система контроля процесса взаимного ориентирования стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин

Формула изобретения

Система контроля процесса взаимного ориентирования стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин, характеризующаяся тем, что она содержит глубинную часть, включающую генератор электромагнитных колебаний, выполненный в виде установленного над долотом диполя, обеспечивающего электромагнитную связь между колонной бурящейся скважины и, по меньшей мере, одной эксплуатационной колонной ранее пробуренной скважины, и наземную часть, включающую преобразователь комплексного сопротивления участка цепи, образованной бурильной колонной и горной породой околодипольной области, в напряжение и n преобразователей комплексного сопротивления участка цепи, образованной эксплуатационной колонной и участком горной породы, заключенной между долотом бурящейся скважины и эксплуатационной колонной ранее пробуренной скважины, в напряжение, где n - число ранее пробуренных скважин, выходы указанных n преобразователей комплексного сопротивления в напряжение подсоединены к информационным входам коммутатора, выход которого и выход преобразователя комплексного сопротивления участка цепи, образованной бурильной колонной и горной породой околодипольной области, в напряжение подсоединены ко входу сумматора, подключенного к фильтру, подсоединенному через образцовый усилитель к схеме сравнения с опорным напряжением, выход которого подключен ко входу технологического контроллера, информационный выход которого подключен ко входу блока памяти, а управляющие выходы - к управляющему входу коммутатора и входам блоков сигнализации и управления буровым насосом.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных скважин, преимущественно кустовым способом на суше и на море, с использованием телеметрической системы и предназначено для контроля процесса взаимного ориентирования скважин с целью предотвращения встречи их стволов.

Известна система предупреждения встречи стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин, содержащая датчик упругих колебаний, возникающих в результате взаимодействия долота с породой, установленный на устье скважины, усилитель и записывающее устройство (SU 163138, E21B 7/04, 1962).

Недостаток указанной системы заключается в том, что она не предусматривает интерпретации полученных сигналов для формирования информации о сближении или удалении соседних стволов.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой является система контроля взаимного ориентирования стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин, содержащая датчик вибрации, усилитель-преобразователь сигнала, технологический контроллер, выходы которого соответственно соединены с ПЭВМ с программным обеспечением и с устройством оповещения (RU № 2235844, E21B 7/04, 2003 г.).

Недостатком известной системы является использование в качестве информативного параметра мощности вибраций долота, и соответственно в качестве канала связи от долота бурящейся скважины к устью эксплуатационной скважины - механического канала связи. При использовании такого канала связи существует высокая вероятность полного затухания упругих волн, распространяющихся от долота бурящейся скважины вдоль эксплуатационной скважины за счет гашения горной породой. Кроме того, применение известных решений ограничено возможностью определения сближения или удаления бурящейся скважины относительно только одной колонны ранее пробуренной скважины.

Задачей изобретения является повышение надежности контроля ориентирования стволов относительно друг друга и обеспечение проведения контроля сближения или удаления бурящейся скважины относительно неограниченного количества колонн ранее пробуренных скважин с идентификацией номера этой скважины.

Поставленная задача решается тем, что система контроля процесса взаимного ориентирования стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин содержит глубинную часть, включающую генератор электромагнитных колебаний, выполненный в виде установленного над долотом диполя, обеспечивающего электромагнитную связь между колонной бурящейся скважины и, по меньшей мере, одной эксплуатационной колонной ранее пробуренной скважины, и наземную часть, включающую преобразователь комплексного электрического сопротивления участка цепи, образованной бурильной колонной и горной породой околодипольной области, в напряжение и n преобразователей комплексного электрического сопротивления участка цепи, образованной эксплуатационной колонной и участком горной породы, заключенной между долотом бурящейся скважины и эксплуатационной колонной ранее пробуренной скважины, в напряжение, где n - число ранее пробуренных скважин, выходы указанных n преобразователей комплексного электрического сопротивления в напряжение подсоединены к информационным входам коммутатора, выход которого и выход преобразователя комплексного электрического сопротивления участка цепи, образованной бурильной колонной и горной породой околодипольной области, в напряжение подсоединены ко входу сумматора, подключенного к фильтру, подсоединенному через образцовый усилитель к схеме сравнения с опорным напряжением, выход которой подключен ко входу технологического контроллера, информационный выход которого подключен ко входу блока памяти, а управляющие выходы - к управляющему входу коммутатора и входам блоков сигнализации и управления буровым насосом.

Решение поставленной задачи в предлагаемом изобретении достигается благодаря использованию в качестве контролируемого параметра комплексного электрического сопротивления породы в зоне потенциального контакта долота и колонны ранее пробуренной скважины и использованию электромагнитного канала связи, что приводит к упрощению монтажа и обслуживания и не требует установки датчиков вибрации на скважинах.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 представлена общая функциональная схема системы контроля, на фиг.2 - структурная схема наземной части системы.

Система предупреждения встречи стволов 1, 2 и 3 при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин предусматривает использование электротурбогенератора 4 и диполя 5, излучающего электромагнитную волну.

Система содержит n (по числу ранее пробуренных скважин) первичных преобразователей комплексного электрического сопротивления 6 участка цепи, образованной эксплуатационной колонной и участком горной породы 7, заключенной между долотом бурящейся скважины 8 и колонной ранее пробуренной скважины 1, в напряжение, сигналы с которых поступают на вход коммутатора 9, и один преобразователь комплексного электрического сопротивления 10, образованного участком цепи, состоящей из бурильной колонны и горной породы околодипольной области, и сумматор 11, на вход которого поступают сигналы от коммутатора 9 и преобразователя 10. Выход последнего соединен последовательно с фильтром 12, образцовым усилителем 13, схемой сравнения 14 с опорным напряжением и технологическим контроллером 15, информационный выход которого поступает на вход блока памяти 16, а управляющие выходы - на вход блока управления буровым насосом 17, блока звуковой и световой аварийной сигнализации 18 и коммутатора 9. Коммутатор 9 служит для последовательного во времени опроса сигналов от разных первичных преобразователей 6 пробуренных скважин 1 и 2.

На вход коммутатора 9 подсоединены первичные преобразователи 6 от каждой из ранее пробуренных скважин 1, 2. Сигнал после коммутатора 9 поступает вместе с сигналом от преобразователя 10 бурящейся скважины 3 на вход сумматора 11. После этого сигнал отфильтровывается в фильтре 12 от помех, усиливается и согласовывается в образцовом усилителе 13, сравнивается с опорным напряжением в схеме сравнения 14. Схема сравнения 14 выдает сигнал на вход технологического контроллера 15, (который представляет собой модульную систему, состоящую из модуля центрального процессора, аналогового модуля и модуля дискретных выходов (релейного модуля), имеющего возможность экстренного отключения бурового насоса. Технологический контроллер 15 управляет работой коммутатора 9 в соответствии с заранее запрограммированным алгоритмом опроса эксплуатационных скважин. Кроме того, технологический контроллер позволяет идентифицировать номер эксплуатационной скважины, к которой приближается бурящаяся скважина, за счет того, что соответствующий сигнал, поступающий от коммутатора 9, идентифицируется с номером скважины, к обсадной колонне которой приближается долото 8 на минимально близкое расстояние. Информационный выход технологического контроллера 15 поступает на вход блока памяти 16, а управляющие выходы - на вход блока управления буровым насосом 17, блока звуковой и световой аварийной сигнализации 18 и коммутатора 9.

Связь между устройствами системы предупреждения встречи стволов 1, 2 и 3 при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин с использованием электротурбогенератора 4, диполя 5, излучающего электромагнитную волну на поверхности, осуществляется по проводной (кабельной) линии 19, а под землей - по колонне бурильных 20 и обсадных 21 труб и по горной породе посредством электромагнитного канала связи 22.

Сущность изобретения заключается в следующем.

В процессе бурения скважины в зоне потенциального контакта долота бурящейся скважины и колонны ранее пробуренной скважины изменяется объем горной породы и, как следствие, изменяется комплексное электрическое сопротивление между участками цепей, образованных колоннами бурящейся и ранее пробуренной скважины. Отслеживая изменение значений указанного электрического сопротивления постоянно в процессе бурения, появляется возможность получать информацию о расстоянии между долотом бурящейся скважины и колонной ранее пробуренной скважины.

Исходя из полученной информации в режиме реального времени производят сравнение значения контролируемого расстояния с априори установленным максимальным значением расстояния и при его достижении производят отключение бурового насоса и/или оперативное оповещение путем звуковой и световой сигнализации.

Система предупреждения встречи стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин с использованием телеметрической системы с электромагнитным каналом связи работает следующим образом.

В процессе бурения скважины 3 при излучении посредством диполя 5 от источника питания, например электротурбогенератора 4, сигнала по электромагнитному каналу связи в горную породу образуется электрическая цепь, состоящая из колонны бурильных труб 20 бурящейся скважины 3, наземной проводной (кабельной) линии 19, соединяющей блок 23 элементов наземной части системы и участка горной породы, находящегося между долотом бурящейся скважины 8 и обсадной колонной 21 ранее пробуренной скважины 1 или 2. При приближении долота 8 бурящейся скважины 3 к обсадной колонне 21 эксплуатационной скважины 1 уменьшается объем горной породы 7, разделяющей скважины 1 и 3, а следовательно, уменьшается и комплексное сопротивление вышеупомянутой электрической цепи. Таким образом, увеличивается напряжение, регистрируемое блоком 23 элементов наземной части системы. При достижении этого напряжения определенного значения порогового напряжения срабатывает схема сравнения 14, которая выдает сигнал технологическому контроллеру 15. Технологический контроллер 15 выдает информацию для записи в блок памяти 16 и посредством блока управления бурового насоса 17 отключает буровой насос и включает систему звуковой и световой аварийной сигнализации 18.

Оператор принимает решение по изменению траектории ствола скважины 3 посредством отклонителя 24 или забуриванию нового ствола выше интервала опасного сближения после расчета минимального расстояния между долотом 8 бурящейся 3 и обсадной колонной 21 пробуренной скважины 1, зависящего от частоты передаваемого диполем 5 сигнала и комплексного сопротивления горной породы 7.

При выходе из аварийной ситуации система звуковой и световой аварийной сигнализации 18 отключается. Одновременно производится включение бурового насоса.

Пороговые значения принимаемого сигнала - это определенные экспериментальным путем граничные значения сигнала от долота, выход за которые соответствует той или иной ситуации (приближение или удаление встречи стволов). Причем можно выделить несколько различных пороговых напряжений для одной и той же скважины, при которых будет отличаться реакция системы в виде различной комбинации подачи звуковых и световых аварийных сигналов и экстренного отключения буровых насосов. Причем существуют два крайних состояния, в пределах которых изменяется снимаемое напряжение, зависящее от расстояния между долотом бурящейся скважины и обсадной колонной ранее пробуренной скважины.

Система предупреждения встречи стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин с использованием телеметрической системы с электромагнитным каналом связи проста в монтаже и техническом обслуживании, она позволяет контролировать приближение долота бурящейся скважины не только на разбуриваемом, но и на ранее пробуренных кустах. Монтаж системы предупреждения встречи стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин может осуществляться в любой момент времени бурения скважин, для ее работы не требуется дополнительной информации от сопутствующих служб (геофизики, геологии и т.д.).

Предлагаемая система предупреждения встречи стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин с использованием телеметрической системы с электромагнитным каналом связи проста в изготовлении, надежна и экономична в эксплуатации. В системе используются известные телеметрические системы с электромагнитным каналом связи и не требуется дополнительной установки оборудования на забое. Таким образом, стандартную телеметрическую систему, предназначенную для управления траекторией ствола скважины, можно использовать помимо ее прямого назначения, как элемент системы предотвращения встречи стволов скважин. Кроме того, система позволяет использовать эксплуатационную колонну пробуренной скважины в качестве дополнительного канала передачи инклинометрической информации, что позволяет повысить надежность этой информации, особенно по мере увеличения вероятности встречи стволов скважин.