Скважинный беспроводной датчик для передачи данных через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну в реальном времени

009357 Область техники, к которой относится изобретение Данное изобретение относится к системам связи и телеметрии нефтяных месторождений. В частности, изобретение относится к акустической беспроводной системе связи через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну. Уровень техники При разработке новых способов бурения, комплектации, добычи, улучшения состава углеводородов и управления месторождением необходимы улучшения технологии относительно мониторинга температуры, давления и потока, а также управления скважинными устройствами. Системы разработки месторождения необходимо непрерывно контролировать для обеспечения максимальной добычи. Например,при использовании систем добычи с гравийным фильтром со временем забивается перфорация, так что не поддерживаются оптимальные скорости потока. Поэтому для возобновления добычи скважины обычно вытягивали всю длину эксплуатационной колонны из обсадной трубы для очистки засоренной перфорации колонны или замены перфорированной секции колонны, с последующей установкой эксплуатационной колонны внутрь обсадной трубы. Эта операция является трудоемкой, требующей много времени,и дорогой. Таким образом, для обеспечения более эффективной добычи и предотвращения засорения или блокирования были разработаны скважинные системы мониторинга и управления. Аналогичные проблемы возникают при оптимизации механизированной добычи, мониторинге давления пласта и т.д. В некоторых системах поверхностные контроллеры соединены проводами со скважинными датчиками, которые передают информацию на поверхность. Например, для обеспечения данных о давлении,температуре, потоке, гамма-лучах и импульсах нейтронов используют проводные производственные каротажные инструменты с использованием проводного поверхностного блока. Данные обрабатываются с помощью оборудования компьютера на поверхности, а затем сигналы управления передаются обратно по тому же проводу или по альтернативному проводу для управления рабочей конфигурацией скважинной системы. В других скважинных системах управления используют дистанционную компьютерную систему управления, содержащую микропроцессорные контроллеры, электромеханические управляющие устройства и датчики. Микропроцессорные контроллеры передают сигналы управления лишь после включения за счет приема сигнала включения из наружного источника, такого как передатчик на поверхности. Скважинные управляющие системы сопрягаются с поверхностными управляющими системами с помощью как беспроводных, так и проводных средств передачи. Беспроводные акустические сигналы передаются вниз по колонне насосно-компрессорных труб, таких как добывающая труба или гибкиеHKT. Акустическая передача осуществляется также через обсадную колонну, электрическую линию,трос для работы в скважине и подземную почву вокруг скважины, флюид в колонне и в заколонном пространстве. Акустические передатчики и приемники хорошо известны. Акустические скважинные системы управления требуют прочного механического соединения между преобразователем и средой передачи. Таким образом, акустические скважинные системы управления устанавливаются надолго в скважинное устройство для обеспечения хорошей связи между акустическим передатчиком и акустической передающей средой. Известная из уровня техники система для мониторинга пласта, окружающего ствол эксплуатационной скважины, включает датчик оценки пласта, постоянно расположенный в стволе добывающей скважины, имеющей по меньшей мере два ствола скважины, при этом по меньшей мере один из стволов является стволом ответвления, при этом датчик измеряет параметр пласта, который обычно не присутствует в скважине. Автоматическое управление инициируется в скважине без первоначального сигнала управления с поверхности или из любого другого внешнего источника. Система имеет скважинные датчики, скважинные электромеханические устройства и скважинные компьютерные управляющие электронные устройства, при этом управляющие электронные устройства автоматически управляют электромеханическими устройствами на основе входного сигнала от скважинных датчиков. Система имеет датчики, которые осуществляют мониторинг различных параметров действительного состояния в скважине, таких как давление, температура, поток, приток газа и т.д. Система также предварительно программируется для определения, находятся ли параметры действительного состояния внутри допустимого или оптимального диапазона. Когда текущие параметры состояния выходят за допустимый или оптимальный диапазон, то система в соответствии с программой приводит в действие выдвижную гильзу, запирающее устройство, клапан, переменный фонтанный штуцер, пенетратор, клапан перфорации или газлифтовый инструмент. Система имеет дистанционный источник электропитания и работает независимо от управления с поверхности. Таким образом, единственным путем изменения рабочих параметров системы является вытягивание всего эксплуатационного устройства, завершающей системы или бурильного устройства с включенной системой управления из скважины, изменение конфигурации управляющей системы с последующим введением всего устройства обратно в скважину. Постоянные скважинные системы можно подвергать модификации, изменению конфигурации или техническому обслуживанию посредством вытягивания всего скважинного устройства из скважины. Как указывалось выше, вытягивание всей длины эксплуатационной колонны из обсадной трубы для технического обслуживания и повторная установка скважинной управляющей системы требует затрат труда,-1 009357 времени и средств. Кроме того, после установки постоянной скважинной управляющей системы в скважину, управляющая система является фиксированной и работает лишь из одного местоположения в течение всего времени нахождения эксплуатационной системы в скважине. В некоторых применениях желательно, чтобы управляющая система работала в различных местах и в течение более коротких периодов времени по сравнению со сроком службы всей эксплуатационной системы. Сущность изобретения Согласно первому аспекту данного изобретения предлагается работающая через насоснокомпрессорную колонну система, в которой используются электронные устройства, датчики и акустические генераторы для получения данных о добыче и пласте для передачи через колонну на поверхность. Согласно другому аспекту изобретения предлагается контрольно-измерительное устройство (датчик) для передачи акустических сигналов через трубу к приемнику, при этом контрольно-измерительное устройство (датчик) имеет генератор акустических волн; устройство сопряжения, механически соединенное с генератором акустических волн, при этом устройство сопряжения выполнено с возможностью соединения и рассоединения с трубой, при этом устройство сопряжения задает акустический путь передачи между генератором акустических волн и трубой при сопряжении с трубой; и контроллер сигналов,связанный с генератором акустических волн, при этом датчик выполнен с возможностью введения во внутренний диаметр трубы. Согласно другому аспекту изобретения предлагается поверхностная система, имеющая трубу; блок диспетчерского управления и сбора данных, акустически соединенный с трубой; и датчик, введенный в трубу, при этом датчик имеет генератор акустических волн; устройство сопряжения, механически соединенное с генератором акустических волн, при этом устройство сопряжения выполнено с возможностью соединения и рассоединения с трубой, при этом устройство сопряжения задает акустический путь передачи между генератором акустических волн и трубой при сопряжении с трубой; и контроллер сигналов,связанный с генератором акустических волн. Согласно другому аспекту изобретения предлагается способ передачи информации в скважине из местоположения внизу скважины на поверхность, при этом способ включает этапы введения скважинного датчика в трубу внутри скважины, при этом скважинный датчик содержит генератор акустических волн; установки скважинного датчика в трубе и передачи акустического сигнала между скважинным датчиком и трубой. Цели, признаки и преимущества данного изобретения следуют для специалистов в данной области техники из приведенного ниже описания предпочтительных вариантов выполнения. Краткое описание чертежей Для лучшего понимания данного изобретения ниже приводится описание не имеющих ограничительного характера вариантов выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых подобные части обозначены одинаковыми позициями и на которых изображено фиг. 1 - разрез скважины с установленной в ней беспроводной элементарной системой; фиг. 2 - вид в перспективе с пространственным разделением деталей скважинного датчика, в котором гильза отсоединена от основного корпуса; фиг. 3 - продольный разрез скважинного датчика с установленной на основном корпусе гильзой,причем обозначены три секции: верхняя секция, средняя секция и нижняя секция; фиг. 4 - продольный разрез верхней секции скважинного датчика, показанного на фиг. 3, в увеличенном масштабе; фиг. 5 - продольный разрез средней секции скважинного датчика, показанного на фиг. 3, в увеличенном масштабе; фиг. 6 - продольный разрез нижней секции скважинного датчика, показанного на фиг. 3, в увеличенном масштабе. Следует отметить, что прилагаемые чертежи лишь иллюстрируют типичные варианты выполнения данного изобретения и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие его объем, поскольку изобретение допускает другие одинаково эффективные варианты выполнения. Подробное описание изобретения На фиг. 1 показан продольный разрез скважины для добычи минерального топлива. Беспроводная скважинная система измерения и передачи цифровых данных (беспроводная телеметрическая система 10) согласно данному изобретению передает данные по эксплуатационной трубе 6 с использованием волн напряжения сжатия для передачи цифровых данных из скважины 1 на поверхность 9. Система состоит из беспроводной передающей аппаратуры, включающей акустический генератор, микропроцессорную систему для получения и обработки данных, а также управления электропитанием, датчики давления и температуры, блок батарей и поверхностный блок 7 приемника/передатчика для получения и обработки данных на поверхности. Описание базовой системы, поверхностного модуля и осуществления связи раскрыто в патентной заявке 10/381 766, полное содержание которой включается в данное описание. Поверхностный блок 7 приемника/передатчика может работать с использованием программного обеспечения диспетчерского управления и сбора данных (SCADA). Акустические волны проходят по-2 009357 эксплуатационной трубе 6 к поверхности 9 в режиме сжатия с минимизацией потерь, связанных с гидромуфтами и трубной резьбой. Данные обнаруживают на поверхности 9 с использованием акселерометров или гидрофонов. Данные обрабатывают с использованием поверхностного блока обработки данных. Затем информацию отображают и хранят в персональном компьютере 8, сопряженном с поверхностной системой. В частности, скважина 1 проходит ниже земной поверхности 9. В скважине 1 установлена обсадная труба 2, проходящая от поверхности 9 вниз в скважину 1. К обсадной трубе 1 над поверхностью 9 прикреплено устье 3 скважины. Устье 3 скважины оборудовано обычным образом противовыбросовым устройством 4. Выкидная линия 5 проходит от устья 3 скважины для отвода добываемых флюидов от скважины. Эксплуатационная труба 6 проходит от устья 3 скважины вниз через обсадную трубу 2 в самую нижнюю часть скважины 1. Беспроводная телеметрическая система 10 согласно данному изобретению показана установленной в скважине 1. В частности, блок 7 приемника/передатчика прикреплен к устью 3 скважины для приема акустических сигналов через устье скважины. Блок 7 приемника/передатчика соединен с компьютером 8 через любые средства передачи. Например, эти устройства могут быть соединены с помощью кабелей,проводов, инфракрасной, светодиодной, микроволновой, акустической или любой другой среды передачи. Беспроводная телеметрическая система 10 содержит также скважинный датчик 20, который установлен во внутреннем диаметре эксплуатационной трубы 6. Связь между скважинным датчиком 20 и блоком 7 приемника/передатчика может осуществляться с помощью любого беспроводного способа передачи, включая акустические волны, акустические волны напряжения, оптическую, электрооптическую,электрическую, электромеханическую силу, электромагнитную силу (EMF), их любые комбинации или любую другую среду передачи. Беспроводная передача данных может быть односторонней или двунаправленной. Когда для передачи сигналов связи используются акустические телеметрические устройства, то используются частоты вибраций, на которые не оказывают влияния шум насосов или другой шум в системе. В одном варианте выполнения изобретения используются пьезопластины для генерирования акустического сигнала. Блок 7 приемника/передатчика может содержать также приемопередатчик, который принимает акустические сигналы, передаваемые из скважинного датчика 20 наверх через эксплуатационную трубу 6. Приемопередатчик может включать как приемник данных, так и передатчик данных, которые могут быть любого типа, известного для специалистов в области передачи данных. В зависимости от глубины скважины 1 между скважинным датчиком 20 и блоком 7 приемника/передатчика может быть расположен один или несколько ретрансляторов (не изображены) с различными интервалами. В одном варианте выполнения изобретения акустический скважинный датчик 20 имеет дальность передачи 8500 футов (2600 м) без ретранслятора при скорости передачи 7 бит в секунду. Беспроводную телеметрическую систему 10 можно использовать для мониторинга давлений и температур в добывающей скважине с использованием беспроводной связи. Система может также обеспечивать надежную передачу цифровых данных из скважины на поверхность с использованием эксплуатационной трубы 6 в качестве среды передачи данных. Кроме того, систему можно устанавливать с относительно низкими затратами, поскольку исключается необходимость вытягивания колонны из скважины,например инструмент можно опускать в скважину внутри трубы. Система обеспечивает также связь в реальном времени, что позволяет оператору сохранять полный контроль добычи углеводородов с помощью мониторинга данных внутри скважины. В зависимости от варианта выполнения изобретения инструмент можно извлекать из скважины с использованием троса, каната или гибкой трубы. В системе, согласно изобретению, не требуются кабели, зажимы, проходные соединения и пенетраторы устья скважины. На фиг. 2 показан в изометрической проекции скважинный датчик 20 с гильзой 21, снятой с основного корпуса 22. Основной корпус 22 содержит чувствительные элементы, электронное оборудование и генераторы акустических сигналов. Он содержит также различные компоненты для установки скважинного датчика 20 в эксплуатационной трубе б, так что акустический сигнал может передаваться из скважинного датчика 20 в эксплуатационную трубу 6. Гильза 21 установлена с возможностью скольжения снаружи основного корпуса 22 и соединена с помощью срезных штифтов 38, 39, 58, 59. Срезные штифты 58 входят в прорези 25, срезные штифты 59 входят в прорези 26, срезные штифты 38 входят в прорези 27, а срезные штифты 39 входят в прорези 28, как будет более подробно описано ниже. Основной корпус 22 имеет два комплекта клиновых плашек, а именно верхние клиновые плашки 36 и нижние клиновые плашки 56. Когда гильза 21 установлена на основной корпус 22, то верхние и нижние клиновые плашки 36 и 56 открыты через верхнее и нижнее окна 23 и 24, соответственно. На фиг. 3 показан продольный разрез скважинного датчика 20 с установленной на основной корпус 22 гильзой 21. Описание скважинного датчика 20 приводится ниже применительно к трем секциям,включая верхнюю секцию 30, среднюю секцию 40 и нижнюю секцию 50. На фиг. 4 показан в увеличенном масштабе продольный разрез верхней секции 30 скважинного датчика 20. Верхняя секция 30 имеет верхний переводник 31, к которому крепятся многие компоненты. К-3 009357 верхнему концу верхнего переводника 31 прикреплена ловильная шейка 32. Ниже ловильной шейки 32 к верхнему переводнику 31 прикреплен верхний конус 35. Блокирующая конус гайка 34 навинчена на верхний переводник 31 непосредственно под верхним конусом 35. Верхняя концевая крышка 33 прикреплена с возможностью скольжения к верхнему переводнику 31 между блокирующей конус гайкой 34 и ловильной шейкой 32. Верхний переводник 31 является достаточно длинным для обеспечения скольжения верхней концевой крышки 33 в осевом направлении между ловильной шейкой 32 и блокирующей конус гайкой 34. Гильза 21 прикреплена к верхней концевой крышке 33. Верхние клиновые плашки 36 установлены в верхнем соединительном кольце 37, при этом верхнее соединительное кольцо 37 установлено с возможностью скольжения на верхнем переводнике 31. Как показано на фиг. 2, срезные штифты 38 входят в прорези 27 для соединения верхнего соединительного кольца 37 с гильзой 21. Как показано на фиг. 4, когда гильза 21 соединена с основным корпусом 22, верхние клиновые плашки 36 открыты через верхние окна 23 в гильзе 21. На фиг. 5 показан в увеличенном масштабе продольный разрез средней секции 40 скважинного датчика 20. Нижняя часть верхнего переводника 31 проходит в верхнюю часть средней секции 40, а верхняя часть нижнего переводника 51 проходит в нижнюю часть средней секции 40. Верхний переводник 31 и нижний переводник 51 структурно соединены друг с другом с помощью распорной трубы 41. Распорная труба 41 сопряжена как с верхним переводником 31, так и нижним переводником 51 для передач сил сжатия между переводниками. В частности, концы распорной трубы 41 имеют коническую форму, так что распорная труба 41 длиннее на внутреннем диаметре, чем на наружном диаметре. Конические концы распорной трубы 41 сопрягаются с выступами 45 и 46 в верхнем переводнике 31 и нижнем переводнике 51, соответственно. Выступы 45 и 46 наклонены в направлении распорной трубы 41, так что когда распорная труба 41 сжимается между верхним переводником 31 и нижним переводником 51, то концы распорной трубы 41 удерживаются выступами 45 и 46. Гильза 21 показана установленной концентрично вокруг наружной стороны других компонентов. Пьезоэлектрический кристалл 42 расположен внутри распорной трубы 41 в прямом контакте с нижней поверхностью верхнего переводника 31. Запорная втулка 43 упирается в нижний конец пьезоэлектрического кристалла 42 и фиксируется или ввинчивается в распорную трубу 41. Таким образом, пьезоэлектрический кристалл 42 надежно сжимается между верхним переводником 31 и запорной втулкой 43. Поскольку пьезоэлектрический кристалл 42 сжат между верхним переводником 31 и запорной втулкой 43, то акустические сигналы из пьезоэлектрического кристалла 42 эффективно передаются в верхний переводник 31 и распорную трубу 41. Уплотнения 44 расположены между верхним переводником 31 и распорной трубой 41. Аналогичным образом, уплотнения 44 расположены между нижним переводником 51 и распорной трубой 41, так что внутреннее пространство распорной трубы 41 изолировано от флюидов пласта. Нижнее соединительное кольцо 57 расположено концентрично вокруг нижнего переводника 51. Нижний переводник 51 имеет два выступа для вхождения в зацепление с нижним соединительным кольцом 57. Нижнее соединительное кольцо 57 имеет фланец, который проходит радиально внутрь для вхождения в зацепление с выступом нижнего переводника 51, так что верхний конец нижнего соединительного кольца 57 входит в зацепление с одним из выступов на нижнем переводнике 51, а фланец входит в зацепление с другим выступом нижнего переводника 51. Выступы на нижнем переводнике 51 ограничивают перемещение нижнего соединительного кольца 57 в осевом направлении вверх. На фиг. 6 показан в увеличенном масштабе продольный разрез нижней секции 50 скважинного датчика 20. Нижние клиновые плашки 56 удерживаются в нижнем соединительном кольце 57 на противоположных сторонах нижнего переводника 51. Нижний конус 55 расположен концентрично вокруг нижнего переводника 51 под нижним соединительным кольцом 57 и нижними клиновыми плашками 56. Как показано на фиг. 2, нижние клиновые плашки 56 открыты гильзой 21 через нижние окна 24. Кроме того,срезные штифты проходят от нижнего конуса 55 через прорези 25 для соединения нижнего конуса 55 с гильзой 21. Срезные штифты 59 проходят из нижнего соединительного кольца 57 через прорези 26 для соединения нижнего соединительного кольца 57 с гильзой 21. Как показано на фиг. 6, нижняя секция 50 включает также пружинную обойму 52, которая расположена под нижним конусом 55. Храповое кольцо 53 расположено концентрично в наружном углублении пружинной обоймы 52. Храповая пружина 53 напряжена для прохождения радиально наружу от пружинной обоймы 52. Кроме того, храповая пружина 53 имеет зубцы на своей наружной поверхности для вхождения в зацепление с зубцами на внутренней поверхности гильзы 21. Когда гильза 21 перемещается в радиальном направлении вверх относительно пружинной обоймы 52, храповая пружина 53 перепрыгивает зубцы на гильзе 21. Однако храповая пружина 53 входит в зацепление с зубцами для предотвращения перемещения гильзы 21 в радиальном направлении вниз относительно пружинной обоймы 52. Нижняя секция 50 имеет также электронный модуль 54, который расположен под пружинной обоймой 52. Переходной инструмент 60 прикреплен к дну электронного модуля 54. Нижний переводник 51 имеет полое отверстие 61, которое проходит вдоль всей продольной оси. Полое отверстие 61 обеспечивает прохождение электрических проводников через нижний переводник 51 от электронного модуля 54 и-4 009357 переходного инструмента 60 вверх к пьезоэлектрическому кристаллу 42. Таким образом, управляющие сигналы из электронного модуля 54 передаются к пьезоэлектрическому кристаллу 42 через нижний переводник 51. Переходной инструмент 60 также содержит батареи, преобразователь и модуль сбора данных. В альтернативных вариантах выполнения электронный модуль 54 может быть расположен в отдельном от клиновой части корпусе. Электронный модуль 54 состоит из микропроцессорной схемы, аналого-цифрового преобразователя и возбудителя акустического генератора. Скважинный датчик 20 опускается в эксплуатационную трубу 6 на установочном инструменте (не изображен), таком как установочный инструмент Е 4 или гидравлический установочный инструмент. В положении опускания верхний переводник 31 проходит от верхней концевой крышки 33, и верхние клиновые плашки 36 и нижние клиновые плашки 56 удерживаются внутри окон 23 и 24 гильзы 21. Когда скважинный датчик 20 достигает желаемого положения внутри эксплуатационной трубы 6, то оператор устанавливает скважинный датчик 20 посредством манипулирования установочным инструментом (не изображен). Установочный инструмент толкает вниз ловильную шейку 32 и вытягивает вверх верхнюю концевую крышку 33, так что нижний переводник 31, распорная труба 41, нижний переводник 51 перемещаются вниз относительно гильзы 21. Это относительное перемещение вызывает перемещение верхних клиновых плашек 36 вверх по верхнему конусу 35, а нижних клиновых плашек 56 - по нижнему конусу 55. За счет этого клиновые плашки 36 и 56 толкаются радиально наружу конусами 35 и 55 для введения в соприкосновение клиновых плашек 36 и 56 с внутренним диаметром эксплуатационной трубы 6. Длина прорезей 25, 26, 27 и 28 точно задана для обеспечения вхождения в соприкосновение верхних и нижних клиновых плашек 36 и 56 с эксплуатационной трубой 6 при сжатии верхнего и нижнего переводников 31 и 51. В частности, прорези 28 и 26 имеют достаточную длину для обеспечения свободного перемещения гильзы 21 в продольном направлении для установки клиновых плашек. Таким образом, срезные штифты 39 и 59 выступают в прорези 28 и 26 для ограничения поворотного движения гильзы 21, но не ограничивают осевого перемещения. Прорези 27 короче прорезей 25, так что верхние клиновые плашки 36 устанавливаются перед нижними клиновыми плашками 56. В частности, при перемещении гильзы 21 вверх относительно основного корпуса 22 срезные штифты 38 входят первыми в зацепление с прорезями 27 для подъема верхнего соединительного кольца 37. После того, как верхние клиновые плашки начнут радиально расширяться поверх верхнего конуса 35, срезные штифты 58 входят в прорези 25 для подъема нижнего конуса 55 и установки нижних клиновых плашек 56. Кроме того, когда нижний конус 55 скользит вверх относительно нижнего соединительного кольца 57 и нижних клиновых плашек 56, то нижний конус 55 прикладывает направленную вверх силу к нижнему переводнику 31 через нижнее соединительное кольцо 57. Как указывалось выше, нижнее соединительное кольцо 57 входит в зацепление с выступами на нижнем переводнике 51. Эта направленная вверх сила дополнительно сжимает распорную трубу 41 между верхним и нижним переводниками 31 и 51 для обеспечения эффективного прохождения акустических волн, генерированных пьезоэлектрическим кристаллом 42, через переводники 31 и 51 к клиновым плашкам 36 и 56 и в эксплуатационную трубу 6. Скважинный датчик 20 заблокирован в установочной конфигурации с помощью храповой пружины 53. При перемещении гильзы 21 вверх относительно пружинной обоймы 52 храповая пружина 53 перескакивает через зубцы на внутренней стороне гильзы 21. Таким образом, когда скважинный датчик 20 полностью установлен в эксплуатационной трубе 6, то храповая пружина 53 входит в зацепление с зубцами на внутренней стороне гильзы 21 для удерживания скважинного датчика 20 в установочной конфигурации. В скважинном датчике 20 можно также использовать два комплекта клиновых плашек для нескольких функций. Они используются для удерживания инструмента на месте посредством крепления инструмента в эксплуатационной трубе 6. Верхние клиновые плашки 36 предотвращают перемещение датчика вниз, в то время как нижние клиновые плашки предотвращают перемещение датчика вверх. Второй функцией клиновых плашек является ввод акустических сигналов из инструмента в эксплуатационную трубу 6. Клиновые плашки прикладывают значительную силу к датчику для удерживания датчика на месте. В одном варианте выполнения изобретения сила создается с помощью пружин, расположенных внутри датчика, которые сжимаются, когда установочный инструмент вытягивает верхнюю концевую крышку 33 из датчика при одновременном толкании ловильной шейки 32. Установочные винты, расположенные в гильзе, сдвигаются установочными силами, обеспечивая освобождение клиновых плашек из инструмента. В альтернативном варианте выполнения изобретения используется единственный комплект верхних клиновых плашек без нижних клиновых плашек или единственный комплект нижних клиновых плашек без верхних клиновых плашек. В некоторых вариантах выполнения изобретения наружный диаметр скважинного датчика 20 значительно меньше внутреннего диаметра эксплуатационной трубы 6 для обеспечения прохождения добываемых флюидов через эксплуатационную трубу 6 даже при установленном скважинном датчике 20. При размере эксплуатационной трубы между 2 и 7/8 дюйма и 3 и 1/2 дюйма наружный диаметр скважинного датчика 20 может быть около 2,08 дюйма. В одном варианте выполнения датчик имеет длину около 12 футов (3,66 м).-5 009357 Скважинный датчик 20 может содержать также чувствительные элементы 29. Как показано на фиг. 5, чувствительные элементы 29 могут быть расположены в нижнем соединительном кольце 57. В качестве альтернативного решения, чувствительные элементы 29 могут быть расположены в заданных местах в скважине 1. Например, чувствительные элементы 29 могут быть встроены в эксплуатационную трубу 6 или могут быть соединены со скважинным датчиком 20 тросами. Кроме того, несколько беспроводных инструментов, чувствительных элементов и датчиков могут быть расположены в эксплуатационной трубе 6, управление которыми может осуществлять скважинный датчик 20. Скважинный датчик 20 может осуществлять связь с этими устройствами с помощью различных известных технологий передачи данных. В частности, каждый инструмент, чувствительный элемент и датчик могут иметь уникальный адрес для связи через единственный канал или с помощью широкополосной передачи. Кроме того, можно использовать передачу данных типа ведущий-подчиненный для связи с отдельными адресуемыми инструментами, чувствительными элементами и датчиками. В качестве альтернативного решения, можно использовать различные частоты передачи данных для связи с отдельными инструментами, чувствительными элементами и датчиками по схеме циркулярной передачи. Инструменты, чувствительные элементы и датчики можно использовать для мониторинга физических характеристик скважины 1, окружающего пласта и флюидов, проходящих через эксплуатационную трубу 6. Физические характеристики включают температуру, давление и скорости потока. Чувствительные элементы могут содержать волоконно-оптические чувствительные элементы, которые осуществляют мониторинг нефти, воды или газа. Можно использовать также альтернативные чувствительные элементы для мониторинга химической, механической, электрической или тепловой энергии. Кроме того, чувствительные элементы могут также осуществлять мониторинг давления, температуры, потока флюидов, типа флюидов, удельного сопротивления, межскважинных акустических данных, межскважинных сейсмических данных, глубины перфорации, характеристик флюидов, каротажных данных и вибрации. Сами чувствительные элементы могут быть магниторезистивными чувствительными элементами, пьезоэлектрическими чувствительными элементами, кварцевыми чувствительными элементами, волоконнооптическими чувствительными элементами, чувствительными элементами, изготовленными из кремния на сапфире, или любыми другими известными чувствительными элементами. Можно использовать сапфировый датчик давления. Можно использовать датчики давления, способные осуществлять мониторинг давления между 0 и 15000 фунт-сила/квадратный дюйм с разрешением датчика давления 1,2 фунтсила/квадратный дюйм для датчика для давления 5000 фунт-сила/квадратный дюйм (в качестве альтернативного решения, с разрешением 0,3 фунт-сила/квадратный дюйм). Для датчиков температуры в инструмент может быть встроена компенсация температуры. Электронный модуль 54 может содержать инструмент регистрации данных, который получает данные из чувствительных элементов и датчиков. Он может содержать также энергозависимую или энергонезависимую память, в которой хранятся данные, собираемые из чувствительных элементов или датчиков, или же обработанные данные, подлежащие передаче. Память можно использовать также в качестве буфера для данных протоколов передачи. В одном варианте выполнения изобретения предусмотрена оперативная память емкостью 500 килобайт. Один вариант выполнения изобретения обеспечивает возможности установки и извлечения через трубу с уменьшением стоимости монтажа с использованием скважинного датчика для механической связи с эксплуатационной трубой. В одном варианте выполнения изобретения используется технология широкополосной передачи, которая не чувствительна к акустическому полному сопротивлению колонны,т.е. система работает правильно в большинстве условий в скважине без необходимости настройки передающей системы. Передающая система не чувствительна к шуму насосов. В одном варианте выполнения скважинного датчика согласно изобретению используются экстремально маломощные электронные устройства, потребляющие электрический ток менее 100 мкА в период ждущего режима. Это увеличивает срок службы батарей до 3 лет при емкости блока батарей 30 Ач. Можно использовать высокоэффективную технику генерирования акустической энергии, которая увеличивает срок службы блока батарей до 3 лет при передаче каждые2 мин. В частности, можно использовать высокоэффективное кодирование связи для уменьшения количества бит, передаваемых на поверхность из скважины, с целью минимизации расхода энергии батарей. Можно использовать также высокую скорость передачи данных для обеспечения обновления данных каждые 4 с. В блоке батарей можно использовать твердотельную литиевую технологию, которая является безопасной в обращении. Описание блока батарей раскрыто в патентной заявке 10/381 766, полное содержание которой включается в данное описание в качестве ссылки. В некоторых вариантах выполнения изобретения все компоненты, включая электрические компоненты, способны работать при температурах между - 20 и 125 С. Эти варианты выполнения изобретения способны также выдерживать внешние давления 10000 фунт-сила/квадратный дюйм. Скважинный датчик может работать в скважине, передавая данные в течение 3 лет, с единственным блоком батарей. Скважинный датчик можно извлекать из скважины посредством отпускания клиновых плашек от трубы. Ловильную шейку, расположенную наверху скважинного датчика, можно защелкивать на извлекающем инструменте на тросе, канате или электрическом кабеле, что позволяет поверхностному блоку-6 009357 вытягивать инструмент. Клиновые плашки освобождаются, когда разрушаются срезные винты, расположенные на нижней секции инструмента. Скважинный датчик, согласно изобретению, был установлен в трубе диаметром 2 и 7/8 дюйма в положении 500 футов ниже поверхности. После установки скважинного датчика в насосно-компрессорной колонне скважинный датчик осуществлял мониторинг температуры и давления и акустически передавал результаты на поверхность через насосно-компрессорную колонну. Датчик обновлял данные температуры и давления каждые 30 с в течение около 48 мин. В системе использовалась программа для персонального компьютера XP-IO (версия 85556 ТА 250) в пакете с XP-IO (версия 75099 ТН 100). Использовалась поверхностная система и персональный компьютер для получения и обработки данных, принимаемых из скважинного инструмента. Во время всего испытания скважинный датчик передавал температуру 86,6F.B течение первых 14 мин и последних 28 мин скважинный датчик передавал давление 124,55 фунтсила/квадратный дюйм. Между четырнадцатой и двадцать восьмой минутами скважинный датчик передавал давление 123,45 фунт-сила/квадратный дюйм. Хотя изобретение было показано и подробно описано на чертежах и в предшествующем описании,это необходимо рассматривать в качестве иллюстрации, не имеющей ограничительного характера, при этом следует понимать, что показан и описан лишь предпочтительный вариант выполнения изобретения,и что в объем защиты входят все изменения и модификации, соответствующие концепции изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Контрольно-измерительное устройство для передачи акустических сигналов через трубу к приемнику, при этом контрольно-измерительное устройство содержит генератор акустических волн; устройство сопряжения, механически соединенное с генератором акустических волн, причем устройство сопряжения выполнено с возможностью соединения и расцепления с трубой, так что задает акустический путь передачи между генератором акустических волн и трубой при вхождении в зацепление с трубой; и контроллер сигналов, связанный с генератором акустических волн, при этом контрольноизмерительное устройство выполнено с возможностью введения во внутренний диаметр трубы посредством клиновых плашек для контактирования с внутренним диаметром эксплутационной трубы. 2. Устройство по п.1, в котором генератор акустических волн содержит пьезоэлектрический кристалл. 3. Устройство по п.1, в котором генератор акустических волн содержит пьезопластину. 4. Устройство по п.1, в котором генератор акустических волн содержит магниторезистивный материал. 5. Устройство по любому из пп.1-4, в котором устройство сопряжения содержит клиновую плашку,содержащую поверхность для контактирования с эксплуатационной трубой и клин, содержащий коническую поверхность, находящуюся в контакте с возможностью скольжения с клиновой плашкой, за счет чего клин принудительно приводит клиновую плашку в соприкосновение с эксплуатационной трубой при скольжении клина относительно клиновой плашки. 6. Устройство по любому из пп.1-5, в котором устройство сопряжения содержит переводник, проходящий вдоль продольной центральной оси контрольно-измерительного устройства; конус, прикрепленный концентрично к переводнику; соединительное кольцо, установленное с возможностью скольжения на переводнике; и по меньшей мере одну клиновую плашку, установленную в прорези соединительного кольца,при этом относительное перемещение конуса и соединительного кольца вызывает толкание конусом по меньшей мере одной клиновой плашки в радиальном направлении наружу. 7. Устройство по любому из пп.1-5, в котором устройство сопряжения содержит первый комплект клиновых плашек, расположенных на одном конце генератора акустических волн; второй комплект клиновых плашек, расположенных на противоположном конце генератора акустических волн; и установочный механизм, механически соединенный с первым и вторым комплектами клиновых плашек, при этом установочный механизм акустически сопрягает генератор акустических волн с первым и вторым комплектами клиновых плашек, когда установочный механизм устанавливает клиновые плашки. 8. Устройство по любому из пп.1-5, в котором устройство сопряжения содержит верхний переводник, проходящий вдоль продольной центральной оси контрольно-измерительного устройства; верхний конус, прикрепленный концентрично к верхнему переводнику; верхнее соединительное кольцо, установленное с возможностью скольжения на верхнем переводнике;-7 009357 по меньшей мере одну верхнюю клиновую плашку, установленную в прорези верхнего соединительного кольца; нижний переводник, проходящий вдоль продольной центральной оси контрольно-измерительного устройства; нижний конус, прикрепленный концентрично к нижнему переводнику; нижнее соединительное кольцо, установленное с возможностью скольжения на нижнем переводнике; по меньшей мере одну нижнюю клиновую плашку, установленную в прорези нижнего соединительного кольца; наружную гильзу с механическим соединением с нижним конусом,при этом относительное перемещение верхнего переводника и наружной гильзы вызывает перемещение по меньшей мере одной нижней клиновой плашки в радиальном направлении наружу и вызывает толкание верхнего переводника и нижнего переводника в направлении друг друга. 9. Устройство по любому из пп.1-5, в котором устройство сопряжения содержит первый комплект клиновых плашек, механически соединенных с генератором акустических волн; второй комплект клиновых плашек, механически соединенных с генератором акустических волн; установочный механизм, механически соединенный с первым и вторым комплектами клиновых плашек,при этом установочный механизм устанавливает первый комплект клиновых плашек перед установкой второго комплекта клиновых плашек. 10. Устройство по любому из пп.1-5, в котором устройство сопряжения содержит верхний переводник; удерживающее устройство, соединенное с верхним переводником, которое удерживает генератор акустических волн в контакте с верхним переводником; нижний переводник в контакте с удерживающим устройством; и наружную гильзу, механически соединенную с нижним переводником, при этом верхний переводник, удерживающее устройство и нижний переводник расположены внутри наружной гильзы,при этом относительное перемещение наружной гильзы и верхнего переводника приводит к сжиманию генератора акустических волн между верхним и нижним переводниками.