Канал и погружная труба для матрицы датчиков

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к определению свойств флюидов в скважинах. Матрица датчиков содержит множество соединенных датчиков, причем по меньшей мере один из датчиков по меньшей мере частично заключен в кожух, погружную трубу, выходящую из кожуха. Погружная труба способна создавать гидравлическое сообщение между по меньшей мере одним из множества соединенных датчиков, по меньшей мере частично заключенным в кожух, и соответствующим каналом датчика. По меньшей мере один из указанного множества соединенных датчиков имеет множество каналов детектора, причем по меньшей мере один набор из множества каналов детектора закрыт кожухом, и по меньшей мере один набор из множества каналов детектора не закрыт кожухом. Множество датчиков соединено посредством электропроводного троса; Погружная труба находится на бобине, соединенной с указанным по меньшей мере одним из указанного множества соединенных датчиков, по меньшей мере частично заключенным в кожух. Повышается достоверность и надежность измерений. 3 н. и 5 з.п. ф-лы, 12 ил.

 

ПЕРЕКРЕСТНЫЕ ССЫЛКИ НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

В данной заявке заявлен приоритет по предварительной заявке США №62/467,037, поданной 3 марта 2017 года, которая включена в данный документ в полном объеме посредством ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Данная технология направлена на скважинные датчики для измерения свойств флюидов. В частности, данная технология подразумевает датчики, имеющие трубопровод, такой как насосно-компрессорная колонна, для определения различных условий в скважине.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Подготовка ствола скважины к эксплуатации подразумевает подготовку скважины к добыче углеводородов после выполнения буровых работ. Во время этой фазы в скважину может быть помещена насосно-компрессорная колонна для нагнетания различных флюидов или извлечения углеводородов. Могут быть выполнены также процессы интенсификации скважины, в том числе создание гидравлических разрывов в пласте. Во время этих процессов подготовки к эксплуатации могут быть установлены пакеры, изолирующие различные зоны вдоль длины колонны и ствола скважины. Эти зоны могут изолировать конкретные участки, способствуя добыче углеводородов из частей пласта, подвергнутых гидравлическому разрыву.

Во время указанных фаз подготовки к эксплуатации желательно измерять свойства флюидов, пласта или колонны. Соответственно, в скважине в различных точках колонны могут быть предусмотрены датчики, собирающие данные для обработки.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

Варианты реализации изобретения, представленные в данном документе, можно лучше понять, обратившись к следующему описанию в сочетании с приложенными графическими материалами, в которых одинаковые числовые обозначения представляют аналогичные, идентичные или подобные по функциям элементы. С учетом того, что эти графические материалы изображают только типовые варианты реализации изобретения, и таким образом не должны рассматриваться как ограничивающие его объем, принципы в данном документе описаны и объяснены с дополнительными деталями и подробностями с помощью приложенных графических материалов, в которых:

ФИГ. 1 представляет собой схематическое изображение колонны труб, предусмотренной в стволе скважины для процессов подготовки к эксплуатации;

ФИГ. 2 представляет собой вид в разрезе трубчатого элемента с каналом датчика согласно по меньшей мере одному варианту реализации данного изобретения;

ФИГ. 3А представляет собой схематическое изображение датчика с погружной трубой и соединителем согласно по меньшей мере одному варианту реализации данного изобретения;

ФИГ. 3В представляет собой схематическое изображение типового соединителя согласно по меньшей мере одному варианту реализации данного изобретения;

ФИГ. 3С представляет собой вид в разрезе муфты согласно по меньшей мере одному варианту реализации данного изобретения;

ФИГ. 3D представляет типовую муфту согласно по меньшей мере одному варианту реализации данного изобретения;

ФИГ. 3Е представляет типовой двойной датчик согласно по меньшей мере одному варианту реализации данного изобретения;

ФИГ. 3F представляет типовой датчик защитной втулки согласно по меньшей мере одному варианту реализации данного изобретения;

ФИГ. 3G представляет типовой прямой канал в трубчатый элемент согласно по меньшей мере одному варианту реализации данного изобретения;

ФИГ. 3Н представляет типовой кожух, частично закрывающий датчик согласно по меньшей мере одному варианту реализации данного изобретения;

ФИГ. 3I представляет типовой барабан согласно по меньшей мере одному варианту реализации данного изобретения;

ФИГ. 4 представляет собой принципиальную схему устройства обработки информации, которое можно использовать с изобретением, описанном в данном документе.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Ниже подробно обсуждаются различные варианты реализации данного изобретения. Хотя обсуждаются конкретные варианты реализации изобретения, следует понимать, что это делается только с целью иллюстрации. Специалист в соответствующей области техники поймет, что можно использовать другие компоненты и конфигурации без отхода от идеи и объема данного изобретения. Дополнительные особенности и преимущества данного изобретения будут изложены в следующем описании и будут отчасти очевидны из указанного описания или могут быть изучены путем практического применения принципов, описываемых в данном документе. Особенности и преимущества данного изобретения можно реализовать и получить с помощью инструментов и комбинаций, конкретно указанных в приложенной формуле изобретения. Эти и другие особенности данного изобретения станут более очевидными из нижеследующего описания и приложенной формулы изобретения или могут быть изучены путем практического применения принципов, изложенных в данном документе.

В контексте данного документа термин «связанный» определен как соединенный, непосредственно или опосредованно через промежуточные компоненты, и не обязательно ограничен физическими соединениями. Термины «соединен с возможностью сообщения» или «имеющий гидравлическое сообщение» охватывают образование гидравлического сообщения флюидов, таких как газы, жидкости, углеводороды, скважинные флюиды и тому подобное. Соединение может быть таким, что объекты соединены постоянно или соединены с возможностью отделения.

Обзор

Данное изобретение предлагает погружную трубу для гидравлического сообщения от датчика до канала датчика в трубчатом элементе колонны трубчатых элементов. Колонна трубчатых элементов может иметь муфту, предусмотренную вдоль ее длины, закрывающую канал датчика. Сама муфта может иметь отверстие в муфте, выровненное и имеющее гидравлическое сообщение с каналом датчика в трубчатом элементе. Муфта может иметь гнездо или другой замок для приема соединителя, такого как трубный соединитель хомутного типа, обеспечивающий герметичное соединение. Указанный соединитель обеспечивает герметичное зацепление (то есть герметичное соединение) с погружной трубой, которая идет к датчику в матрице датчиков за пределами трубчатого элемента. Датчик может быть заключен в кожух, который может быть эластичным или жестким, и может образовывать камеру для датчика. Сама погружная труба может иметь гидравлический канал, так что гидравлический канал проходит от соединителя до внутреннего пространства кожуха. Таким образом, канал гидравлического сообщения может проходить с возможностью сообщения от центрального проточного канала трубчатого элемента через муфту, соединитель и погружную трубу к датчику. Соответственно, можно измерять температуру, давление или другие свойства флюида внутри трубчатого элемента.

Соответственно, данное изобретение позволяет использовать канал для соединения матрицы датчиков с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной без необходимости выполнения работ с проводником, помещенным в трубопровод («ППТ»), или другим электропроводным тросом, таких как (но без ограничения) сварка и сращивание, и выполнения электрических соединений. Кроме того, изобретение, описываемое в данном документе, может служить в качестве защиты датчика матрицы (например, датчиков давления или температуры). Погружная труба допускает гибкость, так что нет необходимости точной установки датчика в эксплуатационном оборудовании скважины - его можно просто подсоединить к ближайшему стыку или специальному каналу выше или ниже.

Кроме того, датчик, описываемый в данном документе, может представлять собой двойной датчик с преобразователем, в котором одна часть датчика может быть оставлена как есть, например, с каналами детектора, открытыми в кольцевое пространство между внешней частью колонны трубчатых элементов и поверхностью ствола скважины. Другая часть датчика может быть помещена в кожух, обсуждаемый выше, таким образом охватывающий несколько каналов детектора. Таким образом, кожух может охватывать часть датчика так, чтобы закрывать по меньшей мере один набор каналов детектора датчика, и может иметь камеру, обеспечивающую гидравлическое сообщение через погружную трубу с центральным проточным каналом, тогда как каналы детектора второго набора на поверхности датчика оставлены открытыми в кольцевое пространство для определения свойства флюида в кольцевом пространстве (например, кольцевом пространстве 40 на ФИГ.1, обсуждаемом ниже). Кроме того, датчики, описываемые в данном документе, могут иметь множество преобразователей в каждом датчике, причем некоторые из множества частей остаются открытыми в кольцевое пространство, а другие из множества частей заключены в кожух.

Один или большее количество других датчиков в матрице датчиков могут быть расположены за пределами колонны трубчатых элементов и определять свойства флюида в кольцевом пространстве, а не флюида, протекающего в трубчатом элементе. Таким образом, можно определять свойства флюида как в кольцевом пространстве, так и внутри трубчатого элемента, с помощью датчиков за пределами колонны трубчатых элементов. Кроме того, канал и погружная труба, описываемые в данном документе, способствуют легкой подготовке подрядчиками на поверхности развертывания колонны трубчатых элементов и матрицы датчиков.

Описание

ФИГ. 1 представляет собой принципиальную схему, изображающую среду, в которой можно реализовать данное изобретение. Как проиллюстрировано, указанная среда содержит эксплуатационное оборудование 10 скважины. Хотя на ФИГ. 1 проиллюстрировано эксплуатационное оборудование скважины, данное изобретение можно реализовать также в скважине без добычи, потока или нагнетания, и оно может работать также без пакеров, изолированных зон, а также в альтернативных фазах скважины, в которой не проводят подготовку к эксплуатации. По отношению к варианту реализации изобретения, показанному на ФИГ 1, эксплуатационное оборудование 10 скважины содержит колонну 22 трубчатых элементов для использования в подготовке к эксплуатации и интенсификации пласта и кольцевое пространство 40. Термины «интенсификация» и «нагнетание» в контексте данного документа могут включать гидравлический разрыв пласта, кислотную обработку, гидравлические работы и другие виды обработки. Колонна 22 трубчатых элементов может быть изготовлена из некоторого количества отдельных трубчатых элементов, также называемых секциями или трубами. Указанные секции могут содержать несколько трубчатых элементов, соединенных вместе, а также глухие трубы, перфорированные трубы, кожухи, стыки или любые другие секции, известные в данной отрасли. Каждый из трубчатых элементов колонны 22 трубчатых элементов может иметь центральный канал для внутреннего потока флюида и внешнюю поверхность. Фраза «трубчатый элемент» может быть определена как соединенные трубчатые элементы одного или большего количества типов, известных в данной области техники, и может включать, но без ограничения, бурильную трубу, загрузочную колонну, трубопровод, насосно-компрессорную колонну, составную трубу, гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра, обсадные трубы, хвостовики или инструменты с проточным каналом или другие трубчатые конструкции, их комбинации и тому подобное.

Ствол 13 скважины проходит через различные слои земли. Ствол 13 скважины имеет по существу вертикальный участок 11, в верхней части которого установлена обсадная колонна 17, удерживаемая на месте цементом 19. Ствол 13 скважины также имеет по существу наклонно направленный участок 18, показанный горизонтальным, который проходит через подземный пласт 20, содержащий углеводороды. Как проиллюстрировано, по существу горизонтальный участок 18 ствола 13 скважины представляет собой скважину без обсадных труб. Однако, следует понимать, что ствол скважины может быть с обсадными трубами или без них, вертикальным, горизонтальным, наклонно направленным или любой другой ориентации.

Пакеры 26 изолируют целевые зоны пласта. Пакеры 26 изолируют целевые зоны для интенсификации и добычи, а также те, в которых могут быть разрывы 35. Пакеры 26 могут представлять собой набухающие пакеры. Пакеры 26 также могут представлять собой пакеры других типов, известных в данной отрасли, например, клиновые, расширяющиеся или гидравлические пакеры. В рабочую колонну могут быть включены также дополнительные скважинные инструменты, такие как узлы клапанов, например, предохранительные клапаны, устройства регулирования притока, обратные клапаны и т.п., известные в данной области техники. Секции насосно-компрессорных труб между пакерами 26 могут содержать противопесочные фильтры, предотвращающие поступление твердых частиц из пласта при извлечении углеводородов. Различный подходящие противопесочные фильтры включают проволочные сетки, фильтры с проволочной обмоткой, перфорированные или щелевые трубы, перфорированные кожухи, пористые металлические мембраны или другие фильтры, пропускающие поток желательных флюидов, таких как углеводороды, и отфильтровывающие и предотвращающие попадание нежелательных твердых частиц, таких как песок.

Как показано, матрица датчиков 100 может разматываться с барабана 105. Показано, что матрица датчиков 100 имеет трос 110, который соединяет каждый из отдельных датчиков 101. Трос 110 может представлять собой кордовый линейный металлический проводник, помещенный в трубопровод («ТЕС»), оптическое волокно или другой материал или конструкцию и может быть электропроводным и проводить энергию и данные, передаваемые через трос 110 между каждыми из датчиков 101 и на поверхность. Трос 110 может быть достаточно эластичным, чтобы допускать наматывание на барабан и изгиб некоторой величины, но также достаточно жестким, чтобы удерживать конкретную форму в отсутствие внешних сил. Данные из матрицы могут поступать в процессор, такой как устройство 200, дополнительно обсуждаемое ниже. Хотя матрица датчиков 100 предусмотрена внутри кольцевого пространства между колонной 22 трубчатых элементов и обсадной колонной 17, в альтернативном варианте матрица датчиков может быть предусмотрена за пределами обсадной колонны и внутри цемента 19 между обсадной колонной 17 и поверхностью ствола скважины или внутри трубчатых элементов насосно-компрессорной колонны 22.

Эксплуатационное оборудование скважины может быть разделено на эксплуатационные зоны с помощью пакеров. Добываемый поток выходит из пласта и может проходить через фильтр, через регулятор потока (устройство регулирования притока (УРП), автономное устройство регулирования притока (АУРП), клапан регулирования притока (КРП), дроссель, сопло, дефлектор, ограничитель, трубу, клапан и тому подобное) и во внутреннее пространство трубопровода.

ФИГ. 2 представляет собой вид в разрезе трубчатого элемента 300 колонны 22 трубчатых элементов. Трубчатый элемент 300 может иметь центральный проточный канал 360 и внешнюю поверхность 365. Канал 350 датчика может быть предусмотрен в стенке и проходить от внешней поверхности 365 до центрального проточного канала 360. ФИГ. 3А представляет собой принципиальную схему, иллюстрирующую один пример согласно данному изобретению трубчатого элемента 300 колонны 22 трубчатых элементов, имеющего муфту 305 (или оправку). Она представляет собой эксцентрический замок с утолщением, имеющий гнездо 325, содержащее соединитель 310. Указанный соединитель может представлять собой любой гидравлически герметичный замок. Например, соединитель 310 может представлять собой трубный соединитель хомутного типа и может содержать также замки для соединительной детали трубопровода SWAGELOK™, National Pipe Thread (NPT) или другой соединительной детали трубопровода. Соединитель 310 может иметь замки на каждом конце, такие как вставной или гнездовой соединитель, в качестве варианта с резьбой, и может содержать уплотнители для уплотнения зацепления и соединения, а также может обеспечивать уплотнение и соединение металла с металлом. Соединитель 310 может иметь внутренний канал, идущий вдоль его длины, пропускающий флюид. Имеющиеся на рынке соединители включают соединитель FMJ производства компании Halliburton Energy Services, Inc., который допускает герметичное соединение металла с металлом. Соединитель 310 может представлять собой соединитель любого размера для гидравлического соединения с трубчатым элементом - или может представлять собой другой стандартный промышленный резьбовой элемент. ФИГ. 3В иллюстрирует принципиальную схему типового соединителя 370, который представляет собой тройной хомутный соединитель с уплотнителем металл-металл. Соответственно, в некоторых случаях соединитель 310, описываемый в данном документе, может представлять собой соединитель типа, проиллюстрированного в виде соединителя 370 на ФИГ. 3В. Соединитель 370 может иметь первый конец 375 для приема трубчатого элемента из верхней части ствола скважины и может иметь второй конец 380 для приема трубчатого элемента или канала трубчатого элемента или муфты 305 и образования герметичного соединения металла с металлом с каждым принимаемым трубчатым элементом. Вращающуюся рукоятку 389 можно поворачивать для уплотнения и образования герметичного соединения металла с металлом для входящего конца 380 трубчатого элемента, конец 375 можно вращать для дополнительного внутреннего уплотнения, а вращающуюся рукоятку 387 можно вращать для третичного уплотнения.

ФИГ. 3С иллюстрирует вид в разрезе муфты 305. Муфта 305 может представлять собой обычную муфту с отверстием, проходящим во внутреннюю часть, и блоком, приваренным над отверстием, с каналом для соединителя FMJ или другим каналом в блоке. Как проиллюстрировано на ФИГ. 3С, трубчатый элемент 300 проходит в одну часть муфты 305, и для приема соединителя предусмотрено гнездо 325 (или отверстие). ФИГ. 3D представляет собой схематическое изображение муфты 305, соединенной с трубчатым элементом 300. Как проиллюстрировано на ФИГ. 3D, муфта 305 может иметь канал 385 муфты, который может представлять собой отверстие и соединен с возможностью сообщения, обеспечивающего гидравлическое сообщение с каналом 350 датчика или трубчатым элементом 300. Как дополнительно проиллюстрировано на ФИГ. 3D, канал 350 датчика может проходить через стенку 352 трубчатого элемента 300 в центральный проточный канал 360. Хотя канал 350 датчика проиллюстрирован с трубчатым элементом 300, в любом скважинном инструменте или инструменте с трубчатой конструкцией, например, с внутренним проточным каналом или полостью, может быть предусмотрен канал датчика.

Снова согласно ФИГ. 3А, система может быть из единственного датчика (в качестве части матрицы датчиков) с кожухом 320. Кожух 320 может образовывать камеру 322 над датчиком 330 целиком или только каналами детектора датчика 330. Кожух 320 может быть эластичным, жестким или полужестким. Кожух 320 может представлять собой корпус двустворчатого типа, устанавливаемый на уровне буровой площадки с помощью сдавливаемого кольцевого уплотнителя эластомерного или металлического типа. ФИГ. 3Е представляет собой схематическое изображение кожуха 320, частично охватывающего датчик 330. Соответственно, хотя кожух 320 охватывает датчик 330 целиком на ФИГ. 3А, в альтернативном варианте, как проиллюстрировано на ФИГ. 3Е, кожух 320 может охватывать датчик 330 частично. В частности, датчик 330 (и каждый из датчиков матрицы датчиков) может иметь каналы чувствительного элемента или детектора, например, первый набор каналов 340А детектора и второй набор каналов 340В детектора. Первый набор каналов 340А детектора может оставаться непокрытым и открытым в кольцевое пространство 40 для того, чтобы определять свойства флюида в кольцевом пространстве 40. Кроме того, кожух 320 может закрывать второй набор каналов 340В детектора, таким образом предотвращая определение свойств флюида в кольцевом пространстве 40. Кожух 320 также может образовывать камеру 322 и обеспечивать гидравлическое сообщение с каналами 340 В детектора и погружной трубой 315.

Согласно ФИГ. 3А-3Е, датчик 330 закреплен на тросе 335 (таком как ППТ). Это крепление может выполняться на уровне изготовления. Кожух 320 также может быть закреплен на уровне изготовления или может быть установлен на буровой площадке. Кожух 320 имеет погружную трубу 315, которая может иметь длину приблизительно от 5 до 25 футов (1,5-7,6 м) или в альтернативном варианте около 15 футов (4,6 м), но может иметь различную длину и может быть короче или длиннее. В контексте данного документа погружная труба 315, описываемая в данном документе, относится к гидравлическому трубчатому соединению. Указанная погружная труба может представлять собой любую гибкую трубку, через которую может протекать флюид. Соответственно, погружная труба 315 может иметь внутренний проем, проходящий вдоль ее длины.

Эту погружную трубу 315 можно соединить с трубчатым элементом или соединителем, когда она находится на буровой площадке непосредственно перед развертыванием колонны 22 трубчатых элементов. Погружная труба 315 также может быть выполнена с возможностью соединения с кожухом 320, если указанное соединение представляет собой соединение быстрого монтажа. Соответственно, погружная труба 315 может иметь соединительные детали или соединители, обеспечивающие гидравлическое сообщение с соответствующими соединительными деталями или соединителями на кожухе 320. Такие соединительные детали или соединители могут содержать стандартные резьбы или могут представлять собой соединения типа сварки неповоротных стыков или соединения другим способом. Соответственно, погружная труба 315 может обеспечивать гидравлическое сообщение с соединителем 310, который в свою очередь имеет гидравлическое сообщение с каналом 385 муфты, который в свою очередь имеет гидравлическое сообщение с каналом 350 датчика, который проходит к центральному проточному каналу 360 трубчатого элемента 300. Таким образом, может быть установлено гидравлическое сообщение или другое сообщение для измерения свойств внутреннего флюида трубчатого элемента 300.

В данном документе также описан способ подключения множества датчиков в матрицу. На уровне изготовления датчики 330 (и возможно кожух 320) закрепляют последовательно на тросе (например, ППТ). Кожух 320 может быть герметично соединен с указанным тросом выше и ниже датчика (или герметично закреплен на датчике 330 выше каналов чувствительного элемента, то есть каналов детектора датчика 330). Погружная труба 315 может быть закреплена на кожухе 320 и снова может иметь длину приблизительно от 5 до 25 футов (1,5-7,6 м), в альтернативном варианте приблизительно от 10 до 15 футов (3-4,6 м) и будет закреплена посредством FMJ или другого соединителя в ближайшей соединительной муфте во время монтажа. Соединение погружной трубы 315 с соединителем 310 может находиться выше или ниже датчика.

Длина кожуха 320 может составлять приблизительно от 1/2 дюйма (13 мм) до 3 дюймов (76 мм), в альтернативном варианте от 3/4 дюйма (19 мм) до 2 дюймов (51 мм), а его внешний диаметр (ВД) может составлять приблизительно до 1 дюйма (25,4 мм). Соответственно, при наматывании на барабан 105 в качестве части матрицы датчиков 100 кожух 320 и содержащийся в нем датчик могут нуждаться в дополнительной защите. Используя принцип объединенных полых элементов, над кожухом 320 можно разместить трубчатую защитную гильзу с центральным каналом. Один способ выполнения этого заключается в создании прорези в указанной защитной гильзе в осевом направлении и обертывании выше и ниже кожуха 320. Например, ФИГ. 3F представляет собой схематическое изображение кожуха 320 с датчиком 330, который можно вставить в защитную гильзу 400 через прорезь 410, а затем намотать на барабан 105 (барабан 105 проиллюстрирован на ФИГ. 1). Защитная гильза 400 может быть изготовлена из мягкого материала, такого как вспененный или эластомерный материал. Эта защитная гильза 400 помогает защищать систему при наматывании на барабан, она проста, недорога и легка в установке/удалении.

Погружная труба 315 может быть соединена с возможностью сообщения с датчиком 330 с помощью множества способов; например, погружная труба 315 может быть приварена к датчику 330 или может быть разъемно закреплена с помощью соединителя, соединительной детали или закрепленного герметичного кожуха/фиксатора. Погружная труба 315 может быть закреплена на датчике, муфте насосно-компрессорной колонны, на них обоих или на другом элементе оборудования.

Хотя муфта 305 показана на ФИГ. 3A-D, погружная труба не обязательно должна быть соединена с возможностью сообщения (например, гидравлического) посредством муфты или закреплена на ней. Например, может быть предусмотрен переходной трубчатый элемент (который может представлять собой укороченную секцию), оснащенный каналом датчика, который имеет соединительный конец (такой как вставной или гнездовой конец), причем соединительный конец соединителя (такой как гнездовой или вставной конец) может соединяться с указанным соединительным концом. На ФИГ. 3G проиллюстрировано схематическое изображение соединителя 310, соединенного с соединительным каналом 327 трубчатого элемента 300. Соответственно, соединительный канал 327 обеспечивает гидравлическое сообщение от соединителя 310 до канала 350 датчика и центрального проточного канала 360 (проиллюстрирован на ФИГ. 2). Это можно использовать там, где существует ограничение по месту, и таким образом, отказ от муфты может обеспечить уменьшение внешнего диаметра инструмента. Соответственно, как проиллюстрировано на ФИГ. 3G от муфты можно отказаться, а соединитель может быть соединен с возможностью сообщения (гидравлического) непосредственно с каналом 350 датчика трубчатого элемента без промежуточной муфты. Альтернативные способы соединения соединителя включают приваривание блока на трубчатый элемент (такой как укороченная секция) или механическую обработку эксцентрического трубчатого элемента с вырезанием на нем блока. Таким образом, соединитель может быть соединен непосредственно с трубчатым элементом 300, модифицированным трубчатым элементом или соответствующим трубчатым элементом посредством муфты.

ФИГ. 3Н представляет собой принципиальную схему альтернативного способа крепления погружной трубы 315. Как проиллюстрировано, может быть предусмотрен кожух 320, частично закрывающий каналы 342 детектора датчика 330. Кожух 320 может иметь такие размеры, что все из желаемых муфт могут быть надвинуты на нижнюю часть датчика 330, закрывая каналы 342 детектора. Уплотнители, такие как кольцевые прокладки, могут быть предусмотрены внутри кожуха 320 выше и ниже каналов 340 детектора, таким образом предотвращая попадание флюида кольцевого пространства. Кожух 320 может быть закреплен на датчиках любым способом, например, комплектом винтов, зажимом и стопорной гайкой или другим способом. Погружную трубу 315 можно приварить к муфте, предварительно подключить с помощью соединительной детали или обрезать по длине и подключить при монтаже с помощью соответствующих соединительных деталей. Эта конфигурация облегчает развертывание, поскольку кожух 320 можно легко надвинуть на датчик при монтаже, что позволяет выполнить любой датчик 330 матрицы датчиков 100 в виде датчика с погружной трубой. Оператор может отказаться от размещения кожуха на датчике матрицы датчиков 100 во время монтажа, таким образом оставляя каналы 342 детектора открытыми в кольцевое пространство 40 после развертывания, чтобы датчик действовал в качестве датчика кольцевого пространства. Таким образом, во время монтажа датчики могут быть оснащены кожухом 320 для определения свойств флюида внутри колонны трубчатых элементов или оставлены без кожуха, чтобы действовать в качестве датчиков кольцевого пространства, и это может быть выполнено поочередно. Кроме того, датчики с кожухом и без него могут чередоваться в любом порядке, соответствующем требованиям к чувствительности матрицы датчиков.

Намотку погружной трубы и работу с ней можно выполнять путем наматывания погружной трубы (например, линии управления, которая может иметь размер 1/8 дюйма (3,175 мм) или в альтернативном варианте от 1/16 дюйма (1,5875 мм) до 1 дюйма (25,4 мм), в альтернативном варианте от 1/8 дюйма (3,175 мм) до 1/2 дюйма (12,7 мм)) вокруг коаксиальной бобины (катушки или барабана) или в других случаях с кожухом или другой оболочкой для датчика. ФИГ. 3l представляет собой схематическое изображение барабана 317, предусмотренного для намотки погружной трубы 315. При монтаже эту погружную трубу можно размотать и подключить без необходимости обрезания, поскольку дополнительную линию можно оставить на бобине. В альтернативном варианте бобину и погружную трубу можно закрепить на соединительной муфте и подключить к датчику при монтаже. Это позволит приварить или другим способом постоянно закрепить линию на соединительной муфте, сведя к минимуму эксцентричность указанной муфты. [0040] Кроме того, если датчик матрицы изготовлен с двумя наборами каналов детектора (такими как 340А и 340В на ФИГ. 3Е), один из них можно соединить с погружной трубой с помощью упомянутых способов, а другой можно оставить без погружной трубы. Матрица датчиков, описываемая в данном документе, может чередоваться между датчиками, имеющими кожух и погружную трубу, описываемые на ФИГ. 3А-3Н, и обычными датчиками без кожуха и погружной трубы. Соответственно, матрица датчиков 100 по ФИГ. 1 может содержать множество датчиков, описываемых согласно ФИГ. 3А-3Н, а также обычные датчики без кожуха и погружной трубы, и может быть выполнена с возможностью чередования между одними и другими.

Датчики в матрице датчиков могут представлять собой датчики температуры или давления или и того, и другого. Указанный датчик может представлять собой резонансный датчик давления или тензочувствительный датчик давления. Резонансный датчик давления, такой как кварцевый датчик давления, измеряет изменение частоты в генераторе колебаний при изменении гидростатического давления. Тензочувствительный датчик давления измеряет отклонение конструкции по причине перепада давления между гидростатическим давлением и воздушной камерой. Датчики в матрице датчиков могут измерять также другие параметры скважины, в том числе среди прочего вибрацию, химический состав среды в стволе скважины или радиоактивность.

ФИГ. 4 представляет собой структурную схему типового устройства 200. Устройство 200 выполнено с возможностью выполнения обработки данных и обмена данными с датчиками 101 матрицы датчиков 100. При работе устройство 200 обменивается данными с одним или большим количеством обсуждаемых выше компонентов буровой скважины, а также может быть выполнено с возможностью обмена данными с удаленными устройствами/системами.

Как показано, устройства 200 содержит аппаратные и программные компоненты, такие как сетевые интерфейсы 210, по меньшей мере один процессор 220, датчики 260 и запоминающее устройство 240, взаимосвязанные с помощью системной шины 250. Сетевые интерфейсы 210 содержат механические, электрические и сигнальные схемы для обмена данными по каналам связи, которые могут включать кабельные или беспроводные каналы связи. Сетевые интерфейсы 210 выполнены с возможностью передачи и/или приема данных с помощью множества различных протоколов передачи данных, как будет понятно специалисту в данной области техники.

Процессор 220 представляет собой процессор цифровой обработки сигналов (например, микропроцессор, микроконтроллер или процессор с фиксированными логическими функциями и т.п.), выполненный с возможностью исполнения команд или логических функций для выполнения задач в условиях ствола скважины. Процессор 220 может включать процессор общего назначения, специализированный процессор (в котором программные команды встроены в процессор), машину состояний, специализированную интегральную микросхему (СИМС), программируемую логическую матрицу (ПЛМ), в том числе программируемую пользователем ПЛМ, отдельный компонент, распределенную группу процессоров и тому подобное. Процессор 220, как правило, работает в сочетании с общими или отдельными аппаратными средствами, в том числе, но без ограничения, аппаратными средствами, способными исполнять функции программных и аппаратных средств. Например, процессор 220 может содержать элементы или логические схемы, приспособленные для исполнения программ и манипулирования структурами 245 данных, которые могут храниться в запоминающем устройстве 240.

Датчики 260, которые могут включать датчики 101 матрицы датчиков 100, описываемой в данном документе, как правило, работают в сочетании с процессором 220, выполняя измерения в стволе скважины, и могут включать специализированные процессоры, детекторы, передатчики, приемники и тому подобное. Таким образом, датчики 260 могут содержать аппаратные/программные средства для генерирования, передачи, приема, обнаружения, регистрации и/или измерения магнитных полей, сейсмической активности и/или акустических волн или других параметров скважины.

Запоминающее устройство 240 содержит множество ячеек памяти, доступных для процессора 220, хранящих программное обеспечение и структуры 245 данных, связанные с вариантами реализации изобретения, описанными в данном документе. Операционная система 242, части которой, как правило, хранятся в запоминающем устройстве 240 и исполняются процессором 220, функционально организует устройство, среди прочего, вызывая операции в поддержку программных процессов и/или служб 244, исполняемых на устройстве 200. Эти программные процессы и/или службы 244 могут выполнять обработку данных и обмен данными с устройством 200, описанным в данном документе. Следует отметить, что хотя процесс/служба 244 показан в централизованном запоминающем устройстве 240, некоторые варианты реализации изобретения предусматривают работу этих процессов/служб в распределенной вычислительной сети.

Специалисту в данной области техники будет очевидно, что процессоры и запоминающие устройства других типов, в том числе различные машиночитаемые носители, можно использовать для хранения и исполнения программных команд, связанных с технологиями оценки буровых скважин, описанными в данном документе. Кроме того, хотя описание иллюстрирует различные процессы, однозначно предполагается, что различные процессы могут быть реализованы в виде модулей, имеющих части указанных кодированных процессов/служб 244. Таким образом, указанные программные модули можно кодировать в одном или большем количестве материальных машиночитаемых носителей данных для исполнения, например, с помощью схемы с фиксированными логическими функциями или программируемой логической схемы (например, программных/компьютерных команд, исполняемых процессором), и любой процессор может представлять собой программируемый процессор, программируемую цифровую логическую схему, такую как программируемая пользователем логическая матрица или СИМС, которая содержит цифровую логическую схему с фиксированными логическими функциями. В целом, логическая схема любого процесса может быть реализована в процессоре 220 или машиночитаемом носителе с кодированными командами для исполнения процессором 220, которые при исполнении процессором могут заставить процессор выполнять функции, описанные в данном документе.

Показанные и описанные выше варианты реализации изобретения представляют собой только примеры. Таким образом, многие детали не показаны и не описаны. Несмотря на то, что множество характеристик и преимуществ данной технологии были представлены в предшествующем описании вместе с подробностями конструкций и функций по данному изобретению, указанное описание представляет собой только иллюстрацию, и в указанные подробности могут быть внесены изменения, в особенности в вопросах формы, размера и расположения частей, в пределах принципов данного изобретения, в полной мере указанных широким общим значением терминов, использованных в приложенной формуле изобретения. Таким образом, следует понимать, что варианты реализации изобретения, описанные выше, можно модифицировать в пределах объема данного изобретения.

Многочисленные примеры представлены в данном документе для улучшения понимания данного изобретения. Представлен следующий набор конкретных формулировок.

Формулировка 1: Матрица датчиков, содержащая: множество соединенных датчиков, причем по меньшей мере один из указанного множества соединенных датчиков по меньшей мере частично заключен в кожух; и погружную трубу, выходящую из указанного кожуха, указанная погружная труба способна создавать гидравлическое сообщение между по меньшей мере одним из указанного множества соединенных датчиков, по меньшей мере частично заключенным в кожух, и соответствующим каналом датчика.

Формулировка 2: Матрица датчиков по Формулировке 1, отличающаяся тем, что по меньшей мере один из указанного множества соединенных датчиков полностью заключен в кожух.

Формулировка 3: Матрица датчиков по Формулировке 1, отличающаяся тем, что указанный по меньшей мере один из указанного множества соединенных датчиков, по меньшей мере частично заключенный в кожух, имеет множество каналов детектора, и указанный кожух закрывает каждый из указанного множества каналов детектора.

Формулировка 4: Матрица датчиков по Формулировке 1, отличающаяся тем, что указанный по меньшей мере один из указанного множества соединенных датчиков, по меньшей мере частично заключенный в кожух, содержит множество каналов детектора, причем по меньшей мере один набор из указанного множества каналов детектора закрыт кожухом, и по меньшей мере один набор из указанного множества каналов детектора не закрыт кожухом.

Формулировка 5: Матрица согласно любой из предшествующих Формулировок 1-4, отличающаяся тем, что указанное множество соединенных датчиков соединены посредством электропроводного троса.

Формулировка 6: Матрица согласно любой из предшествующих Формулировок 1-5, отличающаяся тем, что указанная погружная труба находится на бобине, соединенной с указанным по меньшей мере одним из указанного множества соединенных датчиков, по меньшей мере частично заключенным в кожух.

Формулировка 7: Матрица согласно любой из предшествующих Формулировок 1-6, отличающаяся тем, что указанный по меньшей мере один из указанного множества соединенных датчиков, по меньшей мере частично заключенный в кожух, представляет собой по меньшей мере один из датчика температуры или датчика давления.

Формулировка 8: Матрица согласно любой из предшествующих Формулировок 1-7, отличающаяся тем, что второй датчик матрицы не закрыт кожухом.

Формулировка 9: Матрица согласно любой из предшествующих Формулировок 1-8, отличающаяся тем, что указанная матрица датчиков имеет по меньшей мере один датчик, закрытый кожухом, и по меньшей мере один незакрытый датчик вдоль длины указанной матрицы.

Формулировка 10: Колонна трубчатых элементов, содержащая: трубчатый элемент, имеющий центральный проточный канал для внутреннего флюида и внешнюю поверхность; канал датчика вдоль длины указанного трубчатого элемента; датчик, расположенный за пределами внешней поверхности указанного трубчатого элемента; и погружную трубу, соединяющую с возможностью сообщения указанный датчик с указанным каналом датчика, указанное соединение достаточно для обнаружения датчиком свойства внутреннего флюида в указанном центральном проточном канале посредством указанной погружной трубы.

Формулировка 11: Колонна трубчатых элементов по Формулировке 10, отличающаяся тем, что указанный датчик по меньшей мере частично заключен в кожух, причем указанная погружная труба выходит из указанного кожуха.

Формулировка 12: Колонна трубчатых элементов по Формулировке 10 или 11, дополнительно содержащая соединитель, соединяющий с возможностью сообщения погружную трубу с каналом датчика.

Формулировка 13: Колонна трубчатых элементов согласно любой из предшествующих формулировок 10-12, отличающаяся тем, что указанное соединение с возможностью сообщения погружной трубы с соединителем содержит уплотнитель.

Формулировка 14: Колонна трубчатых элементов согласно любой из предшествующих формулировок 10-13, отличающаяся тем, что указанный соединитель представляет собой трубный соединитель хомутного типа.

Формулировка 15: Колонна трубчатых элементов согласно любой из предшествующих формулировок 10-14, дополнительно содержащая муфту, соединенную с трубчатым элементом, и расположенную над каналом датчика, причем указанная муфта имеет канал муфты, соединяющий с возможностью сообщения погружную трубу с каналом датчика.

Формулировка 16: Колонна трубчатых элементов согласно любой из предшествующих формулировок 10-15, отличающаяся тем, что указанный канал муфты представляет собой отверстие в муфте, проходящее до канала датчика.

Формулировка 17: Колонна трубчатых элементов согласно любой из предшествующих формулировок 10-16, отличающаяся тем, что указанная муфта имеет гнездо для приема соединителя.

Формулировка 18: Колонна трубчатых элементов согласно любой из предшествующих формулировок 10-17, дополнительно содержащая муфту вокруг трубчатого элемента, расположенную над каналом датчика, причем указанная муфта допускает соединение с возможностью сообщения погружной трубы с каналом датчика для определения свойства внутреннего флюида в центральном проточном канале посредством погружной трубы.

Формулировка 19: Колонна трубчатых элементов согласно любой из предшествующих формулировок 10-18, отличающаяся тем, что погружная труба находится на бобине, соединенной с датчиком.

Формулировка 20: Колонна трубчатых элементов согласно любой из предшествующих формулировок 10-19, отличающаяся тем, что канал датчика представляет собой отверстие, проходящее от внешней поверхности трубчатого элемента до центрального проточного канала.

Формулировка 21: Колонна трубчатых элементов согласно любой из предшествующих формулировок 10-20, отличающаяся тем, что датчик представляет собой один из матрицы датчиков, проходящей вдоль длины колонны трубчатых элементов.

Формулировка 22: Колонна трубчатых элементов согласно любой из предшествующих формулировок 10-21, отличающаяся тем, что второй датчик матрицы датчиков определяет свойство флюида в кольцевом пространстве.

Формулировка 23: Колонна трубчатых элементов согласно любой из предшествующих формулировок 10-22, отличающаяся тем, что указанный датчик представляет собой датчик температуры или давления.

Формулировка 24: Колонна трубчатых элементов согласно любой из предшествующих формулировок 10-23, отличающаяся тем, что указанное соединение с возможностью сообщения представляет собой гидравлическое сообщение.

Формулировка 25: Способ, включающий следующие этапы: вставка матрицы датчиков в ствол скважины вдоль длины колонны трубчатых элементов, при этом погружная труба проходит по меньшей мере от одного датчика матрицы датчиков, по меньшей мере один трубчатый элемент из колонны трубчатых элементов имеет центральный проточный канал и внешнюю поверхность, указанная колонна трубчатых элементов имеет канал датчика вдоль длины указанного трубчатого элемента, погружная труба, проходящая от указанного по меньшей мере одного датчика, соединена с возможностью сообщения с указанным каналом датчика, указанное соединение достаточно для обнаружения указанным одним или большим количеством датчиков, имеющих погружную трубу, отходящую от них, свойства внутреннего флюида в указанном центральном проточном канале посредством указанной погружной трубы.

Формулировка 26: Способ по Формулировке 25, отличающийся тем, что указанный по меньшей мере один датчик указанной матрицы датчиков, имеющий погружную трубу, по меньшей мере частично заключен в кожух, причем указанная погружная труба выходит из указанного кожуха.

Формулировка 27: Способ по Формулировке 25 или 26, дополнительно включающий соединитель, соединяющий указанную погружную трубу по меньшей мере с одним каналом датчика.

Формулировка 28: Способ согласно любой из предшествующих Формулировок 25-27, дополнительно включающий соединитель, соединяющий указанную погружную трубу по меньшей мере с одним каналом датчика.

Формулировка 29: Способ согласно любой из предшествующих Формулировок 25-28, отличающийся тем, что указанный соединитель представляет собой трубный соединитель хомутного типа.

Формулировка 30: Способ согласно любой из предшествующих Формулировок 25-29, дополнительно включающий муфту, соединенную с трубчатым элементом, и расположенную над каналом датчика, причем указанная муфта имеет канал муфты, соединяющий с возможностью сообщения погружную трубу с каналом датчика.

Формулировка 31: Способ согласно любой из предшествующих Формулировок 25-30, отличающийся тем, что указанный канал муфты представляет собой отверстие в муфте, проходящее до канала датчика.

Формулировка 32: Способ согласно любой из предшествующих Формулировок 25-31, отличающийся тем, что указанная муфта имеет гнездо для приема соединителя.

Формулировка 33: Способ согласно любой из предшествующих Формулировок 25-32, дополнительно включающий муфту вокруг трубчатого элемента, расположенную над каналом датчика, причем указанная муфта допускает соединение с возможностью сообщения погружной трубы с каналом датчика для определения свойства внутреннего флюида в центральном проточном канале посредством погружной трубы.

Формулировка 34: Способ согласно любой из предшествующих Формулировок 25-33, отличающийся тем, что канал датчика представляет собой отверстие, проходящее от внешней поверхности трубчатого элемента до центрального проточного канала.

Формулировка 35: Способ согласно любой из предшествующих Формулировок 25-34, отличающийся тем, что указанный по меньшей мере один датчик матрицы датчиков соединен посредством электропроводного троса со вторым датчиком в матрице датчиков.

Формулировка 36: Способ согласно любой из предшествующих Формулировок 25-35, отличающийся тем, что второй датчик матрицы датчиков определяет свойство флюида в кольцевом пространстве.

Формулировка 37: Способ согласно любой из предшествующих Формулировок 25-36, отличающийся тем, что указанное соединение с возможностью сообщения представляет собой гидравлическое сообщение.

Формулировка 38: Способ, включающий следующие этапы: вставка муфты на трубчатый элемент в колонне трубчатых элементов; размещение указанной муфты над каналом датчика в колонне трубчатых элементов, причем указанная муфта имеет канал муфты, соединенный с возможностью сообщения с каналом датчика; соединение с возможностью сообщения погружной трубы между датчиком и каналом датчика.

Формулировка 39: Способ по Формулировке 38, дополнительно включающий соединение с возможностью сообщения погружной трубы с соединителем, причем указанный соединитель имеет герметичное соединение с погружной трубой, и соединитель обеспечивает соединение с возможностью сообщения с каналом датчика.

Формулировка 40: Способ по Формулировке 39, отличающийся тем, что указанная муфта имеет гнездо для приема соединителя, а указанный соединитель закреплен в указанном гнезде.

Формулировка 41: Способ согласно любой из предшествующих Формулировок 38-40, отличающийся тем, что датчик представляет собой один из матрицы датчиков, проходящей вдоль длины колонны трубчатых элементов, соединенной посредством электропроводного троса.

Формулировка 42: Способ согласно любой из предшествующих Формулировок 38-41, отличающийся тем, что указанное соединение с возможностью сообщения представляет собой гидравлическое сообщение.

Формулировка 43: Способ согласно любой из предшествующих Формулировок 38-42, дополнительно включающий развертывание указанной колонны трубчатых элементов и указанного датчика в стволе скважины.

Формулировка 44: Система, содержащая: колонну трубчатых элементов, развернутую в стволе скважины, причем указанная колонна трубчатых элементов имеет центральный проточный канал для прохода внутреннего флюида и внешнюю поверхность; колонну трубчатых элементов, имеющую канал датчика вдоль длины указанной колонны трубчатых элементов, проходящий от указанного центрального проточного канала до указанной внешней поверхности; матрицу датчиков, соединенных посредством троса, развернутую в стволе скважины; и по меньшей мере один датчик указанной матрицы датчиков, имеющий погружную трубу, соединяющую с возможностью сообщения указанный датчик с указанным каналом датчика, причем указанное соединение достаточно для обнаружения датчиком свойства внутреннего флюида в указанном центральном проточном канале посредством указанной погружной трубы.

Формулировка 45: Система по Формулировке 44, отличающаяся тем, что указанный по меньшей мере один датчик указанной матрицы датчиков, имеющий погружную трубу, по меньшей мере частично заключен в кожух, причем указанная погружная труба выходит из указанного кожуха.

Формулировка 46: Система по Формулировке 44 или 45, дополнительно содержащая соединитель, причем указанный соединитель соединяет с возможностью сообщения указанную погружную трубу с указанным по меньшей мере одним каналом датчика.

Формулировка 47: Система согласно любой из предшествующих Формулировок 44-46, отличающаяся тем, что указанное соединение погружной трубы с соединителем содержит уплотнитель.

Формулировка 48: Система согласно любой из предшествующих Формулировок 44-47, отличающаяся тем, что указанный соединитель представляет собой трубный соединитель хомутного типа.

Формулировка 49: Система согласно любой из предшествующих Формулировок 44-48, дополнительно содержащая муфту, соединенную с трубчатым элементом, и расположенную над каналом датчика, причем указанная муфта имеет канал муфты, соединяющий с возможностью сообщения погружную трубу с каналом датчика.

Формулировка 50: Система согласно любой из предшествующих Формулировок 44-49, отличающаяся тем, что указанная муфта имеет гнездо для приема соединителя.

1. Матрица датчиков, содержащая:

множество соединенных датчиков, причем по меньшей мере один из указанного множества соединенных датчиков по меньшей мере частично заключен в кожух; и

погружную трубу, выходящую из указанного кожуха, причем указанная погружная труба способна создавать гидравлическое сообщение между указанным по меньшей мере одним из указанного множества соединенных датчиков, по меньшей мере частично заключенным в кожух, и соответствующим каналом датчика;

указанный по меньшей мере один из указанного множества соединенных датчиков, по меньшей мере частично заключенный в кожух, имеет множество каналов детектора, причем по меньшей мере один набор из указанного множества каналов детектора закрыт кожухом, и по меньшей мере один набор из указанного множества каналов детектора не закрыт кожухом;

при этом указанное множество соединенных датчиков соединено посредством электропроводного троса; и

причем указанная погружная труба находится на бобине, соединенной с указанным по меньшей мере одним из указанного множества соединенных датчиков, по меньшей мере частично заключенным в кожух.

2. Матрица по п. 1, отличающаяся тем, что по меньшей мере один из указанного множества соединенных датчиков полностью заключен в кожух.

3. Матрица по п.1, отличающаяся тем, что указанный по меньшей мере один из указанного множества соединенных датчиков, по меньшей мере частично заключенный в кожух, имеет множество каналов детектора, и указанный кожух закрывает каждый из указанного множества каналов детектора.

4. Матрица по п.1, отличающаяся тем, что указанный по меньшей мере один из указанного множества соединенных датчиков, по меньшей мере частично заключенный в кожух, представляет собой по меньшей мере один из датчика температуры или датчика давления;

при этом второй датчик матрицы не закрыт кожухом;

а указанная матрица датчиков имеет по меньшей мере один датчик, закрытый кожухом, и по меньшей мере один незакрытый датчик вдоль длины указанной матрицы.

5. Колонна трубчатых элементов, содержащая:

трубчатый элемент, имеющий центральный проточный канал для внутреннего флюида и внешнюю поверхность;

канал датчика вдоль длины указанного трубчатого элемента;

датчик, расположенный за пределами внешней поверхности указанного трубчатого элемента; и

погружную трубу, соединяющую с возможностью сообщения указанный датчик с указанным каналом датчика, при этом указанное соединение достаточно для обнаружения датчиком свойства внутреннего флюида в указанном центральном проточном канале посредством указанной погружной трубы;

соединитель, соединяющий с возможностью сообщения погружную трубу с каналом датчика, при этом указанный соединитель содержит уплотнитель, причем соединитель представляет собой трубный соединитель хомутного типа, и

муфту, соединенную с трубчатым элементом, и расположенную над каналом датчика, причем указанная муфта имеет канал муфты, соединяющий с возможностью сообщения погружную трубу с каналом датчика, при этом указанный канал муфты представляет собой отверстие в муфте, проходящее до канала датчика, причем указанная муфта имеет гнездо для приема соединителя, при этом указанная муфта допускает соединение с возможностью сообщения погружной трубы с каналом датчика для определения свойства внутреннего флюида в центральном проточном канале посредством погружной трубы;

причем погружная труба находится на бобине, соединенной с датчиком;

при этом канал датчика представляет собой отверстие, проходящее от внешней поверхности трубчатого элемента до центрального проточного канала;

причем указанный датчик представляет собой датчик температуры или давления;

при этом соединение с возможностью сообщения представляет собой гидравлическую связь.

6. Колонна по п. 6, отличающаяся тем, что указанный датчик по меньшей мере частично заключен в кожух, причем указанная погружная труба выходит из указанного кожуха.

7. Колонна по п. 6, отличающаяся тем, что датчик представляет собой один из датчиков матрицы датчиков, проходящей вдоль длины колонны трубчатых элементов;

при этом второй датчик матрицы датчиков определяет свойство флюида в кольцевом пространстве.

8. Способ измерения свойств флюида в скважине, включающий следующие этапы:

вставка матрицы датчиков по пп. 1-5 в ствол скважины вдоль длины колонны трубчатых элементов, при этом погружная труба отходит по меньшей мере от одного датчика матрицы датчиков, по меньшей мере один трубчатый элемент из колонны трубчатых элементов имеет центральный проточный канал и внешнюю поверхность, указанная колонна трубчатых элементов имеет канал датчика вдоль длины указанного трубчатого элемента;

соединение с возможностью сообщения погружной трубы, проходящей от указанного по меньшей мере одного датчика, с указанным каналом датчика, при этом указанное соединение достаточно для обнаружения указанным одним или большим количеством датчиков, имеющих погружную трубу, отходящую от них, свойства внутреннего флюида в указанном центральном проточном канале посредством указанной погружной трубы.