TEC failures. For example, TEC faults can be identified based on sudden or unexpected changes in resistance. In some cases, such as downhole instrumentation failures, opens or short circuits affecting the TEC, the resulting error may accumulate when calculating the total TEC resistivity while the TEC resistivity is measured at the downhole instrumentation intervals. instruments deeper in the well. To prevent errors from accumulating, the TEC resistance can be calculated at each interval between downhole instruments by sequentially connecting the downhole instruments. Downhole instruments may be connected in series, starting with the downhole instrument closest to the surface, by providing current to each downhole instrument. The downhole electronics data used to determine the TEC can then be measured directly by downhole instruments and other completion components or indirectly by calculation when each downhole instrument is turned on. Monitoring TEC resistance through sequential activation of downhole instrumentation can also be used to predict specific locations where TEC failure or failure has occurred.

[14] Путем применения корреляции между сопротивлением и температурой, изменения температуры и средние температуры между скважинными контрольно-измерительными приборами также могут быть определены на основании измерений сопротивления ТЕС. Поскольку температуру рассчитывают на основании данных о сопротивлении, собираемых для интервала в скважине между двумя скважинными контрольно-измерительными приборами, рассчитанная температура отражает температуру, распределенную по всей области скважины, а не в одной точке в скважине. Идентифицированные изменения сопротивления ТЕС можно использовать для обнаружения скважинных событий с флюидом и для контроля потока флюида во время добычи или закачки флюида на основании рассчитанных температур. В результате могут быть обнаружены закупорки флюидов и наличие посторонних флюидов в скважине. [14] By applying a correlation between resistivity and temperature, temperature variations and average temperatures between downhole instruments can also be determined from TEC resistivity measurements. Because the temperature is calculated based on resistivity data collected for the interval in the well between two downhole instruments, the calculated temperature reflects the temperature distributed over the entire area of the well rather than at one point in the well. Identified TEC resistivity changes can be used to detect downhole fluid events and to control fluid flow during production or fluid injection based on calculated temperatures. As a result, fluid blockages and the presence of foreign fluids in the well may be detected.

[15] Собранные данные скважинной электроники и рассчитанные сопротивления TEC можно использовать для создания модели ухудшения состояния TEC в течение срока эксплуатации скважины. Данные скважинной электроники и сопротивления ТЕС могут быть собраны и определены по мере того, как происходят скважинные события, такие как изменения температуры или события, воздействующие на нижележащую схему, и тенденции могут быть установлены на основании наблюдаемых моделей сопротивления ТЕС, коррелирующих со скважинными событиями. С помощью этой модели ухудшения состояния TEC можно прогнозировать отказы TEC в результате как долгосрочного, так и краткосрочного ухудшения состояния.[15] Collected downhole electronics data and calculated TEC resistivities can be used to create a model of TEC degradation over the life of the well. Downhole electronics and TEC resistivity data can be collected and determined as downhole events occur, such as temperature changes or events affecting the underlying circuitry, and trends can be established based on observed TEC resistivity patterns correlated with downhole events. Using this TEC degradation model, TEC failures resulting from both long-term and short-term degradation can be predicted.

[16] На Фиг. 1 представлена приведенная в качестве примера концептуальная схема измерения сопротивления TEC на основании данных скважинной электроники в соответствии с некоторыми вариантами реализации. На Фиг. 1 представлено двухзонное заканчивание в пласте 101 с зоной 110 и зоной 104, через которую пробурен ствол 115 скважины. Зоны 104, 110 могут представлять собой эксплуатационные зоны или зоны закачивания. Перфорационные отверстия 117, 119 выполнены через обсадную трубу 113 в пласт 101 в каждой из зон 110, 104 соответственно. Скважинная система 108, которая содержит скважинный контрольно-измерительный прибор 102, скважинный контрольно-измерительный прибор 103 и скважинный контрольно-измерительный прибор 105, была установлена в стволе 115 скважины в результате заканчивания скважины. Хотя на Фиг. 1 представлена скважинная система 108, содержащая три скважинных контрольно-измерительных прибора, может быть установлено любое количество скважинных контрольно-измерительных приборов. Источник питания на поверхности 106 обеспечивает питание скважинной системы 108. В этом примере скважинная система 107 сбора данных подает питание на скважинную систему 108.[16] In FIG. 1 illustrates an exemplary conceptual design for measuring TEC resistivity from downhole electronics data in accordance with some embodiments. In FIG. 1 shows a dual-zone completion in formation 101 with a zone 110 and a zone 104 through which a wellbore 115 is drilled. Zones 104, 110 may be production zones or injection zones. Perforations 117, 119 are made through the casing 113 into the formation 101 in each of the zones 110, 104, respectively. A downhole system 108, which includes a downhole instrument 102, a downhole instrument 103, and a downhole instrument 105, has been installed in the wellbore 115 as a result of the well completion. Although in Fig. 1 shows a downhole system 108 containing three downhole instruments; any number of downhole instruments may be installed. The surface power source 106 provides power to the downhole system 108. In this example, the downhole data acquisition system 107 provides power to the downhole system 108.

[17] TEC 111 электрически соединяет скважинную систему 107 сбора данных со скважинным контрольно-измерительным прибором 102. TEC 111 также электрически соединяет скважинный контрольно-измерительный прибор 102 со скважинным контрольно-измерительным прибором 103. TEC 111 электрически соединяет скважинный контрольно-измерительный прибор 103 со скважинным контрольно-измерительным прибором 105. Скважинные контрольно-измерительные приборы 102 и 103 могут содержать проходной канал для прохождения TEC 111 от скважинной системы 107 сбора данных к скважинным контрольно-измерительным приборам 103 и 105 соответственно. Затем TEC 111 может проводить электричество к скважинным контрольно-измерительным приборам 102, 103, 105 и другим компонентам заканчивания скважинной системы 108. TEC 111 может содержать один или более проводящих материалов, таких как медь, алюминий и т. д. TEC 111 может содержать TEC с одиночным проводником или TEC с многожильным проводником. Хотя TEC 111 изображена в виде одиночной линии, в скважине могут быть развернуты несколько TEC (например, путем сращивания концов нескольких TEC). Скважинные контрольно-измерительные приборы 102, 103, 105 могут быть источниками тока, и каждый из них может измерять ток, протекающий через TEC 111. Скважинные контрольно-измерительные приборы 102, 103, 105 также могут измерять напряжение. Через TEC 111 скважинная система 107 сбора данных получает данные, включающие измерения напряжения и тока, от каждого из скважинных контрольно-измерительных приборов 102, 103, 105. [17] TEC 111 electrically connects the downhole data acquisition system 107 to the downhole instrument 102. TEC 111 also electrically connects the downhole instrument 102 to the downhole instrument 103. TEC 111 electrically connects the downhole instrument 103 to downhole instrument 105. Downhole instruments 102 and 103 may include a passageway for passing TEC 111 from the downhole data acquisition system 107 to the downhole instruments 103 and 105, respectively. TEC 111 may then conduct electricity to downhole instrumentation 102, 103, 105 and other completion components of wellbore system 108. TEC 111 may contain one or more conductive materials such as copper, aluminum, etc. TEC 111 may contain TEC with single conductor or TEC with stranded conductor. Although TEC 111 is depicted as a single line, multiple TECs can be deployed in a well (eg, by splicing the ends of multiple TECs). Downhole instruments 102, 103, 105 may be current sources, and each may measure current flowing through TEC 111. Downhole instruments 102, 103, 105 may also measure voltage. Through the TEC 111, the downhole data acquisition system 107 receives data, including voltage and current measurements, from each of the downhole instruments 102, 103, 105.

[18] Скважинная система 107 сбора данных содержит систему 109 контроля сопротивления, которая может определять и контролировать сопротивление ТЕС 111 (далее «сопротивление ТЕС»). Система 109 контроля сопротивления может определять сопротивление TEC на основании данных скважинной электроники, получаемых скважинными контрольно-измерительными приборами 102, 103, 105 и получаемых скважинной системой 107 сбора данных. Например, система 109 контроля сопротивления может определять сопротивление ТЕС во время работы скважинной системы 108 или путем последовательного включения скважинных контрольно-измерительных приборов 102, 103, 105 на основании включения тока, протекающего к каждому из скважинных контрольно-измерительных приборов 102, 103, 105.[18] The downhole data acquisition system 107 includes a resistivity monitoring system 109 that can detect and monitor the TEC resistivity 111 (hereinafter “TEC resistivity”). Resistivity monitoring system 109 may determine TEC resistivity based on downhole electronics data acquired by downhole instruments 102, 103, 105 and received by downhole data acquisition system 107. For example, the resistivity monitoring system 109 may determine the TEC resistivity during operation of the downhole system 108 or by sequentially turning on the downhole instruments 102, 103, 105 based on the activation of current flowing to each of the downhole instruments 102, 103, 105.

[19] Во время работы скважинных контрольно-измерительных приборов 102, 103, 105 (т. е. когда ток подается на каждый из скважинных контрольно-измерительных приборов 102, 103, 105) система 109 контроля сопротивления может определять сопротивление ТЕС на основании данных о напряжении и токе, полученных для пары скважинных контрольно-измерительных приборов, соединенных посредством TEC 111. Например, система 109 контроля сопротивления может рассчитывать сопротивление TEC 111 на основании расчета сопротивления TEC 111 в интервале между скважинными контрольно-измерительными приборами 102, 103 и скважинными контрольно-измерительными приборами 103, 105. Сопротивления TEC, рассчитанные в каждом интервале между скважинными контрольно-измерительными приборами 102, 103 и скважинными контрольно-измерительными приборами 103, 105, могут быть добавлены к сопротивлению TEC 111 между поверхностью 106 и скважинным контрольно-измерительным прибором 102 с получением совокупного сопротивления TEC для скважинной системы 108. Таким образом, система 109 контроля сопротивления может определять сопротивление TEC с приращением, начиная с скважинного контрольно-измерительного прибора, расположенного ближе всего к поверхности 106, и продолжая скважинным контрольно-измерительным прибором, наиболее глубоко расположенным в пласте 101 (например, скважинные контрольно-измерительные приборы 102, 105 соответственно). Расчет сопротивления TEC во время работы скважинных контрольно-измерительных приборов 102, 103, 105 таким образом дополнительно описан со ссылкой на Фиг. 4.[19] During operation of the downhole instruments 102, 103, 105 (i.e., when current is applied to each of the downhole instruments 102, 103, 105), the resistivity monitoring system 109 may determine the TEC resistance based on the voltage and current obtained for a pair of downhole instruments connected by TEC 111. For example, the resistivity monitoring system 109 may calculate the resistance of TEC 111 based on the calculation of the resistance of TEC 111 in the interval between the downhole instruments 102, 103 and the downhole instruments. instruments 103, 105. The TEC resistivities calculated at each interval between the downhole instruments 102, 103 and the downhole instruments 103, 105 may be added to the TEC resistance 111 between the surface 106 and the downhole instrument 102 with obtaining the total TEC resistivity for the well system 108. Thus, the resistivity monitoring system 109 can determine the TEC resistivity in increments, starting with the downhole tester located closest to the surface 106 and continuing with the downhole tester located deepest in formation 101 (for example, downhole instrumentation 102, 105, respectively). The calculation of TEC resistance during operation of downhole instruments 102, 103, 105 is thus further described with reference to FIGS. 4.

[20] В некоторых случаях определение сопротивления TEC во время работы скважинной системы 108 может приводить к накоплению ошибок, в то время как сопротивление TEC рассчитывают в каждом интервале TEC 111 между скважинными контрольно-измерительными приборами. Например, короткие замыкания, разомкнутые цепи или токи утечки, воздействующие на ТЕС 111, могут вносить ошибку в расчет сопротивления, который выполняют по мере того, как сопротивление ТЕС рассчитывают для последующих пар скважинных контрольно-измерительных приборов глубже в пласте 101. Можно избежать накопления ошибок, и проблемы ТЕС 111, которые вносят ошибку, можно диагностировать путем последовательного включения скважинных контрольно-измерительных приборов 102, 103, 105 от скважинного контрольно-измерительного прибора, ближайшего к поверхности 106, до самого глубокого скважинного контрольно-измерительного прибора в пласте 101. Скважинные контрольно-измерительные приборы 102, 103, 105 могут быть включены путем обеспечения протекания тока от предшествующего скважинного контрольно-измерительного прибора. Например, скважинный контрольно-измерительный прибор 102 может управлять потоком тока через TEC 111 к скважинному контрольно-измерительному прибору 103. Скважинный контрольно-измерительный прибор 103 можно эффективно отключить путем прекращения потока тока от скважинного контрольно-измерительного прибора 102 или включить путем активации потока тока от скважинного контрольно-измерительного прибора 102. [20] In some cases, determining the TEC resistance while the downhole system 108 is running may result in errors accumulating while the TEC resistance is calculated at each TEC 111 interval between downhole instruments. For example, short circuits, open circuits, or leakage currents affecting TEC 111 may introduce error into the resistivity calculation that is performed as TEC resistivity is calculated for subsequent pairs of downhole instruments deeper in formation 101. Accumulation of errors can be avoided. , and the TEC problems 111 that introduce the error can be diagnosed by sequentially turning on the downhole instruments 102, 103, 105 from the downhole instrument closest to the surface 106 to the deepest downhole instrument in the formation 101. The instruments 102, 103, 105 may be turned on by allowing current to flow from the preceding downhole instrument. For example, downhole instrument 102 can control the flow of current through TEC 111 to downhole instrument 103. Downhole instrument 103 can be effectively disabled by stopping the flow of current from the downhole instrument 102 or turned on by activating the flow of current from downhole instrumentation 102.

[21] При включении каждого скважинного контрольно-измерительного прибора (например, на основании запроса или команды, переданной от скважинной системы 107 сбора данных на скважинный контрольно-измерительный прибор), система 109 контроля сопротивления может получить измерение потребляемого тока, непосредственно измеренного скважинным контрольно-измерительным прибором, и может рассчитать значение теоретического тока, измеренного скважинным контрольно-измерительным прибором. Если разница между непосредственно измеренным потребляемым током и теоретическим потребляемым током значительна (например, превышает пороговое значение), система 109 контроля сопротивления может определить, что существует проблема, влияющая на TEC 111, например ток утечки. Затем система 109 контроля сопротивления может оценить местоположение проблемы TEC 111, которая возникает, на основании данных, собранных после каждого события включения питания. Например, между скважинными контрольно-измерительными приборами 102, 103 может присутствовать ток утечки. Система 109 контроля сопротивления может прогнозировать местоположение тока утечки относительно скважинных контрольно-измерительных приборов 102, 103 на основании сопротивления TEC 111 между скважинными контрольно-измерительными приборами 102, 103, измерений тока, полученных от источников тока скважинных контрольно-измерительных приборов 102, 103, тока, протекающего к скважинным контрольно-измерительным приборам 102, 103, и данных о напряжении. Определение сопротивления TEC и диагностика сбоев посредством последовательного включения скважинных контрольно-измерительных приборов дополнительно описаны со ссылкой на Фиг. 5.[21] When each downhole instrument is turned on (e.g., based on a request or command transmitted from the downhole data acquisition system 107 to the downhole instrument), the resistivity monitoring system 109 may obtain a measurement of current consumption directly measured by the downhole instrument. instrument, and can calculate the value of the theoretical current measured by the downhole instrument. If the difference between the directly measured current draw and the theoretical current draw is significant (eg, greater than a threshold), the resistance monitoring system 109 may determine that there is a problem affecting the TEC 111, such as leakage current. The resistance monitoring system 109 can then estimate the location of the TEC problem 111 that is occurring based on the data collected after each power-up event. For example, leakage current may be present between downhole instruments 102, 103. The resistivity monitoring system 109 may predict the location of leakage current relative to the downhole instruments 102, 103 based on the resistance TEC 111 between the downhole instruments 102, 103, current measurements obtained from the current sources of the downhole instruments 102, 103. flowing to the downhole instruments 102, 103, and voltage data. Determination of TEC resistance and fault diagnosis by daisy-chaining downhole instrumentation is further described with reference to FIG. 5.

[22] Система 109 контроля сопротивления может дополнительно оценивать сопротивление ТЕС на основании длины ТЕС 111. Система 109 контроля сопротивления может периодически сравнивать расчетное сопротивление с сопротивлением, рассчитанным для ТЕС 111 для скважинной системы 108, например совокупное сопротивление ТЕС на основании определения сопротивления между поверхностью 106 и скважинным контрольно-измерительным прибором 102 и между каждым из скважинных контрольно-измерительных приборов 102, 103, 105 либо во время работы скважинных контрольно-измерительных приборов 102, 103, 105, либо в результате последовательного включения каждого из скважинных контрольно-измерительных приборов 102, 103, 105. Сбои TEC могут быть идентифицированы на основании определения того, что рассчитанное сопротивление значительно отклоняется от расчетного сопротивления. Например, система 109 контроля сопротивления может определить, что имел место ток утечки, протекающий из TEC 111, на основании рассчитанного сопротивления и расчетного сопротивления, превышающего пороговое значение. Возрастающие отклонения рассчитанного сопротивления от расчетного сопротивления могут указывать на постепенное ухудшение состояния TEC 111. [22] The resistivity monitoring system 109 may further estimate the TEC resistivity based on the length of the TEC 111. The resistivity monitoring system 109 may periodically compare the calculated resistivity with the resistivity calculated for the TEC 111 for the well system 108, such as the cumulative TEC resistivity based on the determination of the resistivity between the surface 106 and the downhole instrument 102 and between each of the downhole instruments 102, 103, 105, either during operation of the downhole instruments 102, 103, 105, or as a result of sequential activation of each of the downhole instruments 102, 103, 105 TEC failures can be identified by determining that the calculated resistance deviates significantly from the calculated resistance. For example, the resistance monitoring system 109 may determine that there has been leakage current flowing from the TEC 111 based on the calculated resistance and the calculated resistance exceeding a threshold value. Increasing deviations of the calculated resistance from the calculated resistance may indicate gradual deterioration of the TEC 111.

[23] Сбои, возникающие в схеме, лежащей в основе скважинной системы 108, которые влияют на сопротивление TEC 111, могут быть внезапными, например, вызванными повреждением TEC 111 или коротким замыканием, в то время как изменения сопротивления TEC, вызванные старением TEC 111, могут быть постепенными. Система 109 контроля сопротивления контролирует изменения и тенденции сопротивления TEC в течение срока эксплуатации скважины и может создать модель ухудшения состояния TEC 111 на основании статистических данных сопротивления и наблюдаемых тенденций сопротивления, таких как те, которые основаны на корреляциях между изменениями сопротивления TEC и собираемыми данными о скважинных событиях (например, изменения температуры, короткое замыкание, отказы скважинных контрольно-измерительных приборов и т. д.). Система 109 контроля сопротивления также может использовать эту модель для прогнозирования отказов ТЕС 111, вызванных внезапными изменениями сопротивления, такими как короткое замыкание, или постепенными изменениями сопротивления, такими как изменения температуры. [23] Failures occurring in the circuitry underlying the well system 108 that affect the resistance of the TEC 111 may be sudden, such as caused by damage to the TEC 111 or a short circuit, while changes in the resistance of the TEC caused by aging of the TEC 111 may be gradual. Resistivity monitoring system 109 monitors TEC resistivity changes and trends over the life of the well and can create a TEC 111 degradation model based on resistivity statistics and observed resistivity trends, such as those based on correlations between TEC resistivity changes and collected well data. events (for example, temperature changes, short circuits, downhole instrumentation failures, etc.). Resistance monitoring system 109 may also use this model to predict TEC 111 failures caused by sudden resistance changes, such as a short circuit, or gradual resistance changes, such as temperature changes.

[24] На Фиг. 2 представлена приведенная в качестве примера концептуальная схема для обнаружения скважинных событий с флюидом на основании данных о сопротивлении TEC в соответствии с некоторыми вариантами реализации. На Фиг. 2 представлены скважинные контрольно-измерительные приборы 103, 105 и TEC 111 скважинной системы 108, установленные в стволе 115 скважины. В этом примере флюид 202, добываемый в зоне 110, протекает через перфорационные отверстия 119. Флюид 204 из зоны 104 протекает через перфорационные отверстия 117. Однако флюид 204 может представлять собой неизвестный или непредусмотренный флюид, попавший в ствол 115 скважины, например воду из пласта 101.[24] In FIG. 2 illustrates an exemplary conceptual framework for detecting downhole fluid events based on TEC resistivity data in accordance with some embodiments. In FIG. 2 shows downhole instrumentation 103, 105 and TEC 111 of downhole system 108 installed in wellbore 115. In this example, fluid 202 produced from zone 110 flows through perforations 119. Fluid 204 from zone 104 flows through perforations 117. However, fluid 204 may be an unknown or unintended fluid introduced into wellbore 115, such as water from formation 101 .

[25] Система 109 контроля сопротивления может обнаруживать изменения в потоке скважинного флюида на основании расчета сопротивления TEC 111. Система 109 контроля сопротивления определяет сопротивление TEC 111 в интервале в скважине между скважинными контрольно-измерительными приборами (например, интервале TEC между скважинными контрольно-измерительными приборами 103, 105) между поверхностью 106 и скважинным контрольно-измерительным прибором, ближайшим к поверхности 106, таким как как скважинный контрольно-измерительный прибор 103, показанный на Фиг. 3. Сопротивление TEC можно определить либо во время работы скважинных контрольно-измерительных приборов 103, 105, либо в результате последовательного включения скважинных контрольно-измерительных приборов 103, 105 и определения сопротивления после каждого события включения питания. Затем система 109 контроля сопротивления может рассчитать среднюю скважинную температуру между скважинными контрольно-измерительными приборами 103, 105 на основании определенного сопротивления TEC. Температуру, которую рассчитывают на основании данных сопротивления TEC, можно рассматривать как среднюю температуру для пласта 101 между глубинами скважинных контрольно-измерительных приборов, между которыми определяли сопротивление TEC, а не температуру, измеряемую в одной точке. Среднюю температуру T между скважинными контрольно-измерительными приборами можно рассчитать по уравнению 1, где T представляет собой температуру проводника TEC 111, R представляет собой сопротивление TEC 111 при температуре T, α представляет собой температурный коэффициент сопротивления материала TEC 111, T _этал представляет собой эталонную температуру, при которой указано α, а R _этал представляет собой сопротивление TEC 111 при эталонной температуре T _этал.[25] Resistivity monitoring system 109 can detect changes in well fluid flow based on a calculation of TEC 111 resistance. Resistivity monitoring system 109 determines TEC 111 resistance at an interval in a well between downhole instruments (e.g., a TEC interval between downhole instruments 103, 105) between the surface 106 and the downhole tool closest to the surface 106, such as the downhole tool 103 shown in FIG. 3. The TEC resistance can be determined either while the downhole instruments 103, 105 are operating, or by sequentially turning on the downhole instruments 103, 105 and determining the resistance after each power-up event. The resistivity monitoring system 109 can then calculate the average downhole temperature between the downhole instruments 103, 105 based on the determined TEC resistivity. The temperature that is calculated from the TEC resistivity data can be thought of as the average temperature for formation 101 between the depths of the downhole instrumentation between which the TEC resistivity was determined, rather than the temperature measured at a single point. The average temperature T between downhole instruments can be calculated from Equation 1, where T is the temperature of the TEC 111 conductor, R is the resistance of the TEC 111 at temperature T , α is the temperature coefficient of resistance of the TEC 111 material, T _etal is the reference temperature , at which α is indicated, and R _etal represents the resistance of TEC 111 at the reference temperature T _etal .

[26] Температурный коэффициент сопротивления α при температуре T _этал определяют на основании материала TEC 111. Например, если материал проводника TEC 111 представляет собой медь, температурный коэффициент сопротивления α при T _этал 20 градусов по Цельсию составляет приблизительно 0,004 на градус по Цельсию. Изменения температуры, например, вызванные изменениями потока флюида в скважине, влияют на сопротивление ТЕС. Например, если материал проводника TEC 111 представляет собой медь или другой чистый металл, сопротивление TEC 111 может увеличиваться по мере продвижения флюидов, добываемых в зонах 110, 104, к поверхности 106 из-за высокой температуры флюидов. Поток флюидов с более низкой температурой, таких как вода, из пласта 101 через ствол 115 скважины к поверхности 106 может вызвать снижение температуры и соответствующее снижение сопротивления TEC 111. [26] The temperature coefficient of resistance α at a T _etal temperature is determined based on the material of TEC 111. For example, if the TEC 111 conductor material is copper, the temperature coefficient of resistance α at a T _{etal temperature of} 20 degrees Celsius is approximately 0.004 per degree Celsius. Temperature changes, such as those caused by changes in fluid flow in the well, affect TEC resistivity. For example, if the conductor material of TEC 111 is copper or other pure metal, the resistance of TEC 111 may increase as fluids produced in zones 110, 104 move towards surface 106 due to the high temperature of the fluids. The flow of lower temperature fluids, such as water, from formation 101 through wellbore 115 to surface 106 may cause a decrease in temperature and a corresponding decrease in TEC 111 resistance.

[27] В этом примере флюид 202 представляет собой флюид, добываемый в зоне 104. При контроле сопротивления ТЕС 111 в интервале между скважинным контрольно-измерительным прибором 105 и скважинным контрольно-измерительным прибором 103 система 109 контроля сопротивления может обнаруживать постепенное увеличение сопротивления ТЕС 111 в этом интервале по мере продвижения потока флюида 202 к поверхности 106 (например, на основании сравнения с базовым сопротивлением). Затем система 109 контроля сопротивления может прогнозировать продвижение потока флюида 202 на основании определенного сопротивления TEC. В результате закупорки в скважине могут быть идентифицированы, если сопротивление TEC между скважинными контрольно-измерительными приборами 103, 105 не увеличивается постепенно, как ожидалось. Например, система 109 контроля сопротивления может определить, что температура между скважинными контрольно-измерительными приборами 105, 103 увеличилась после того, как флюид 202 поступил в скважину 115, в то время как температура между скважинным контрольно-измерительным прибором 103 и поверхностью 106 может не увеличиться аналогичным образом. Затем система 109 контроля сопротивления может идентифицировать возможную закупорку между скважинными контрольно-измерительными приборами 103, 105, которая препятствует потоку флюида 202.[27] In this example, fluid 202 is a fluid produced in zone 104. By monitoring the resistivity of TEC 111 in the interval between downhole tool 105 and downhole tool 103, resistivity monitoring system 109 may detect a gradual increase in resistivity of TEC 111 in this interval as fluid flow 202 moves toward surface 106 (eg, based on comparison with base resistivity). The resistance control system 109 can then predict the progress of fluid flow 202 based on the determined TEC resistance. As a result, blockages in the well may be identified if the TEC resistance between the downhole instruments 103, 105 does not increase gradually as expected. For example, the resistivity monitoring system 109 may determine that the temperature between the downhole instruments 105, 103 has increased after fluid 202 entered the well 115, while the temperature between the downhole instrument 103 and the surface 106 may not have increased. the same way. The resistivity monitoring system 109 can then identify a possible blockage between the downhole instruments 103, 105 that is impeding the flow of fluid 202.

[28] Флюид 204 также поступает в ствол 115 скважины. Этот флюид может соответствовать непредусмотренному флюиду, такому как вода из пласта 101. При обнаружении постепенного уменьшения сопротивления TEC между скважинным контрольно-измерительным прибором 103 и скважинным контрольно-измерительным прибором 105 система 109 контроля сопротивления может идентифицировать, что посторонний агент поступил в ствол 115 скважины. Постепенные изменения температуры могут быть идентифицированы в течение ряда моментов времени и/или на основании сравнения с базовой температурой. Например, система 109 контроля сопротивления может идентифицировать снижение температуры, если разница между снижением температуры и базовой температурой превышает пороговое значение. Система контроля сопротивления может генерировать уведомление о том, что в ствол 115 скважины поступил неожиданный флюид, который может указывать местоположение по отношению к скважинным контрольно-измерительным приборам 103, 105, рассчитанную температуру и т. д. Таким образом, система 109 контроля сопротивления может различать между постепенными изменениями сопротивления, вызванными изменением температуры, и внезапными изменениями, вызванными сбоями или отказами TEC 111, чтобы обеспечить комплексную оценку как состояний TEC 111, так и условий в скважине. [28] Fluid 204 also enters wellbore 115. This fluid may correspond to an unintended fluid, such as water from formation 101. By detecting a gradual decrease in TEC resistivity between downhole tool 103 and downhole tool 105, resistivity monitoring system 109 may identify that a foreign agent has entered the wellbore 115. Gradual changes in temperature can be identified over a number of time points and/or based on comparison with a base temperature. For example, resistance monitoring system 109 may identify a temperature drop if the difference between the temperature drop and the base temperature exceeds a threshold value. The resistivity monitoring system may generate a notification that unexpected fluid has entered the wellbore 115, which may indicate a location relative to the downhole instruments 103, 105, a calculated temperature, etc. Thus, the resistivity monitoring system 109 may discern between gradual changes in resistivity caused by temperature changes and sudden changes caused by TEC 111 malfunctions or failures to provide a comprehensive assessment of both TEC 111 conditions and well conditions.

[29] Увеличение сопротивления TEC 111 из-за повышения температуры, например повышения температуры в результате потока флюида 202, может повлиять на скорость связи между скважинной системой 107 сбора данных и скважинными контрольно-измерительными приборами 103, 105. Например, может снизиться скорость связи или могут возникнуть сбои связи. Чтобы смягчить влияние повышенного сопротивления на связь между скважинными контрольно-измерительными приборами 103, 105 и скважинной системой 107 сбора данных, система 109 контроля сопротивления может указать скважинной системе 107 сбора данных, что амплитуда сигнала связи и/или напряжение питания для скважинной системы 108 должны быть увеличены на основании обнаружения увеличения сопротивления ТЕС, связанного с температурой в скважине. Если сбои связи произошли из-за увеличения сопротивления, система 109 контроля сопротивления может указать скважинной системе 107 сбора данных уменьшить скорость связи, чтобы предотвратить сбои связи. [29] An increase in resistance to TEC 111 due to increased temperature, such as increased temperature resulting from fluid flow 202, may affect the communication speed between the downhole data acquisition system 107 and the downhole instrumentation 103, 105. For example, the communication speed or Communication failures may occur. To mitigate the effect of increased resistivity on communication between downhole instrumentation 103, 105 and downhole data acquisition system 107, resistivity monitoring system 109 may indicate to downhole data acquisition system 107 that the communication signal amplitude and/or supply voltage to downhole system 108 should be increased based on the discovery of an increase in TEC resistance associated with wellbore temperature. If communication failures occur due to increased resistance, the resistance control system 109 may instruct the downhole data acquisition system 107 to reduce the communication speed to prevent communication failures.

[30] На Фиг. 3 представлена приведенная в качестве примера концептуальная схема использования данных скважинной электроники для диагностики проблем ТЕС в соответствии с некоторыми вариантами реализации. На Фиг. 3 представлена скважинная система 308 с пятью скважинными контрольно-измерительными приборами, соединенными TEC 311: скважинным контрольно-измерительным прибором 301, скважинным контрольно-измерительным прибором 303, скважинным контрольно-измерительным прибором 305, скважинным контрольно-измерительным прибором 307 и скважинным контрольно-измерительным прибором 309. Скважинная система 308 может содержать другие компоненты, не показанные на Фиг. 3, такие как пакеры, регулирующие клапаны притока и т. д. Хотя TEC 311 изображена в виде одиночной линии, в вариантах реализации могут использовать несколько TEC (например, путем сращивания концов нескольких TEC). На Фиг. 3 представлен пример диагностики сбоев TEC 311 для интервала TEC 311, образованного скважинными контрольно-измерительными приборами 301, 303. Однако диагностику сбоев ТЕС 311 можно выполнять для любого интервала ТЕС 311 между последовательными скважинными контрольно-измерительными приборами. В этом примере ток утечки I ₀ протекает через TEC 311 в интервале между скважинными контрольно-измерительными приборами 301, 303. Скважинная система 107 сбора данных измеряет напряжение и/или ток источника, которые подаются для скважинной системы 308. [30] In FIG. 3 shows an exemplary conceptual diagram of using downhole electronics data to diagnose TEC problems in accordance with some embodiments. In FIG. 3 shows a downhole system 308 with five downhole instruments connected by a TEC 311: downhole instrument 301, downhole instrument 303, downhole instrument 305, downhole instrument 307, and downhole instrument. 309. Wellbore system 308 may include other components not shown in FIG. 3, such as packers, inflow control valves, etc. Although TEC 311 is depicted as a single line, embodiments may use multiple TECs (eg, by splicing the ends of multiple TECs). In FIG. 3 shows an example of TEC 311 fault diagnosis for a TEC 311 interval defined by downhole instruments 301, 303. However, TEC 311 fault diagnosis can be performed for any TEC 311 interval between successive downhole instruments. In this example, leakage current I ₀ flows through TEC 311 in the interval between downhole instruments 301, 303. Downhole data acquisition system 107 measures source voltage and/or current that is supplied to downhole system 308.

[31] Схема 302 («схема 302») лежит в основе скважинных контрольно-измерительных приборов 301, 303, 305, 307, 309 и TEC 311. На Фиг. 3 представлена схема 302, лежащая в основе скважинных контрольно-измерительных приборов 301, 303, и TEC 311, которая соединяет скважинные контрольно-измерительные приборы 301, 303. Схема 302 может быть выполнена с возможностью измерения тока на стороне высокого напряжения или измерения тока на стороне низкого напряжения. Как показано на схеме 302, скважинные контрольно-измерительные приборы 301, 303 содержат источники тока, представленные как токи I ₃ и I ₅ соответственно. Скважинные контрольно-измерительные приборы 301, 303 могут представлять собой источники постоянного тока. Сопротивление TEC для интервала, соединяющего скважинные контрольно-измерительные приборы 301, 303, показано сопротивлениями R ₁₁ и R ₁₂, причем ток утечки I ₀ протекает от TEC 311 между R ₁₁ и R ₁₂. Сопротивление TEC 311 между скважинными контрольно-измерительными приборами 301, 303, смоделированными I ₃ и I ₅, может быть представлено как R ₀, показанное ниже в уравнении 2 как сумма R ₁₁ и R ₁₂. [31] Circuit 302 (“circuit 302”) underlies downhole instruments 301, 303, 305, 307, 309 and TEC 311. In FIG. 3 illustrates circuit 302 underlying downhole instruments 301, 303, and TEC 311, which connects downhole instruments 301, 303. Circuit 302 may be configured to sense high voltage side current or to sense high voltage side current. low voltage. As shown in diagram 302, downhole instruments 301, 303 contain current sources represented by currents I ₃ and I ₅ , respectively. Downhole instruments 301, 303 may be DC power sources. The TEC resistance for the interval connecting the downhole instruments 301, 303 is shown by resistances R ₁₁ and R ₁₂ , with leakage current I ₀ flowing from TEC 311 between R ₁₁ and R ₁₂ . The resistance TEC 311 between downhole instruments 301, 303 modeled by I ₃ and I ₅ can be represented by R ₀ , shown below in Equation 2 as the sum of R ₁₁ and R ₁₂ .

[32] Общее сопротивление R ₀ между скважинными контрольно-измерительными приборами 301, 303 может быть определено на основании статистических данных о сопротивлении TEC или оценено на основании длины TEC 311 между скважинными контрольно-измерительными приборами 301, 303. Схема 302 также показывает сопротивления TEC R ₂₁ и R ₂₂, которые противодействуют обратному току. Сопротивления TEC R ₂₁ и R ₂₂ могут быть преимущественно близки к нулю и поэтому могут считаться пренебрежимо малыми. Ток I ₁ представляет собой выходной ток из скважинной системы 107 сбора данных и может быть измерен скважинной системой 107 сбора данных. Ток I ₂, который течет к скважинному контрольно-измерительному прибору I ₅, может быть рассчитан на основании известных токов I ₁ и I ₃. Ток I ₂ также эквивалентен сумме тока утечки I ₀ и тока I ₅. Эти отношения показаны в уравнении 3, где I ₁ представляет собой измеренный ток, подаваемый на скважинную систему (например, ток, подаваемый скважинной системой 107 сбора данных), I ₃ представляет собой ток, измеренный скважинным контрольно-измерительным прибором 301, а I ₅ представляет собой ток, измеренный скважинным контрольно-измерительным прибором 303. [32] The total resistance R ₀ between downhole instruments 301, 303 can be determined based on TEC resistance statistics or estimated based on the length of TEC 311 between downhole instruments 301, 303. Diagram 302 also shows TEC resistances R ₂₁ and R ₂₂ , which counteract the reverse current. The resistances of TEC R ₂₁ and R ₂₂ can be predominantly close to zero and can therefore be considered negligible. The current I ₁ is the output current from the downhole data acquisition system 107 and can be measured by the downhole data acquisition system 107 . The current I ₂ that flows to the downhole instrument I ₅ can be calculated based on the known currents I ₁ and I ₃ . The current I ₂ is also equivalent to the sum of the leakage current I ₀ and the current I ₅ . These relationships are shown in Equation 3, where I ₁ represents the measured current supplied to the downhole system (eg, the current supplied by the downhole data acquisition system 107), I ₃ represents the current measured by the downhole instrument 301, and I ₅ represents is the current measured by the downhole instrument 303.

[33] Уравнение 4 показывает отношение напряжения V ₁, измеряемого скважинным контрольно-измерительным прибором 301, и напряжения V ₂, измеренного скважинным контрольно-измерительным прибором 303, сопротивлений R ₁₁ и R ₁₂, тока I ₅, измеренного скважинным контрольно-измерительным прибором 303, и тока утечки I ₀.[33] Equation 4 shows the ratio of the voltage V ₁ measured by the downhole instrument 301 and the voltage V ₂ measured by the downhole instrument 303, the resistances R ₁₁ and R ₁₂ , the current I ₅ measured by the downhole instrument 303 , and leakage current I ₀ .

[34] Систему уравнений, образованную уравнениями 2-4, можно использовать для расчета R ₁₁ и R ₁₂ на основании измеренных напряжений, измеренного тока I ₅ и рассчитанного тока утечки I ₀. Как только определены сопротивления R ₁₁ и R ₁₂, система 109 контроля сопротивления может оценить, где возникает ток утечки I ₀ по отношению к скважинному контрольно-измерительному прибору 301 и скважинному контрольно-измерительному прибору 303. Местоположение тока утечки I ₀ можно идентифицировать на основании относительных долей рассчитанных сопротивлений R ₁₁ и R ₁₂ к общему сопротивлению R ₀ между скважинными контрольно-измерительными приборами 301, 303. Например, система 109 контроля сопротивления может рассчитать значение R ₁₁, которое составляет 40% от общего сопротивления R ₀. Затем система 109 контроля сопротивления может определить, что ток утечки I ₀ возникает приблизительно на 40% расстояния от скважинного контрольно-измерительного прибора 301 до скважинного контрольно-измерительного прибора 303. Таким образом, система 109 контроля сопротивления может определять, где происходят утечки тока или другие сбои ТЕС 311, с повышенной степенью специфичности.[34] The system of equations formed by Equations 2-4 can be used to calculate R ₁₁ and R ₁₂ based on the measured voltages, the measured current I ₅ and the calculated leakage current I ₀ . Once the resistances R ₁₁ and R ₁₂ are determined, the resistance monitoring system 109 can estimate where the leakage current I ₀ occurs relative to the downhole tester 301 and the downhole tester 303. The location of the leakage current I ₀ can be identified based on the relative the proportions of the calculated resistivities R ₁₁ and R ₁₂ to the total resistivity R ₀ between downhole instruments 301, 303. For example, the resistivity monitoring system 109 may calculate a value of R ₁₁ that is 40% of the total resistivity R ₀ . Resistivity monitoring system 109 can then determine that leakage current I ₀ occurs at approximately 40% of the distance from downhole tool 301 to downhole tool 303. Thus, resistivity monitoring system 109 can determine where current leaks or other TEC 311 failures, with an increased degree of specificity.

[35] На Фиг. 4 представлена блок-схема приведенных в качестве примера операций для определения сопротивления TEC для скважинной системы в соответствии с некоторыми вариантами реализации. Приведенные в качестве примера операции относятся к системе контроля сопротивления, выполняющей показанные операции для согласования с Фиг. 1, хотя названия программного обеспечения и программного кода могут различаться в зависимости от вариантов реализации. Приведенные в качестве примера операции могут выполняться программным обеспечением, программно-аппаратным обеспечением, аппаратным обеспечением или их комбинацией.[35] In FIG. 4 is a flow chart of exemplary operations for determining TEC resistance for a wellbore system in accordance with some embodiments. The exemplary operations are for a resistance control system performing the illustrated operations to coordinate with FIG. 1, although software and code names may vary depending on implementation. The exemplary operations may be performed by software, firmware, hardware, or a combination thereof.

[36] В блоке 401 система контроля сопротивления начинает определять сопротивление TEC между каждой парой скважинных контрольно-измерительных приборов. Используемый в данном документе термин «пара скважинных контрольно-измерительных приборов» относится к последовательным скважинным контрольно-измерительным приборам, которые соединены TEC. Например, со ссылкой на Фиг. 1, каждый из скважинных контрольно-измерительных приборов 102, 103 и скважинных контрольно-измерительных приборов 103, 105 образует пару, в которой измеряют сопротивление ТЕС между каждой парой. Скважинный контрольно-измерительный прибор в паре, который расположен ближе к поверхности, в дальнейшем называется «первым скважинным контрольно-измерительным прибором», а скважинный контрольно-измерительный прибор в паре, который расположен глубже в пласте, далее называется «вторым скважинным контрольно-измерительным прибором». Например, со ссылкой на Фиг. 1, при определении сопротивления TEC между скважинными контрольно-измерительными приборами 102, 103 скважинный контрольно-измерительный прибор 102 представляет собой первый скважинный контрольно-измерительный прибор, а скважинный контрольно-измерительный прибор 103 представляет собой второй скважинный контрольно-измерительный прибор.[36] At block 401, the resistance monitoring system begins to determine the TEC resistance between each pair of downhole instruments. As used herein, the term “downhole instrument pair” refers to serial downhole instruments that are connected by a TEC. For example, with reference to FIG. 1, downhole instruments 102, 103 and downhole instruments 103, 105 each form a pair in which the TEC resistance between each pair is measured. The downhole instrument in the pair that is located closer to the surface is hereinafter referred to as the “first downhole instrument,” and the downhole instrument in the pair that is located deeper in the formation is hereinafter referred to as the “second downhole instrument.” " For example, with reference to FIG. 1, when determining the TEC resistance between downhole tools 102, 103, downhole tool 102 is a first downhole tool and downhole tool 103 is a second downhole tool.

[37] В блоке 402 система контроля сопротивления определяет, является ли первый скважинный контрольно-измерительный прибор скважинным контрольно-измерительным прибором, установленным ближе всего к поверхности. Система контроля сопротивления будет определять ток, протекающий к первому скважинному контрольно-измерительному прибору, на основании того, является ли первый скважинный контрольно-измерительный прибор ближайшим к поверхности скважинным контрольно-измерительным прибором (например, скважинным контрольно-измерительным прибором 102 на Фиг. 1). Например, скважинная система сбора данных, такая как скважинная система 107 сбора данных, показанная на Фиг. 1, может сохранять значения измеренных глубин, на которых были установлены скважинные контрольно-измерительные приборы. Если первый скважинный контрольно-измерительный прибором представляет собой скважинный контрольно-измерительный прибор, ближайший к поверхности, операции продолжаются на этапе 403. Если первый скважинный контрольно-измерительный прибор не представляет собой ближайший к поверхности скважинный контрольно-измерительный прибор, операции продолжаются в блоке 405. [37] At block 402, the resistivity monitoring system determines whether the first downhole tool is the downhole tool closest to the surface. The resistivity monitoring system will determine the current flowing to the first downhole tester based on whether the first downhole tester is the closest downhole tester to the surface (e.g., downhole tester 102 in FIG. 1). . For example, a downhole data acquisition system, such as the downhole data acquisition system 107 shown in FIG. 1, can store the values of measured depths at which downhole instrumentation was installed. If the first downhole tool is a downhole tool closest to the surface, operations continue at block 403. If the first downhole tool is not a downhole tool closest to the surface, operations continue at block 405.

[38] В блоке 403 система контроля сопротивления определяет ток, протекающий к первому скважинному контрольно-измерительному прибору. В случае, когда первый скважинный контрольно-измерительный прибор представляет собой ближайший к поверхности скважинный контрольно-измерительный прибор, ток, протекающий через TEC к скважинной системе, может быть эквивалентен току, протекающему к первому скважинному контрольно-измерительному прибору. Например, со ссылкой на Фиг. 1, ток, протекающий к первому скважинному контрольно-измерительному прибору, может быть определен на основании тока, подаваемого на скважинную систему 108 источником питания скважинной системы 107 сбора данных. [38] At block 403, the resistance monitoring system determines the current flowing to the first downhole tester. In the case where the first downhole tool is the closest downhole tool to the surface, the current flowing through the TEC to the downhole system may be equivalent to the current flowing to the first downhole tool. For example, with reference to FIG. 1, the current flowing to the first downhole instrument can be determined based on the current supplied to the downhole system 108 by the power supply of the downhole data acquisition system 107.

[39] В блоке 405 система контроля сопротивления получает ранее определенный ток, соответствующий току, протекающему к первому скважинному контрольно-измерительному прибору. Система контроля сопротивления может получать ток, который был рассчитан ранее на основании тока, измеренного предшествующим скважинным контрольно-измерительным прибором, и тока, протекающего к предшествующему скважинному контрольно-измерительному прибору. Например, система контроля сопротивления может получить ток, рассчитанный в блоке 409 с использованием уравнения 6, во время предыдущей итерации.[39] At block 405, the resistivity monitoring system receives a previously determined current corresponding to the current flowing to the first downhole test tool. The resistivity monitoring system may receive a current that was previously calculated based on the current measured by the upstream tool and the current flowing to the upstream tool. For example, the resistance control system may receive the current calculated in block 409 using equation 6 during a previous iteration.

[40] В блоке 407 система контроля сопротивления получает ток, измеренный первым скважинным контрольно-измерительным прибором. Первый скважинный контрольно-измерительный прибор может представлять собой источник тока в скважинной системе и измеряет поток тока, который отводится к нему в самом первом скважинном контрольно-измерительном приборе. Показания тока первого скважинного контрольно-измерительного прибора могут передаваться в скважинную систему сбора данных. Например, со ссылкой на Фиг. 1, скважинная система 107 сбора данных может получать ток, измеренный скважинным контрольно-измерительным прибором 102. Затем система контроля сопротивления может получать ток, измеренный скважинным контрольно-измерительным прибором 102, из скважинной системы 107 сбора данных. [40] At block 407, the resistivity monitoring system receives the current measured by the first downhole instrument. The first downhole instrument may be a current source in the downhole system and measures the flow of current that is routed to it in the first downhole instrument. Current readings from the first downhole instrument may be transmitted to a downhole data acquisition system. For example, with reference to FIG. 1, the downhole data acquisition system 107 may receive the current measured by the downhole instrument 102. The resistivity monitoring system may then obtain the current measured by the downhole instrument 102 from the downhole data acquisition system 107.

[41] В блоке 409 система контроля сопротивления рассчитывает сопротивление TEC между первым и вторым скважинными контрольно-измерительными приборами на основании напряжения на первом и втором скважинных контрольно-измерительных приборах и ток, протекающий ко второму скважинному контрольно-измерительному прибору. Ток, протекающий ко второму скважинному контрольно-измерительному прибору, эквивалентен разнице между током, протекающим к первому скважинному контрольно-измерительному прибору, и током, измеренным первым скважинным контрольно-измерительным прибором (т. е. токами, определенными в блоках 403/405 и 407 соответственно). Система контроля сопротивления может рассчитать сопротивление TEC между первым и вторым скважинными контрольно-измерительными приборами с помощью закона Ома, представленного ниже в виде уравнения 5, где R представляет собой сопротивление TEC, V представляет собой разницу напряжений между первым и вторым скважинными контрольно-измерительными приборами, а I представляет собой ток, протекающий ко второму скважинному контрольно-измерительному прибору. Ток I, протекающий ко второму скважинному контрольно-измерительному прибору, можно определить с помощью расчета, представленного в уравнении 6, где I ₁ представляет собой ток, протекающий к первому скважинному контрольно-измерительному прибору, а I ₂ представляет собой ток, отведенный на первый скважинный контрольно-измерительный прибор, который он измеряет. Альтернативно, первый скважинный контрольно-измерительный прибор может определить I путем измерения тока I на его выходе во второй скважинный контрольно-измерительный прибор.[41] At block 409, the resistance control system calculates the TEC resistance between the first and second downhole instruments based on the voltage at the first and second downhole instruments and the current flowing to the second downhole instrument. The current flowing to the second downhole tester is equivalent to the difference between the current flowing to the first downhole tester and the current measured by the first downhole tester (i.e., the currents determined in blocks 403/405 and 407 respectively). The resistivity monitoring system may calculate the TEC resistance between the first and second downhole tools using Ohm's Law, shown below as Equation 5, where R represents the TEC resistance, V represents the voltage difference between the first and second downhole tools, and I represents the current flowing to the second downhole instrument. The current I flowing to the second downhole instrument can be determined using the calculation presented in Equation 6, where I ₁ is the current flowing to the first downhole instrument and I ₂ is the current diverted to the first downhole instrument. the instrument that it measures. Alternatively, the first downhole tester may determine I by measuring the current I at its output to the second downhole tester.

[42] В блоке 411 система контроля сопротивления добавляет рассчитанное значение TEC к совокупному сопротивлению TEC. Совокупное сопротивление TEC представляет собой совокупное значение сопротивления TEC, когда сопротивление TEC рассчитывают в интервалах между скважинными контрольно-измерительными приборами. Совокупное сопротивление TEC могло быть инициализировано сопротивлением TEC между поверхностью и скважинным контрольно-измерительным прибором, ближайшим к поверхности (например, как измерено скважинной системой сбора данных). [42] At block 411, the resistance control system adds the calculated TEC value to the total TEC resistance. Cumulative TEC resistivity is the cumulative TEC resistivity value when TEC resistivity is calculated at intervals between downhole instruments. The total TEC resistance could be initialized by the TEC resistance between the surface and the downhole instrument closest to the surface (eg, as measured by the downhole data acquisition system).

[43] В блоке 413 система контроля сопротивления определяет, существует ли дополнительная пара скважинных контрольно-измерительных приборов. При наличии другой пары скважинных контрольно-измерительных приборов можно определить, являлся ли второй скважинный контрольно-измерительный прибор скважинным контрольно-измерительным прибором скважинной системы на самой большой измеренной глубине (например, скважинный контрольно-измерительный прибор 105 на Фиг. 1). Если существует дополнительная пара скважинных контрольно-измерительных приборов, операции продолжаются в блоке 401. Если дополнительной пары скважинных контрольно-измерительных приборов не существует, операции продолжаются в блоке 415.[43] At block 413, the resistivity monitoring system determines whether an additional pair of downhole instruments exists. If another pair of downhole tools is present, it can be determined whether the second downhole tool was the downhole tool of the downhole system at the deepest measured depth (eg, downhole tool 105 in FIG. 1). If an additional downhole instrumentation pair exists, operations continue at block 401. If an additional downhole instrumentation pair does not exist, operations continue at block 415.

[44] В блоке 415 система контроля сопротивления указывает совокупное сопротивление TEC. После расчета сопротивления TEC в каждом интервале скважинной системы совокупное сопротивление TEC будет соответствовать сопротивлению TEC, рассчитанному для скважинной системы в целом. Например, система контроля сопротивления может генерировать уведомление, указывающее совокупное сопротивление TEC, как только было определено совокупное сопротивление TEC. Совокупное сопротивление ТЕС может быть сохранено для последующего анализа для включения в модель ухудшения состояния ТЕС.[44] At block 415, the resistance monitoring system indicates the total resistance of the TEC. After calculating the TEC resistance in each interval of the well system, the total TEC resistance will correspond to the TEC resistance calculated for the well system as a whole. For example, the resistance monitoring system may generate a notification indicating the cumulative TEC resistance once the cumulative TEC resistance has been determined. The cumulative TEC resistance can be stored for later analysis to be included in the TEC deterioration model.

[45] На Фиг. 5 представлена блок-схема приведенных в качестве примера операций для диагностики отказов TEC посредством последовательного включения скважинных контрольно-измерительных приборов и определения сопротивления TEC в соответствии с некоторыми вариантами реализации. Каждый скважинный контрольно-измерительный прибор может включать или отключать поток тока к следующему наиболее глубокому скважинному контрольно-измерительному прибору, чтобы подавать электрический ток на последующий скважинный контрольно-измерительный прибор. Приведенные в качестве примера операции предполагают начальное состояние, в котором ток течет к скважинному контрольно-измерительному прибору, ближайшему к поверхности, что отключило поток тока к следующему самому глубокому скважинному контрольно-измерительному прибору. Приведенные в качестве примера операции относятся к системе контроля сопротивления, выполняющей показанные операции для согласования с Фиг. 1, хотя названия программного обеспечения и программного кода могут различаться в зависимости от вариантов реализации. Приведенные в качестве примера операции могут выполняться программным обеспечением, программно-аппаратным обеспечением, аппаратным обеспечением или их комбинацией.[45] In FIG. 5 is a flow chart of exemplary operations for diagnosing TEC failures by daisy chaining downhole instruments and determining TEC resistance in accordance with some embodiments. Each downhole tester may enable or disable the flow of current to the next deepest downhole tester to provide electrical current to the subsequent downhole tester. The exemplary operations assume an initial state in which current flows to the downhole tester closest to the surface, which cuts off the flow of current to the next deepest downhole tester. The exemplary operations are for a resistance control system performing the illustrated operations to coordinate with FIG. 1, although software and code names may vary depending on implementation. The exemplary operations may be performed by software, firmware, hardware, or a combination thereof.

[46] В блоке 501 система контроля сопротивления начинает определять сопротивление TEC для каждой пары скважинных контрольно-измерительных приборов. Скважинная система может содержать по меньшей мере первый и второй скважинные контрольно-измерительные приборы, между которыми определяют соответствующее сопротивление ТЕС. Как аналогично описано со ссылкой на Фиг. 4, пара скважинных контрольно-измерительных приборов относится к последовательным скважинным контрольно-измерительным приборам, которые соединены TEC. Скважинный контрольно-измерительный прибор в паре, который расположен ближе к поверхности, в дальнейшем называется «первым скважинным контрольно-измерительным прибором», а скважинный контрольно-измерительный прибор в паре, который расположен глубже в пласте, далее называется «вторым скважинным контрольно-измерительным прибором».[46] At block 501, the resistivity monitoring system begins to determine the TEC resistivity for each pair of downhole instruments. The downhole system may comprise at least first and second downhole instrumentation, between which the corresponding TEC resistance is determined. As similarly described with reference to FIG. 4, a pair of downhole instruments refers to serial downhole instruments that are connected by a TEC. The downhole instrument in the pair that is located closer to the surface is hereinafter referred to as the “first downhole instrument,” and the downhole instrument in the pair that is located deeper in the formation is hereinafter referred to as the “second downhole instrument.” "

[47] В блоке 503 система контроля сопротивления получает измерение тока, измеренное первым скважинным контрольно-измерительным прибором. Первый скважинный контрольно-измерительный прибор содержит источник тока и может непосредственно измерять ток, отведенный на первый скважинный контрольно-измерительный прибор. Система контроля сопротивления получает ток, измеренный первым скважинным контрольно-измерительным прибором. Например, со ссылкой на Фиг. 1, система контроля сопротивления может получать ток, измеренный скважинным контрольно-измерительным прибором 102, который был передан в скважинную систему 107 сбора данных. [47] At block 503, the resistivity monitoring system receives a current measurement measured by the first downhole tester. The first downhole instrument contains a current source and can directly measure the current supplied to the first downhole instrument. The resistivity control system receives the current measured by the first downhole instrument. For example, with reference to FIG. 1, the resistivity monitoring system may receive a current measured by the downhole instrument 102 that has been transmitted to the downhole data acquisition system 107.

[48] В блоке 505 система контроля сопротивления обеспечивает поток тока от первого скважинного контрольно-измерительного прибора ко второму скважинному контрольно-измерительному прибору. Например, система контроля сопротивления может передать запрос первому скважинному контрольно-измерительному прибору, чтобы обеспечить поток тока ко второму скважинному контрольно-измерительному прибору. В результате обеспечения потока тока ко второму скважинному контрольно-измерительному прибору второй скважинный контрольно-измерительный прибор может быть включен. [48] At block 505, the resistivity control system allows current to flow from the first downhole tester to the second downhole tester. For example, the resistivity monitoring system may transmit a request to the first downhole tester to allow current to flow to the second downhole tester. By providing current flow to the second downhole instrument, the second downhole instrument may be turned on.

[49] В блоке 507 система контроля сопротивления получает измерение фактического тока, измеренного вторым скважинным контрольно-измерительным прибором. Второй скважинный контрольно-измерительный прибор также содержит источник тока и может непосредственно измерять ток, отведенный на второй скважинный контрольно-измерительный прибор. Измерение тока, полученное от второго скважинного контрольно-измерительного прибора, в дальнейшем называется «фактическим измерением тока». Система контроля сопротивления получает ток, измеренный вторым скважинным контрольно-измерительным прибором. Например, со ссылкой на Фиг. 1, система контроля сопротивления может получать ток, измеренный скважинным контрольно-измерительным прибором 103, который был передан в скважинную систему 107 сбора данных.[49] At block 507, the resistivity monitoring system receives a measurement of the actual current measured by the second downhole tester. The second downhole instrument also includes a current source and can directly measure the current supplied to the second downhole instrument. The current measurement obtained from the second downhole instrument is hereinafter referred to as the “actual current measurement.” The resistivity control system receives the current measured by the second downhole instrument. For example, with reference to FIG. 1, the resistivity monitoring system may receive a current measured by the downhole instrument 103 that has been transmitted to the downhole data acquisition system 107.

[50] В блоке 509 система контроля сопротивления определяет ток, протекающий к первому скважинному контрольно-измерительному прибору. Ток, протекающий к первому скважинному контрольно-измерительному прибору, определяют на основании того, является ли первый скважинный контрольно-измерительный прибор ближайшим к поверхности скважинным контрольно-измерительным прибором. Если первый скважинный контрольно-измерительный прибор представляет собой ближайший к поверхности скважинный контрольно-измерительный прибор, ток, протекающий к первому скважинному контрольно-измерительному прибору, представляет собой ток, подаваемый в скважинную систему. Например, со ссылкой на Фиг. 1, ток, протекающий к первому скважинному контрольно-измерительному прибору, представляет собой выходной ток скважинной системы 107 сбора данных. Если первый скважинный контрольно-измерительный прибор не представляет собой ближайший к поверхности скважинный контрольно-измерительный прибор, ток, протекающий к первому скважинному контрольно-измерительному прибору, может быть рассчитан на основании измерений тока, полученных для следующего ближайшего к поверхности скважинного контрольно-измерительного прибора. Например, система контроля сопротивления может рассчитать ток, протекающий к первому скважинному контрольно-измерительному прибору, как разницу между током, протекающим к следующему ближайшему к поверхности скважинному контрольно-измерительному прибору, и током, измеренным следующим ближайшим к поверхности скважинным контрольно-измерительным прибором. [50] At block 509, the resistance monitoring system determines current flowing to the first downhole tester. The current flowing to the first downhole instrument is determined based on whether the first downhole instrument is the closest downhole instrument to the surface. If the first downhole tool is the closest downhole tool to the surface, the current flowing to the first downhole tool represents the current supplied to the downhole system. For example, with reference to FIG. 1, the current flowing to the first downhole instrument is the output current of the downhole data acquisition system 107. If the first downhole tester is not the closest downhole tester, the current flowing to the first downhole tester can be calculated based on the current measurements obtained for the next closest downhole tester. For example, the resistivity monitoring system may calculate the current flowing to the first downhole tester as the difference between the current flowing to the next closest downhole tester to the surface and the current measured by the next closest downhole tester to the surface.

[51] В блоке 511 система контроля сопротивления рассчитывает значение теоретического тока, которое измеряется вторым скважинным контрольно-измерительным прибором. Если отсутствуют сбои TEC, такие как ток утечки, протекающий от TEC, ток, отведенный на второй скважинный контрольно-измерительный прибор, который измеряется вторым скважинным контрольно-измерительным прибором, будет преимущественно аналогичным току, протекающему ко второму скважинному контрольно-измерительному прибору. Таким образом, ток, протекающий ко второму скважинному контрольно-измерительному прибору, можно рассматривать как измерение теоретического тока. Система контроля сопротивления может рассчитывать теоретический ток путем расчета разницы между током, протекающим к первому скважинному контрольно-измерительному прибору, и током, измеренным первым скважинным контрольно-измерительным прибором (например, измерения тока, полученные в блоках 509 и 503 соответственно). [51] At block 511, the resistivity monitoring system calculates a theoretical current value that is measured by a second downhole instrument. If there are no TEC failures, such as leakage current flowing from the TEC, the current diverted to the second downhole tester that is measured by the second downhole tester will be substantially similar to the current flowing to the second downhole tester. Thus, the current flowing to the second downhole instrument can be considered as a theoretical current measurement. The resistivity monitoring system may calculate the theoretical current by calculating the difference between the current flowing to the first downhole tester and the current measured by the first downhole tester (eg, current measurements obtained at blocks 509 and 503, respectively).

[52] В блоке 513 система контроля сопротивления определяет, превышает ли разница между фактическим током и теоретическим током пороговое значение. Система контроля сопротивления может установить пороговое значение максимальной разницы между фактическим током и теоретическим током. Разница между фактическим током и теоретическим током, превышающая пороговое значение, может указывать сбой TEC. Пороговое значение может представлять собой заданное значение, процентное содержание от фактического тока (например, 5% от фактического тока) и т. д. Если разница между фактическим током и теоретическим током превышает пороговое значение, операции продолжаются в блоке 515. Если разница между фактическим током и теоретическим током не превышает пороговое значение, операции продолжаются в блоке 517. [52] At block 513, the resistance control system determines whether the difference between the actual current and the theoretical current exceeds a threshold value. The resistance control system can set a threshold value for the maximum difference between the actual current and the theoretical current. A difference between actual current and theoretical current greater than a threshold may indicate a TEC failure. The threshold value may be a set value, a percentage of the actual current (for example, 5% of the actual current), etc. If the difference between the actual current and the theoretical current exceeds the threshold value, operations continue at block 515. If the difference between the actual current and the theoretical current does not exceed the threshold value, operations continue in block 517.

[53] В блоке 515 система контроля сопротивления определяет, что произошел сбой TEC. Например, система контроля сопротивления может генерировать уведомление о возникновении сбоя TEC. Система контроля сопротивления может также прогнозировать местоположение в скважине, в котором был идентифицирован сбой TEC, на основании данных о сопротивлении ТЕС, как описано со ссылкой на Фиг. 3.[53] At block 515, the resistance monitoring system determines that a TEC failure has occurred. For example, a resistance monitoring system may generate a notification when a TEC failure occurs. The resistivity monitoring system may also predict a location in the well where a TEC failure has been identified based on the TEC resistivity data, as described with reference to FIG. 3.

[54] В блоке 517 система контроля сопротивления определяет, существует ли дополнительная пара скважинных контрольно-измерительных приборов. Если существует дополнительная пара скважинных контрольно-измерительных приборов, операции продолжаются в блоке 501. Если дополнительной пары скважинных контрольно-измерительных приборов нет, операции завершены. [54] At block 517, the resistivity monitoring system determines whether an additional pair of downhole instruments exists. If there is an additional downhole instrument pair, operations continue at block 501. If there is no additional downhole instrument pair, operations are completed.

[55] На Фиг. 6 представлена блок-схема приведенных в качестве примера операций для идентификации скважинных событий с флюидом на основании данных о сопротивлении TEC в соответствии с некоторыми вариантами реализации. Приведенные в качестве примера операции относятся к системе контроля сопротивления, выполняющей показанные операции для согласования с Фиг. 2, хотя названия программного обеспечения и программного кода могут различаться в зависимости от вариантов реализации. Приведенные в качестве примера операции могут выполняться периодически в течение срока эксплуатации скважины или могут быть непрерывными. Приведенные в качестве примера операции могут выполняться программным обеспечением, программно-аппаратным обеспечением, аппаратным обеспечением или их комбинацией.[55] In FIG. 6 is a flow chart of exemplary operations for identifying well fluid events based on TEC resistivity data in accordance with some embodiments. The exemplary operations are for a resistance control system performing the illustrated operations to coordinate with FIG. 2, although software and code names may vary depending on implementation. The exemplary operations may be performed periodically during the life of the well or may be continuous. The exemplary operations may be performed by software, firmware, hardware, or a combination thereof.

[56] В блоке 601 система контроля сопротивления собирает данные скважинной электроники. Система контроля сопротивления может периодически собирать данные скважинной электроники и использовать данные скважинной электроники для определения сопротивления ТЕС (например, как описано со ссылкой на Фиг. 4). Например, система контроля сопротивления может определять сопротивление TEC между парой скважинных контрольно-измерительных приборов или для скважинной системы в целом. Данные о сопротивлении TEC могут коррелировать с местоположением в скважине, например, с местоположением между двумя скважинными контрольно-измерительными приборами, в которых было определено сопротивление.[56] At block 601, the resistivity monitoring system collects downhole electronics data. The resistivity monitoring system may periodically collect downhole electronics data and use the downhole electronics data to determine TEC resistivity (eg, as described with reference to FIG. 4). For example, a resistivity monitoring system may determine TEC resistivity between a pair of downhole instruments or for the downhole system as a whole. The TEC resistivity data may be correlated with a location in the well, for example, a location between two downhole instruments where the resistivity was determined.

[57] В блоке 603 система контроля сопротивления обнаруживает, что произошло изменение сопротивления ТЕС. Обнаружение изменений сопротивления ТЕС может быть инициировано увеличениями или уменьшениями сопротивления для конкретного местоположения в скважине, которые превышают пороговое значение (например, местоположение между скважинными контрольно-измерительными приборами), причем система контроля сопротивления может принудительно применять пороговое значение для изменений сопротивления. Пороговое значение может указывать увеличение или уменьшение сопротивления ТЕС, которое инициирует обнаружение изменения, такого как увеличение или уменьшение по отношению к базовому сопротивлению (например, увеличение или уменьшение на 5% или 10%), увеличение или уменьшение, которое происходит в определенном временном окне и т. д. [57] At block 603, the resistance monitoring system detects that a change in TEC resistance has occurred. Detection of TEC resistivity changes may be triggered by increases or decreases in resistivity for a specific location in the well that exceed a threshold (eg, a location between downhole instruments), and the resistivity monitoring system may enforce the threshold for resistivity changes. The threshold may indicate an increase or decrease in TEC resistance that triggers the detection of a change, such as an increase or decrease from baseline resistance (eg, a 5% or 10% increase or decrease), an increase or decrease that occurs within a specific time window, and etc.

[58] В блоке 604 система контроля сопротивления определяет, происходит ли добыча или закачка флюида. Во время добычи или закачки флюидов можно контролировать изменения температуры на основании данных о сопротивлении ТЕС, чтобы определять продвижение потока флюида и идентифицировать, произошла ли потенциально закупорка в скважине. Также можно контролировать изменения температуры, чтобы определять, не поступил ли в скважину посторонний агент или неизвестное вещество. Информация, указывающая, продолжаются ли скважинные операции, может быть предоставлена системе контроля сопротивления. Если добыча или закачка флюида продолжается, операции продолжаются в блоке 605. Если добыча или закачка флюида не продолжается, операции продолжаются в блоке 615.[58] At block 604, the resistivity control system determines whether fluid is being produced or injected. During production or injection of fluids, temperature changes can be monitored based on TEC resistivity data to determine the progress of fluid flow and identify whether a potential blockage has occurred in the well. Temperature changes can also be monitored to determine if a foreign agent or unknown substance has entered the well. Information indicating whether well operations are ongoing may be provided to the resistivity monitoring system. If fluid production or injection continues, operations continue at block 605. If fluid production or injection does not continue, operations continue at block 615.

[59] В блоке 605 система контроля сопротивления собирает данные скважинной электроники для интервалов ТЕС и для скважинных контрольно-измерительных приборов вдоль пути потока добываемого или закачиваемого флюида и рассчитывает соответствующую скважинную температуру. Система контроля сопротивления может связать собранные данные скважинной электроники с соответствующим местоположением в скважине, как описано в блоке 601 (например, в отношении интервала между скважинными контрольно-измерительными приборами). Система контроля сопротивления может рассчитать температуру по уравнению 1 в каждом местоположении, для которого были собраны данные скважинной электроники на основании данных сопротивления TEC. Например, со ссылкой на Фиг. 1, если флюид, добываемый в зоне 110, поступает в ствол скважины через перфорационные отверстия 119, и ожидается, что будет течь на поверхность, система контроля сопротивления может рассчитать температуру между скважинными контрольно-измерительными приборами 105, 103 и между скважинными контрольно-измерительными приборами 103, 102. [59] At block 605, the resistivity monitoring system collects downhole electronics data for TEC intervals and downhole instrumentation along the flow path of the produced or injected fluid and calculates the corresponding downhole temperature. The resistivity monitoring system may associate the collected downhole electronics data with a corresponding location in the well, as described in block 601 (eg, regarding the spacing of downhole instruments). The resistivity monitoring system can calculate the temperature using Equation 1 at each location for which downhole electronics data has been collected based on the TEC resistivity data. For example, with reference to FIG. 1, if fluid produced in zone 110 enters the wellbore through perforations 119 and is expected to flow to the surface, the resistivity monitoring system may calculate the temperature between the downhole instruments 105, 103 and between the downhole instruments. 103, 102.

[60] В блоке 607 система контроля сопротивления определяет местоположение, которого достиг поток флюида, на основании рассчитанной температуры. Постепенные повышения или понижения температуры в конкретном местоположении в скважине могут указывать наличие флюида в указанном местоположении в скважине. Например, по мере того, как флюид с высокой температурой продвигается вверх по стволу скважины во время добычи флюида и вызывает увеличение сопротивления TEC, может наблюдаться соответствующее повышение температуры. В качестве другого примера, закачка более холодного флюида может способствовать снижению сопротивления ТЕС и соответствующему снижению наблюдаемой температуры. Система контроля сопротивления может определить местоположение, которого достиг поток, на основании наблюдения за изменениями температуры в местоположениях в скважине в определенном временном окне, путем сравнения температуры, рассчитанной на основании данных о сопротивлении TEC, с базовым уровнем и т. д. Например, со ссылкой на Фиг. 1, при добыче флюида в зоне 110 разница между температурой, рассчитанной на основании сопротивления ТЕС 111, рассчитанного между скважинными контрольно-измерительными приборами 105, 103, и базовой температурой может превышать пороговое значение, в то время как разница между базовым уровнем и температурой, рассчитанной на основании сопротивления TEC 111, рассчитанного между скважинными контрольно-измерительными приборами 103, 102, не может превышать пороговое значение. Таким образом, система контроля сопротивления может определить, что флюид продвигается вверх по стволу скважины между скважинными контрольно-измерительными приборами 105, 103 и еще не достиг скважинного контрольно-измерительного прибора 102.[60] At block 607, the resistance control system determines the location that the fluid flow has reached based on the calculated temperature. Gradual increases or decreases in temperature at a particular location in the well may indicate the presence of fluid at that location in the well. For example, as high temperature fluid moves up the wellbore during fluid production and causes the TEC resistance to increase, a corresponding increase in temperature may be observed. As another example, injection of cooler fluid may reduce TEC resistance and result in a corresponding decrease in observed temperature. The resistivity monitoring system can determine the location the flow has reached based on observing temperature changes at locations in the well over a specific time window, by comparing the temperature calculated from the TEC resistivity data to a baseline, etc. For example, Ref. in Fig. 1, when producing fluid in zone 110, the difference between the temperature calculated based on the TEC resistance 111 calculated between downhole instruments 105, 103 and the base temperature may exceed a threshold value, while the difference between the base level and the temperature calculated based on the TEC 111 resistance calculated between the downhole instruments 103, 102, cannot exceed the threshold value. Thus, the resistivity monitoring system can determine that fluid is moving up the wellbore between the downhole instruments 105, 103 and has not yet reached the downhole instrument 102.

[61] В блоке 609 система контроля сопротивления определяет, прекратился ли поток флюида. Расчеты температуры, которые не указывают ожидаемое повышение или понижение температуры в результате добычи флюидов с более высокой температурой или закачки флюидов с более низкой температурой, могут указывать прекращение потока флюида, например, из-за закупорки. Таким образом, система контроля сопротивления может определить, что поток флюида прекратился, если не наблюдается изменение температуры на основании данных о сопротивлении, соответствующих интервалу TEC. Например, если флюид добывают в зоне 110 и температура между скважинными контрольно-измерительными приборами 103, 102 не отклоняется от базового уровня в течение порогового периода времени, система контроля сопротивления может определить, что закупорка произошло в скважине ниже скважинного контрольно-измерительного прибора 103. Если определено, что поток флюида прекратился, операции продолжаются в блоке 611. Если не определено, что поток флюида прекратился, операции продолжаются в блоке 613.[61] At block 609, the resistance monitoring system determines whether fluid flow has stopped. Temperature calculations that do not indicate the expected increase or decrease in temperature as a result of producing higher temperature fluids or injecting lower temperature fluids may indicate a stoppage of fluid flow, for example due to plugging. Thus, the resistance monitoring system can determine that fluid flow has stopped if no temperature change is observed based on the resistance data corresponding to the TEC interval. For example, if fluid is produced in zone 110 and the temperature between downhole instruments 103, 102 does not deviate from the baseline level for a threshold period of time, the resistivity monitoring system may determine that a blockage has occurred in the well below downhole instrument 103. If If it is determined that fluid flow has stopped, operations continue at block 611. If it is not determined that fluid flow has stopped, operations continue at block 613.

[62] В блоке 611 система контроля сопротивления определяет, что закупорка произошла в скважине. Система контроля сопротивления может генерировать уведомление, указывающее, что произошла потенциальная закупорка, и скважинный интервал, для которого не произошло ожидаемое изменение температуры. Например, система контроля сопротивления может выводить уведомление, указывающее температуру, рассчитанную для каждого интервала в скважине на основании данных о сопротивлении TEC и/или измеренной глубины (глубин), ниже которых или между которыми, по оценкам, произошла закупорка. [62] At block 611, the resistivity monitoring system determines that a blockage has occurred in the well. The resistivity monitoring system can generate an alert indicating that a potential blockage has occurred and a well interval for which the expected temperature change has not occurred. For example, the resistivity monitoring system may provide an alert indicating the temperature calculated for each interval in the well based on the TEC resistivity data and/or the measured depth(s) below or between which a blockage is estimated to have occurred.

[63] В блоке 613 система контроля сопротивления определяет продвижение потока флюида. Система контроля сопротивления может определить расчетное местоположение, которого достиг флюид, на основании температур, определенных на основании данных о сопротивлении TEC. Например, система контроля сопротивления может генерировать уведомление, указывающее расчетное местоположение по отношению к измеренным глубинам скважинных контрольно-измерительных приборов. [63] At block 613, the resistance control system determines the progress of fluid flow. The resistivity monitoring system can determine the estimated location the fluid has reached based on the temperatures determined from the TEC resistivity data. For example, the resistivity monitoring system may generate a notification indicating the estimated location relative to the measured depths of the downhole instrumentation.

[64] В блоке 615 система контроля сопротивления рассчитывает температуру на основании данных о сопротивлении TEC. Система контроля сопротивления может рассчитать температуру для одного или более местоположений в скважине по отношению к скважинным контрольно-измерительным приборам с помощью уравнения 1. Например, со ссылкой на Фиг. 2, система контроля сопротивления может рассчитать температуру между скважинными контрольно-измерительными приборами 103, 105 на основании данных о сопротивлении ТЕС с помощью уравнения 1.[64] At block 615, the resistance control system calculates the temperature based on the TEC resistance data. The resistivity monitoring system may calculate the temperature for one or more locations in a wellbore relative to downhole instrumentation using Equation 1. For example, with reference to FIG. 2, the resistivity monitoring system can calculate the temperature between downhole instruments 103, 105 based on the TEC resistivity data using Equation 1.

[65] В блоке 617 система контроля сопротивления определяет, находится ли рассчитанная температура в ожидаемом диапазоне. Система контроля сопротивления может поддерживать диапазон ожидаемых температур, соответствующих интервалам ТЕС, на основании измеренной глубины. Система контроля сопротивления может сравнивать температуру, рассчитанную для каждого скважинного интервала, такого как интервал между скважинными контрольно-измерительными приборами, с ожидаемым диапазоном, установленным для указанного интервала. Если рассчитанная температура находится в пределах ожидаемого диапазона, операции продолжаются в блоке 619. Если рассчитанная температура не находится в пределах ожидаемого диапазона, операции продолжаются в блоке 601, причем система контроля сопротивления продолжает собирать данные скважинной электроники и определять сопротивление ТЕС. [65] At block 617, the resistance monitoring system determines whether the calculated temperature is within the expected range. The resistance control system can maintain a range of expected temperatures corresponding to TEC intervals based on the measured depth. The resistivity monitoring system may compare the temperature calculated for each downhole interval, such as an interval between downhole instruments, with an expected range established for that interval. If the calculated temperature is within the expected range, operations continue at block 619. If the calculated temperature is not within the expected range, operations continue at block 601, with the resistivity monitoring system continuing to collect downhole electronics data and determine TEC resistivity.

[66] В блоке 619 система контроля сопротивления определяет, что в ствол скважины поступил флюид с другой температурой. Рассчитанные температуры за пределами ожидаемого диапазона для интервала в скважине могут указывать, что в скважину поступил неизвестный флюид. Например, со ссылкой на Фиг. 2, система контроля сопротивления может идентифицировать, что флюид 204 поступил в ствол скважины, на основании температуры, рассчитанной для интервала между скважинными контрольно-измерительными приборами 103, 105, выходящей за пределы ожидаемого диапазона температур. Система контроля сопротивления может генерировать уведомление, указывающее, что флюид поступил в ствол скважины. Операции продолжаются в блоке 601, где система контроля сопротивления продолжает контролировать сопротивление ТЕС. [66] At block 619, the resistivity monitoring system determines that fluid at a different temperature has entered the wellbore. Calculated temperatures outside the expected range for a well interval may indicate that an unknown fluid has entered the well. For example, with reference to FIG. 2, the resistivity monitoring system can identify that fluid 204 has entered the wellbore based on the temperature calculated for the interval between downhole instruments 103, 105 being outside the expected temperature range. The resistivity monitoring system may generate a notification indicating that fluid has entered the wellbore. Operations continue at block 601 where the resistance control system continues to monitor the resistance of the TEC.

[67] На Фиг. 7 представлен приведенный в качестве примера компьютера для контроля сопротивления в соответствии с некоторыми вариантами реализации. Компьютерная система содержит процессор 701 (возможно, содержащий несколько процессоров, несколько ядер, несколько узлов и/или реализующий многопоточность и т. д.). Компьютерная система содержит запоминающее устройство 707. Запоминающее устройство 707 может представлять собой системную память или любую одну или более из уже описанных выше возможных реализаций машиночитаемых носителей. Компьютерная система также содержит шину 703 и сетевой интерфейс 705. Система связывается посредством передач на удаленные устройства и/или от них через сетевой интерфейс 705 в соответствии с сетевым протоколом, соответствующим типу сетевого интерфейса, проводного или беспроводного, и в зависимости от несущей среды. Кроме того, связь или передача могут включать в себя другие уровни протокола связи и/или пакеты протоколов связи (например, протокол управления передачей, Интернет-протокол, протокол пользовательских датаграмм, протоколы виртуальной частной сети и т. д.). Система также включает в себя систему 109 контроля сопротивления. Система 109 контроля сопротивления определяет сопротивление TEC в скважинной среде на основании данных скважинной электроники и идентифицирует скважинные события с флюидом на основании сопротивления TEC. Любая из ранее описанных функциональных возможностей может быть частично (или полностью) реализована в аппаратных средствах и/или в процессоре 701. Например, функциональные возможности могут быть реализованы с помощью специализированной интегральной схемы, логики, реализованной в процессоре 701, сопроцессора на периферийном устройстве или плате и т. д. Кроме того, варианты реализации могут включать в себя меньшее количество компонентов или дополнительные компоненты, не проиллюстрированные на Фиг. 7 (например, видеоплаты, звуковые платы, дополнительные сетевые интерфейсы, периферийные устройства и т. д.). Процессор 701 и сетевой интерфейс 705 соединены с шиной 703. Хотя проиллюстрировано, что она соединена с шиной 703, запоминающее устройство 707 может быть соединено с процессором 701.[67] In FIG. 7 shows an example of a resistance monitoring computer in accordance with some embodiments. The computer system includes a processor 701 (possibly containing multiple processors, multiple cores, multiple nodes and/or capable of multi-threading, etc.). The computer system includes a storage device 707. The storage device 707 may be system memory or any one or more of the possible computer readable media implementations already described above. The computer system also includes a bus 703 and a network interface 705. The system communicates through transmissions to and/or from remote devices through the network interface 705 in accordance with a network protocol appropriate to the type of network interface, wired or wireless, and depending on the carrier environment. In addition, the communication or transmission may include other communication protocol layers and/or communication protocol packages (eg, transmission control protocol, Internet protocol, user datagram protocol, virtual private network protocols, etc.). The system also includes a resistance control system 109. The resistivity monitoring system 109 determines the TEC resistivity in the downhole environment based on downhole electronics data and identifies downhole fluid events based on the TEC resistivity. Any of the previously described functionality may be partially (or fully) implemented in hardware and/or processor 701. For example, the functionality may be implemented using an application specific integrated circuit, logic implemented in processor 701, a coprocessor on a peripheral device, or a board. etc. In addition, embodiments may include fewer components or additional components not illustrated in FIGS. 7 (for example, video cards, sound cards, additional network interfaces, peripheral devices, etc.). Processor 701 and network interface 705 are coupled to bus 703. Although illustrated to be coupled to bus 703, storage device 707 may be coupled to processor 701.

[68] Хотя аспекты данного изобретения описаны со ссылкой на различные варианты реализации и использования, следует понимать, что эти аспекты являются иллюстративными и что объем формулы изобретения ими не ограничивается. В общем, методы измерения и контроля сопротивления TEC, развернутого в скважинной системе, как описано в данном документе, могут быть реализованы с помощью средств, совместимых с любой аппаратной системой или аппаратными системами. Возможно множество вариаций, модификаций, дополнений и улучшений. [68] Although aspects of the present invention have been described with reference to various embodiments and uses, it should be understood that these aspects are illustrative and that the scope of the claims is not limited thereto. In general, methods for measuring and monitoring TEC resistivity deployed in a downhole system, as described herein, can be implemented using tools compatible with any hardware system or hardware systems. Many variations, modifications, additions and improvements are possible.

[69] Для компонентов, операций или структур, описанных в данном документе как один экземпляр, может быть предоставлено множество экземпляров. Наконец, границы между различными компонентами, операциями и хранилищами данных несколько произвольны, и конкретные операции проиллюстрированы в контексте конкретных иллюстративных конфигураций. Предусмотрены и другие распределения функциональных возможностей, которые могут подпадать под объем данного изобретения. В общем, структуры и функциональные возможности, представленные как отдельные компоненты в приведенных в качестве примера конфигурациях, могут быть реализованы как комбинированная структура или компонент. Аналогично, структуры и функциональные возможности, представленные как один компонент, могут быть реализованы как отдельные компоненты. Эти и другие вариации, модификации, дополнения и улучшения могут подпадать под объем данного изобретения.[69] Components, operations, or structures described herein as a single instance may be provided with multiple instances. Finally, the boundaries between various components, operations, and data stores are somewhat arbitrary, and specific operations are illustrated in the context of specific illustrative configurations. Other distributions of functionality are contemplated and may fall within the scope of the present invention. In general, the structures and functionality presented as separate components in the exemplary configurations may be implemented as a combined structure or component. Likewise, structures and functionality provided as one component can be implemented as separate components. These and other variations, modifications, additions and improvements may fall within the scope of this invention.

[70] Блок-схемы предоставлены для помощи в понимании иллюстраций и не должны использоваться для ограничения объема формулы изобретения. На блок-схемах показаны приведенные в качестве примера операции, которые могут варьироваться в пределах объема формулы изобретения. Могут быть проведены дополнительные операции; может быть проведено меньше операций; операции могут проводиться параллельно; и операции могут проводиться в другом порядке. Например, операции, изображенные в блоках 507 и 509, можно проводить параллельно или одновременно. Следует понимать, что каждый блок иллюстраций блок-схем и/или блочных диаграмм и комбинации блоков в иллюстрациях блок-схем и/или блочных диаграмм могут быть реализованы программным кодом. Программный код может быть предоставлен процессору компьютера общего назначения, компьютера специального назначения или другой программируемой машины или устройства.[70] Flowcharts are provided to assist in understanding the illustrations and should not be used to limit the scope of the claims. The flowcharts show exemplary operations that may vary within the scope of the claims. Additional surgeries may be performed; Fewer surgeries may be performed; operations can be carried out in parallel; and operations may be carried out in a different order. For example, the operations depicted in blocks 507 and 509 may be performed in parallel or simultaneously. It should be understood that each block of flowchart and/or block diagram illustrations and combinations of blocks in the flowchart and/or block diagram illustrations may be implemented by software code. The program code may be provided to the processor of a general purpose computer, special purpose computer, or other programmable machine or device.

[71] Следует понимать, что аспекты данного изобретения могут быть реализованы в виде системы, способа или программного кода/команд, хранящихся на одном или более машиночитаемых носителях. Соответственно, аспекты могут принимать форму аппаратного обеспечения, программного обеспечения (включая программно-аппаратное обеспечение, резидентное программное обеспечение, микрокод и т. д.) или комбинации аспектов программного и аппаратного обеспечения, все из которых преимущественно могут упоминаться в данном документе как «схема», «модуль» или «система». Функциональные возможности, представленные в виде отдельных модулей/блоков на приведенных в качестве примера иллюстрациях, могут быть организованы по-разному в зависимости от любого из платформы (операционной системы и/или аппаратного обеспечения), экосистемы приложений, интерфейсов, настроек программирующего устройства, языка программирования, настроек администратора и т. д. [71] It should be understood that aspects of the present invention may be implemented in the form of a system, method, or program code/instructions stored on one or more computer-readable media. Accordingly, aspects may take the form of hardware, software (including firmware, resident software, microcode, etc.), or a combination of software and hardware aspects, all of which may advantageously be referred to herein as “circuitry.” , "module" or "system". The functionality presented as individual modules/blocks in the example illustrations may be organized differently depending on any of the platform (operating system and/or hardware), application ecosystem, interfaces, programming device settings, programming language , administrator settings, etc.

[72] Можно использовать любую комбинацию одного или более машиночитаемых носителей. Машиночитаемый носитель может представлять собой машиночитаемый сигнальный носитель или машиночитаемый носитель данных. Машиночитаемый носитель данных может представлять собой, например, без ограничения, систему, аппарат или устройство, в котором используется любая из или комбинация электронных, магнитных, оптических, электромагнитных, инфракрасных или полупроводниковых технологий для хранения программного кода. Более конкретные примеры (неисчерпывающий перечень) машиночитаемого носителя данных включают в себя следующее: переносную компьютерную дискету, жесткий диск, оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (СППЗУ или флэш-память), постоянное запоминающее устройство на переносном компакт-диске (CD-ROM), оптическое запоминающее устройство, магнитное запоминающее устройство или любую подходящую комбинацию вышеперечисленного. В контексте данного документа машиночитаемый носитель данных может представлять собой любой материальный носитель, который может содержать или хранить программу для использования системой, аппаратом или устройством выполнения команд или в связи с ними. Машиночитаемый носитель данных не представляет собой машиночитаемый носитель сигналов.[72] Any combination of one or more computer-readable media may be used. The computer-readable medium may be a computer-readable signal medium or a computer-readable storage medium. A computer-readable storage medium may be, for example, without limitation, a system, apparatus, or device that uses any one or combination of electronic, magnetic, optical, electromagnetic, infrared, or semiconductor technologies to store program code. More specific examples (non-exhaustive) of computer readable storage media include the following: portable computer diskette, hard disk, random access memory (RAM), read only memory (ROM), erasable programmable read only memory (EPROM or flash memory), read only a portable compact disc (CD-ROM) storage device, an optical storage device, a magnetic storage device, or any suitable combination of the above. As used herein, a computer-readable storage medium can be any tangible medium that can contain or store a program for use by or in connection with a system, apparatus, or command execution device. The computer readable storage medium is not a computer readable signal medium.

[73] Машиночитаемый носитель сигнала может включать в себя распространяемый сигнал данных с реализованным в нем машиночитаемым программным кодом, например, в основной полосе частот или как часть несущей волны. Такой распространяемый сигнал может принимать любую из множества форм, включая, без ограничения, электромагнитную, оптическую или любую их подходящую комбинацию. Машиночитаемый носитель сигналов может представлять собой любой машиночитаемый носитель, который не представляет собой машиночитаемый носитель данных и который может передавать, распространять или транспортировать программу для использования системой, аппаратом или устройством выполнения команд или в связи с ними. [73] The computer-readable signal medium may include a distributed data signal with computer-readable program code implemented therein, for example, in a baseband or as part of a carrier wave. Such propagated signal may take any of a variety of forms, including, but not limited to, electromagnetic, optical, or any suitable combination thereof. A computer-readable signal medium can be any computer-readable medium that is not a computer-readable storage medium and that can transmit, distribute, or transport a program for use by or in connection with a system, apparatus, or command executing device.

[74] Программный код, реализуемый на машиночитаемом носителе, может передаваться с использованием любого подходящего носителя, включая, без ограничения, беспроводную связь, проводную связь, оптоволоконный кабель, радиочастоту и т. д. или любую подходящую комбинацию вышеперечисленного.[74] The program code implemented on a computer-readable medium may be transmitted using any suitable medium, including, without limitation, wireless communication, wireline communication, fiber optic cable, radio frequency, etc., or any suitable combination thereof.

[75] Компьютерный программный код для выполнения операций для аспектов данного изобретения может быть написан в любой комбинации одного или более языков программирования, включая объектно-ориентированный язык программирования, такой как язык программирования Java®, C++ и т. п.; язык динамического программирования, такой как Python; язык сценариев, такой как язык программирования Perl или язык сценариев PowerShell; и обычные языки процедурного программирования, такие как язык программирования «C» или аналогичные языки программирования. Программный код может выполняться полностью на автономной машине, может выполняться распределенным образом на нескольких машинах и может выполняться на одной машине, при этом предоставляя результаты и/или принимая входные данные на другой машине. [75] The computer program code for performing operations for aspects of the present invention may be written in any combination of one or more programming languages, including an object-oriented programming language such as the Java® programming language, C++, etc.; a dynamic programming language such as Python; a scripting language such as the Perl programming language or the PowerShell scripting language; and conventional procedural programming languages such as the "C" programming language or similar programming languages. The software code can run entirely on a standalone machine, can run in a distributed manner across multiple machines, and can run on one machine while providing results and/or accepting input on another machine.

[76] Программный код/команды также могут быть сохранены на машиночитаемом носителе, который может указывать машине функционирование определенным образом таким образом, что команды, хранящиеся на машиночитаемом носителе, создают изделие, содержащее команды, реализующие указанную функцию/действие в блоке или блоках блок-схемы и/или блочной диаграммы.[76] Program code/instructions may also be stored on a computer-readable medium that can instruct the machine to operate in a particular manner such that the instructions stored on the computer-readable medium create an item containing instructions that implement the specified function/action in the block or blocks of the block. diagram and/or block diagram.

[77] Использование фразы «по меньшей мере одно из» перед перечнем с союзом «и» не следует рассматривать как исключительный перечень и не следует истолковывать как перечень категорий с одним элементом из каждой категории, если конкретно не указано иное. Пункт, в котором приведено «по меньшей мере одно из A, B и C», может быть нарушен только одним из перечисленных элементов, несколькими перечисленными элементами, а также одним или более элементами в перечне и другим элементом, не указанным в перечне.[77] The use of the phrase “at least one of” before a list with the conjunction “and” should not be construed as an exclusive list and should not be construed as a list of categories with one item from each category unless specifically stated otherwise. A clause that states "at least one of A, B, and C" may be violated by only one of the listed items, more than one of the listed items, and one or more of the listed items and another unlisted item.

[78] Вариант реализации 1: Способ, включающий: контроль сопротивления с течением времени проводника, заключенного в насосно-компрессорные трубы (TEC), который электрически соединяет первый скважинный контрольно-измерительный прибор со вторым скважинным контрольно-измерительным прибором, расположенным в стволе скважины глубже, чем первый скважинный контрольно-измерительный прибор; и обнаружение того, что в TEC произошел первый сбой TEC в ответ на изменение сопротивления, превышающее пороговое значение возникновения сбоя, и в ответ на количество времени изменения, которое меньше порогового значения времени сбоя. Вариант реализации 2: Способ по варианту реализации 1, дополнительно включающий обнаружение того, что произошло изменение распределенной температуры между первым скважинным контрольно-измерительным прибором и вторым скважинным контрольно-измерительным прибором в ответ на изменение сопротивления, которое меньше порогового значения возникновения сбоя, но больше порогового значения изменения температуры, или в ответ на количество времени изменения, которое больше порогового значения времени сбоя, но меньше порогового значения времени температуры. Вариант реализации 3: Способ по варианту реализации 2, дополнительно включающий определение того, что поток по меньшей мере одного из газа или жидкости либо поступает в ствол скважины из подземного пласта вокруг ствола скважины, либо закачивается в ствол скважины с поверхности ствола скважины в ответ на обнаружение того, что произошло изменение распределенной температуры между первым скважинным контрольно-измерительным прибором и вторым скважинным контрольно-измерительным прибором. Вариант реализации 4: Способ по варианту реализации 2 или 3, дополнительно включающий определение того, что поток по меньшей мере одного из газа или жидкости поступает в ствол скважины из подземного пласта вокруг ствола скважины между первым скважинным контрольно-измерительным прибором и вторым скважинным контрольно-измерительным прибором в ответ на обнаружение того, что произошло изменение распределенной температуры между первым скважинным контрольно-измерительным прибором и вторым скважинным контрольно-измерительным прибором. Вариант реализации 5: Способ по любому из вариантов реализации 1-4, отличающийся тем, что первый скважинный контрольно-измерительный прибор содержит проходной канал для прохождения TEC от источника на поверхности ствола скважины ко второму скважинному контрольно-измерительному прибору, при этом способ включает подачу питания на первый скважинный контрольно-измерительный прибор от источника на поверхности ствола скважины через TEC; предотвращение передачи питания через TEC от первого скважинного контрольно-измерительного прибора ко второму скважинному контрольно-измерительному прибору; выполнение прямого измерения тока, первым скважинным контрольно-измерительным прибором, тока, полученного из источника через TEC; выполнение непрямого измерения тока, источником, тока, подаваемого источником на первый скважинный контрольно-измерительный прибор через TEC; и определение наличия второго сбоя TEC между источником на поверхности и первым скважинным контрольно-измерительным прибором на основании разницы между прямым измерением тока и косвенным измерением тока. Вариант реализации 6: Способ по варианту реализации 5, отличающийся тем, что определение наличия второго сбоя TEC между источником на поверхности и первым скважинным контрольно-измерительным прибором включает определение наличия утечки тока в TEC между источником на поверхности и первым скважинным контрольно-измерительным прибором в ответ на косвенное измерение тока, которое больше прямого измерения тока. Вариант реализации 7: Способ по любому из вариантов реализации 1-6, отличающийся тем, что первый сбой TEC включает по меньшей мере одно из короткого замыкания, разомкнутой цепи и тока утечки. Вариант реализации 8: Способ по варианту реализации 7, отличающийся тем, что первый скважинный контрольно-измерительный прибор содержит проходной канал для прохождения TEC от источника на поверхности ствола скважины ко второму скважинному контрольно-измерительному прибору, при этом способ включает обнаружение того, что не произошло изменение распределенной температуры между поверхностью и первым скважинным контрольно-измерительным прибором в ответ на изменение сопротивления, которое меньше порогового значения изменения температуры, или в ответ на количество времени изменения, которое больше порогового значения времени температуры. Вариант реализации 9: Способ по варианту реализации 8, дополнительно включающий определение того, что закупорка потока по меньшей мере одного из газа и жидкости на поверхность произошла в ответ на обнаружение того, что изменение распределенной температуры между поверхностью и первым скважинным контрольно-измерительным прибором не произошло. [78] Embodiment 1: A method comprising: monitoring the resistance over time of a tubing-enclosed (TEC) conductor that electrically connects a first downhole instrument to a second downhole instrument located deeper in the wellbore. than the first downhole instrument; and detecting that the TEC has experienced a first TEC failure in response to a change in resistance greater than a failure occurrence threshold and in response to an amount of change time that is less than the failure time threshold. Embodiment 2: The method of Embodiment 1, further comprising detecting that a change in distributed temperature has occurred between the first downhole instrument and the second downhole instrument in response to a change in resistance that is less than a fault occurrence threshold but greater than a fault threshold. temperature change value, or in response to an amount of change time that is greater than the fault time threshold but less than the temperature time threshold. Embodiment 3: The method of Embodiment 2, further comprising determining that a flow of at least one of a gas or a liquid is either entering the wellbore from a subterranean formation around the wellbore or being pumped into the wellbore from the surface of the wellbore in response to the detection that there has been a change in the distributed temperature between the first downhole instrument and the second downhole instrument. Embodiment 4: The method of Embodiment 2 or 3, further comprising determining that at least one of a gas or a liquid is flowing into the wellbore from a subterranean formation around the wellbore between the first downhole instrument and the second downhole instrument. the instrument in response to detecting that a change in distributed temperature has occurred between the first downhole instrument and the second downhole instrument. Embodiment 5: The method as in any one of embodiments 1-4, wherein the first downhole instrument includes a passageway for passing TEC from a source at the surface of the wellbore to the second downhole instrument, the method including supplying power to the first downhole instrument from a source at the surface of the wellbore through the TEC; preventing power from being transmitted through the TEC from the first downhole instrument to the second downhole instrument; performing a direct current measurement, with the first downhole instrument, of the current received from the source through the TEC; performing an indirect measurement of the current, by the source, of the current supplied by the source to the first downhole instrument via the TEC; and determining whether a second TEC fault exists between the surface source and the first downhole instrument based on the difference between the direct current measurement and the indirect current measurement. Embodiment 6: The method of Embodiment 5, wherein determining the presence of a second TEC fault between the surface source and the first downhole instrument includes determining whether there is a current leak in the TEC between the surface source and the first downhole instrument in response to indirect current measurement, which is greater than direct current measurement. Embodiment 7: The method as in any one of embodiments 1-6, wherein the first TEC fault includes at least one of a short circuit, an open circuit, and a leakage current. Embodiment 8: The method of Embodiment 7, wherein the first downhole tool includes a flow path for the passage of TEC from a source at the surface of the wellbore to the second downhole tool, wherein the method includes detecting what has not occurred a change in distributed temperature between the surface and the first downhole instrument in response to a change in resistance that is less than a temperature change threshold or in response to an amount of time of change that is greater than a temperature time threshold. Embodiment 9: The method of Embodiment 8, further comprising determining that an obstruction of the flow of at least one of a gas and a liquid to the surface has occurred in response to detecting that a change in distributed temperature between the surface and the first downhole instrument has not occurred. .

[79] Вариант реализации 10: Система, содержащая: первый скважинный контрольно-измерительный прибор, подлежащий расположению в стволе скважины, пробуренной в подземный пласт; второй скважинный контрольно-измерительный прибор, подлежащий расположению в стволе скважины глубже, чем первый скважинный контрольно-измерительный прибор; проводник, заключенный в насосно-компрессорные трубы (TEC), расположенный в стволе скважины для электрического соединения первого скважинного контрольно-измерительного прибора со вторым скважинным контрольно-измерительным прибором; процессор; и машиночитаемый носитель, имеющий программный код, исполняемый процессором, для приведения процессора к контролю сопротивления ТЕС с течением времени; и обнаружению того, что в TEC возник первый сбой TEC в ответ на изменение сопротивления, которое больше порогового значения возникновения сбоя, и в ответ на количество времени изменения, которое меньше порогового значения времени сбоя. Вариант реализации 11: Система по варианту реализации 10, отличающаяся тем, что программный код содержит программный код, исполняемый процессором, для приведения процессора к: обнаружению того, что произошло изменение распределенной температуры между первым скважинным контрольно-измерительным прибором и вторым скважинным контрольно-измерительным прибором, в ответ на изменение сопротивления, которое меньше порогового значения возникновения сбоя, но больше порогового значения изменения температуры, или в ответ на количество времени изменения, которое больше порогового значения времени возникновения сбоя, но меньше порогового значения времени температуры. Вариант реализации 12: Система по варианту реализации 11, отличающаяся тем, что программный код содержит программный код, исполняемый процессором, для приведения процессора к: определению того, что поток по меньшей мере одного из газа или жидкости либо поступает в ствол скважины из подземного пласта вокруг ствола скважины, либо закачивается в ствол скважины с поверхности ствола скважины в ответ на обнаружение того, что произошло изменение распределенной температуры между первым скважинным контрольно-измерительным прибором и вторым скважинным контрольно-измерительным прибором. Вариант реализации 13: Система по любому из вариантов реализации 10-12, отличающаяся тем, что первый скважинный контрольно-измерительный прибор содержит проходной канал для прохождения ТЕС от источника на поверхности ствола скважины ко второму скважинному контрольно-измерительному прибору, программный код содержит программный код, исполняемый процессором для приведения процессора к: подаче питания на первый скважинный контрольно-измерительный прибор от источника на поверхности ствола скважины через TEC; предотвращению передачи питания через TEC от первого скважинного контрольно-измерительного прибора на второй скважинный контрольно-измерительный прибор; и определению наличия второго сбоя TEC между источником на поверхности и первым скважинным контрольно-измерительным прибором на основании разницы между прямым измерением тока и косвенным измерением тока, при этом прямое измерение тока должно быть выполнено первым скважинным контрольно-измерительным прибором, тока, полученного из источника через TEC, и при этом косвенное измерение тока должно быть выполнено источником, тока, подаваемого источником на первый скважинный контрольно-измерительный прибор через TEC. [79] Embodiment 10: A system comprising: a first downhole instrument to be located in a wellbore drilled into a subterranean formation; a second downhole instrumentation to be located in the wellbore deeper than the first downhole instrumentation; a tubing enclosed conductor (TEC) located in a wellbore for electrically connecting a first downhole instrument to a second downhole instrument; CPU; and a computer-readable medium having program code, executable by the processor, for causing the processor to monitor the TEC resistance over time; and detecting that the TEC has experienced a first TEC failure in response to a change in resistance that is greater than a failure occurrence threshold and in response to an amount of change time that is less than the failure time threshold. Embodiment 11: The system of Embodiment 10, wherein the program code comprises program code executable by a processor to cause the processor to: detect that a change in distributed temperature has occurred between the first downhole instrument and the second downhole instrument , in response to a change in resistance that is less than the fault occurrence threshold but greater than the temperature change threshold, or in response to an amount of change time that is greater than the fault occurrence threshold but less than the temperature time threshold. Embodiment 12: The system of Embodiment 11, wherein the program code comprises program code executable by a processor to cause the processor to: determine that a flow of at least one of gas or liquid is either entering the wellbore from a subterranean formation around wellbore, or is pumped into the wellbore from the surface of the wellbore in response to detection that a change in distributed temperature has occurred between the first downhole instrument and the second downhole instrument. Implementation option 13: The system according to any of embodiments 10-12, characterized in that the first downhole instrumentation contains a passage channel for passing TEC from a source on the surface of the wellbore to the second downhole instrumentation, the program code contains a program code, executed by the processor to cause the processor to: supply power to the first downhole instrument from a source at the surface of the wellbore through the TEC; preventing power from being transmitted through the TEC from the first downhole instrument to the second downhole instrument; and determining the presence of a second TEC fault between the surface source and the first downhole tester based on the difference between the direct current measurement and the indirect current measurement, wherein the direct current measurement must be made by the first downhole tester, the current received from the source through TEC, and wherein an indirect current measurement must be made by the source, the current supplied by the source to the first downhole instrument through the TEC.

[80] Вариант реализации 14: Система по варианту реализации 13, отличающаяся тем, что программный код, исполняемый процессором для приведения процессора к определению наличия второго сбоя TEC между источником на поверхности и первым скважинным контрольно-измерительным прибором, содержит программный код, исполняемый процессором для приведения процессора к определению наличия утечки тока в TEC между источником на поверхности и первым скважинным контрольно-измерительным прибором в ответ на косвенное измерение тока, которое больше прямого измерения тока. Вариант реализации 15: Система по любому из вариантов реализации 10-14, отличающаяся тем, что первый сбой TEC включает по меньшей мере одно из короткого замыкания, разомкнутой цепи и тока утечки. [80] Embodiment 14: The system of Embodiment 13, wherein the program code executable by the processor to cause the processor to determine the presence of a second TEC fault between the surface source and the first downhole instrument comprises program code executable by the processor to causing the processor to determine whether there is a current leak in the TEC between the surface source and the first downhole instrument in response to the indirect current measurement that is greater than the direct current measurement. Embodiment 15: The system as in any one of embodiments 10-14, wherein the first TEC fault involves at least one of a short circuit, an open circuit, and a leakage current.

[81] Вариант реализации 16: Один или более энергонезависимых машиночитаемых носителей, содержащие программный код, исполняемый процессором для приведения процессора к: контролю сопротивления с течением времени проводника, заключенного в насосно-компрессорные трубы (TEC), который электрически соединяет первый скважинный контрольно-измерительный прибор со вторым скважинным контрольно-измерительным прибором, расположенным в стволе скважины глубже первого скважинного контрольно-измерительного прибора; и обнаружению того, что в TEC возник первый сбой TEC в ответ на изменение сопротивления, превышающее пороговое значение возникновения сбоя, и в ответ количество времени изменения, которое меньше порогового значения времени сбоя. Вариант реализации 17: Один или более энергонезависимых машиночитаемых носителей по варианту реализации 16, отличающиеся тем, что программный код содержит программный код, исполняемый процессором, для приведения процессора к: обнаружению того, что произошло изменение распределенной температуры между первым скважинным контрольно-измерительным прибором и вторым скважинным контрольно-измерительным прибором, в ответ на изменение сопротивления, которое меньше порогового значения возникновения сбоя, но больше порогового значения изменения температуры, или в ответ на количество времени изменения, которое больше порогового значения времени возникновения сбоя, но меньше порогового значения времени температуры. Вариант реализации 18: Один или более энергонезависимых машиночитаемых носителей по варианту реализации 17, отличающиеся тем, что программный код содержит программный код, исполняемый процессором, для приведения процессора к: определению того, что поток по меньшей мере одного из газа или жидкости либо поступает в ствол скважины из подземного пласта вокруг ствола скважины, либо закачивается в ствол скважины с поверхности ствола скважины в ответ на обнаружение того, что произошло изменение распределенной температуры между первым скважинным контрольно-измерительным прибором и вторым скважинным контрольно-измерительным прибором. Вариант реализации 19: Один или более энергонезависимых машиночитаемых носителей по любому из вариантов реализации 16-18, отличающиеся тем, что первый скважинный контрольно-измерительный прибор содержит проходной канал для прохождения ТЕС от источника на поверхности ствола скважины ко второму скважинному контрольно-измерительному прибору, при этом программный код содержит программный код, исполняемый процессором для приведения процессора к: подаче питания на первый скважинный контрольно-измерительный прибор от источника на поверхности ствола скважины через TEC; предотвращению передачи питания через TEC от первого скважинного контрольно-измерительного прибора на второй скважинный контрольно-измерительный прибор; и определению наличия второго сбоя TEC между источником на поверхности и первым скважинным контрольно-измерительным прибором на основании разницы между прямым измерением тока и косвенным измерением тока, при этом прямое измерение тока должно быть выполнено первым скважинным контрольно-измерительным прибором, тока, полученного из источника через TEC, и при этом косвенное измерение тока должно быть выполнено источником, тока, подаваемого источником на первый скважинный контрольно-измерительный прибор через TEC. Вариант реализации 20: Один или более энергонезависимых машиночитаемых носителей по варианту реализации 19, отличающиеся тем, что программный код, исполняемый процессором для приведения процессора к определению наличия второго сбоя TEC между источником на поверхности и первым скважинным контрольно-измерительным прибором, содержит программный код, исполняемый процессором для приведения процессора к определению наличия утечки тока в TEC между источником на поверхности и первым скважинным контрольно-измерительным прибором в ответ на косвенное измерение тока, которое больше прямого измерения тока.[81] Embodiment 16: One or more non-transitory computer-readable media comprising program code executable by a processor to cause the processor to: monitor the resistance over time of a tubing enclosed conductor (TEC) that electrically connects a first downhole instrumentation a device with a second downhole instrument located in the wellbore deeper than the first downhole instrument; and detecting that the TEC has experienced a first TEC fault in response to a change in resistance greater than a fault occurrence threshold and in response an amount of change time that is less than the fault time threshold. Embodiment 17: One or more non-transitory computer-readable media of Embodiment 16, wherein the program code comprises program code executable by a processor to cause the processor to: detect that a change in distributed temperature has occurred between the first downhole instrument and the second downhole instrumentation in response to a change in resistance that is less than a fault occurrence threshold but greater than a temperature change threshold, or in response to an amount of change time that is greater than a fault occurrence threshold but less than a temperature time threshold. Embodiment 18: One or more non-transitory computer readable media of Embodiment 17, wherein the program code comprises program code executable by a processor to cause the processor to: determine that a flow of at least one of gas or liquid is either entering the barrel well from a subterranean formation around the wellbore, or is pumped into the wellbore from the surface of the wellbore in response to detection that a change in distributed temperature has occurred between the first downhole instrument and the second downhole instrument. Embodiment 19: One or more non-transitory computer-readable media according to any one of embodiments 16-18, characterized in that the first downhole instrumentation includes a passage channel for passing TEC from a source on the surface of the wellbore to the second downhole instrumentation, where the program code comprises program code executable by the processor to cause the processor to: supply power to the first downhole instrument from a source at the surface of the wellbore via the TEC; preventing power from being transmitted through the TEC from the first downhole instrument to the second downhole instrument; and determining the presence of a second TEC fault between the surface source and the first downhole tester based on the difference between the direct current measurement and the indirect current measurement, wherein the direct current measurement must be made by the first downhole tester, the current received from the source through TEC, and wherein an indirect current measurement must be made by the source, the current supplied by the source to the first downhole instrument through the TEC. Embodiment 20: One or more non-transitory computer readable media of Embodiment 19, wherein the program code executable by the processor to cause the processor to determine the presence of a second TEC fault between the surface source and the first downhole instrumentation comprises program code executable the processor to cause the processor to determine whether there is a current leak in the TEC between the surface source and the first downhole instrument in response to the indirect current measurement that is greater than the direct current measurement.

Claims

1. A method for measuring and monitoring the resistance of a downhole conductor enclosed in tubing, including:

monitoring the resistance over time of a tubing enclosed conductor (TEC) that electrically connects the first downhole tool to a second downhole tool located in the wellbore deeper than the first downhole tool; And

detection that the first TEC failure has occurred in the TEC,

in response to a change in resistance that is greater than a fault threshold, and

in response to an amount of change time that is less than a failure time threshold.

2. The method according to claim 1, additionally including:

detecting that a change in distributed temperature has occurred between the first downhole instrument and the second downhole instrument,

in response to a change in resistance that is less than the fault threshold but greater than the temperature change threshold, or

in response to an amount of change time that is greater than the fault time threshold but less than the temperature time threshold.

3. The method of claim 2, further comprising determining that a stream of at least one of the gas or liquid is either entering the wellbore from a subterranean formation around the wellbore or being pumped into the wellbore from the surface of the wellbore in response to the detection that that there has been a change in the distributed temperature between the first downhole instrument and the second downhole instrument.

4. The method of claim 2, further comprising determining that a flow of at least one of gas or liquid enters the wellbore from a subterranean formation around the wellbore between the first downhole tool and the second downhole tool in response to detecting that a change in distributed temperature has occurred between the first downhole instrument and the second downhole instrument.

5. Method according to claim 1,

characterized in that the first downhole instrument includes a passageway for passing TEC from a source on the surface of the wellbore to the second downhole instrument,

the method includes:

supplying power to the first downhole instrument from a source at the surface of the wellbore through the TEC;

preventing power from being transmitted through the TEC from the first downhole instrument to the second downhole instrument;

performing a direct measurement of current consumption directly measured by the first downhole instrument and obtained from the source through the TEC;

performing an indirect measurement of current consumption by the source for a current that is a calculated value of the theoretical current measured by the downhole tester and supplied by the source to the first downhole tester via the TEC; And

determining the presence of a second TEC fault between the surface source and the first downhole instrument based on the difference between the direct measurement of current consumption and the indirect measurement of current consumption.

6. The method of claim 5, wherein determining the presence of a second TEC fault between the surface source and the first downhole instrument includes determining whether there is a leakage current in the TEC between the surface source and the first downhole instrument in response to an indirect measurement of current consumption, which is greater than the direct measurement of current consumption.

7. The method of claim 1, wherein the first TEC fault includes at least one of a short circuit, an open circuit, and a leakage current.

8. Method according to claim 7,

the method includes:

detecting that there has been no change in the distributed temperature between the surface and the first downhole instrument,

in response to a change in resistance that is less than a temperature change threshold, or

in response to an amount of change time that is greater than a temperature time threshold.

9. The method of claim 8, further comprising determining that a blockage in the flow of at least one of the gas and liquid to the surface has occurred in response to detecting that there has been no change in the distributed temperature between the surface and the first downhole instrument.

10. A system for measuring and monitoring the resistance of a downhole conductor enclosed in tubing, containing:

a first downhole meter to be located in a wellbore drilled into a subterranean formation;

a second downhole instrument to be located in the wellbore deeper than the first downhole instrument;

a tubing enclosed conductor (TEC) located in a wellbore for electrically connecting a first downhole instrument to a second downhole instrument;

CPU; And

a computer-readable medium having program code executable by a processor to cause the processor to:

monitoring TEC resistance over time; And

detection that the first TEC failure has occurred in the TEC,

11. The system according to claim 10, characterized in that the program code contains program code executed by the processor to cause the processor to:

12. The system according to claim 11, characterized in that the program code contains program code executed by the processor to cause the processor to:

determining that a flow of at least one of the gas or liquid is either entering the wellbore from a subterranean formation around the wellbore or is being pumped into the wellbore from the surface of the wellbore in response to the detection that a change in distributed temperature has occurred between the first wellbore control and a measuring instrument and a second downhole instrumentation instrument.

13. System according to clause 10,

program code contains program code executed by the processor to cause the processor to:

preventing power from being transmitted through the TEC from the first downhole instrument to the second downhole instrument; And

determining the presence of a second TEC failure between the surface source and the first downhole instrument based on the difference between the direct measurement of current consumption directly measured by the downhole first instrument and the indirect measurement of current consumption representing the calculated value of the theoretical current measured by the downhole instrument. measuring instrument, and

wherein direct current measurement shall be made by the first downhole instrument, the current obtained from the source through the TEC, and

in this case, the indirect measurement of current consumption must be performed by the current source supplied to the first downhole instrument through the TEC.

14. The system of claim 13, wherein the program code executable by the processor to cause the processor to determine the presence of a second TEC fault between the surface source and the first downhole instrument comprises program code executable by the processor to cause the processor to determine the presence of current leakage into the TEC between the surface source and the first downhole instrument in response to an indirect current consumption measurement that is greater than the direct current consumption measurement.

15. The system of claim 10, wherein the first TEC fault includes at least one of a short circuit, an open circuit, and a leakage current.