Система связи для скважин с большим отходом

Авторы патента:

E21B47/125 - Исследование буровых скважин (регулирование давления или потока бурового раствора E21B 21/08; геофизический каротаж G01V)

Владельцы патента RU 2612762:

БЭЙКЕР ХЬЮЗ ИНКОРПОРЕЙТЕД (US)

Изобретение относится к средствам связи между поверхностью и скважиной. Техническим результатом является обеспечение надежной и эффективной связи между оператором и устройствами в скважине. В частности, предложена забойная система связи для ствола скважины с большим отходом, содержащая: блок оператора, функционально выполненный с возможностью обеспечения по меньшей мере одного из дистанционного мониторинга и управления двумя или более устройствами, установленными в стволе скважины с большим отходом; множество первых коммуникаторов, установленных в наклонно-направленном с большим зенитным углом удлинении ствола скважины и выполненных с возможностью приема или передачи сигнала, по меньшей мере сигнала с или на по меньшей мере одно из двух или более устройств; и множество вторых коммуникаторов, пространственно удаленных от ствола скважины. Причем каждый один из множества первых коммуникаторов спарен с соответствующим одним из множества вторых коммуникаторов для формирования множества пар, так что каждая пара из множества пар расположена удаленно от других пар из множества пар. Каждая пара из первого коммуникатора и второго коммуникатора установлена в основном в вертикальной плоскости, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения. Причем второй коммуникатор функционально поддерживает связь для передачи сигналов как с первым коммуникатором, так и с блоком оператора для обеспечения передачи сигналов между первым коммуникатором и блоком оператора через второй коммуникатор. Второй коммуникатор каждой пары расположен в объеме в форме треугольной призмы, причем основание объема в форме треугольной призмы образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины с гребнем объема в форме треугольной призмы, образованным линией, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения скважины, или в конусообразном объеме, основание конусообразного объема образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины, и гребень конусообразного объема образован местом первого коммуникатора. По меньшей мере одна пара коммуникаторов сконфигурирована для выборочного соединения и функционирования с одним из двух или более устройств, установленных в стволе скважины с большим отходом. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.

ССЫЛКА НА СВЯЗАННЫЕ ЗАЯВКИ

[1] Данная заявка испрашивает приоритет по заявке U.S. №13/472852, выложена 16 мая 2012 г., которая полностью включена в данном документе в виде ссылки.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[2] В бурении и заканчивании скважин с большим отходом их могут строить за пределами практической досягаемости гибкой насосно-компрессорной трубы, линий управления и других систем связи управления и мониторинга. Данные скважины с большим отходом могут иметь боковые или горизонтальные отходы более 10000 футов (3050 м), некоторые превышают даже 40000 футов (12200 м) с применением современной технологии. В результате забойные данные, важные для эффективного выполнения работ на забое, такие как температура, давление, расход, соотношение нефть/вода и т.д., нельзя измерить и передать на поверхность. Кроме того, скважинными устройствами, например как муфтами, штуцерами, клапанами, пакерами, регуляторами притока и т.д., операторы на поверхности не могут дистанционно управлять. Отрасли нужны системы, обеспечивающие передачу данных для мониторинга и управления устройствами в скважинах и стволах скважин с большим отходом.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[3] Забойная система связи для ствола скважины с большим отходом, включающая в себя блок оператора, функционально выполненный с возможностью обеспечения по меньшей мере одного из дистанционного мониторинга и управления по меньшей мере одним устройством, установленным в стволе скважины с большим отходом; первый коммуникатор, установленный в наклонно-направленном с большим зенитным углом удлинении ствола скважины и выполненный с возможностью приема или передачи сигнала, по меньшей мере сигнала с или на по меньшей мере одно устройство; и второй коммуникатор, пространственно удаленный от ствола скважины, причем первый коммуникатор и второй коммуникатор установлены по существу в вертикальной плоскости, проходящей вдоль длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения, второй коммуникатор функционально поддерживает связь для передачи сигналов как с первым коммуникатором, так и с блоком оператора для обеспечения передачи сигналов между первым коммуникатором и блоком оператора через второй коммуникатор.

[4] Способ заканчивания скважины с большим отходом, включающий в себя размещение первого коммуникатора в стволе скважины с большим отходом; размещение устройства в стволе скважины с большим отходом, причем устройство поддерживает связь для передачи сигналов с первым коммуникатором; размещение второго коммуникатора, пространственно удаленного от ствола скважины, причем второй коммуникатор поддерживает связь для передачи сигналов с блоком оператора скважины; и поддержание связи между устройством и блоком оператора через первый и второй коммуникаторы.

[5] Способ передачи данных на забое в стволе скважины с большим отходом, включающий в себя поддержание связи между блоком оператора скважины и первым коммуникатором, установленным в наклонно-направленном с большим зенитным углом удлинении ствола скважины, через второй коммуникатор, причем первый коммуникатор по существу расположен в одной плоскости со вторым коммуникатором, плоскость проходит вертикально и вдоль наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения, второй коммуникатор пространственно удален от ствола скважины.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[6] Следующие описания не следует считать ограничивающими. На прилагаемых чертежах одинаковые элементы обозначены одинаковыми позициями.

[7] На Фиг. 1 схематично показана забойная система связи для ствола скважины с большим отходом.

[8] На Фиг. 2 показано сечение системы в общем по линии 2-2 на Фиг. 1.

[9] На Фиг. 3 показан вид сверху системы в общем по линии 3-3 на Фиг. 1.

[10] На Фиг. 4 схематично показана система согласно другому варианту осуществления, раскрытому в данном документе.

[11] На Фиг. 5 схематично показана система Фиг. 4, имеющая первый изолирующий хвостовик, стыкующийся со вторым изолирующим хвостовиком.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[12] Подробное описание вариантов осуществления устройства и способа представлено в данном документе в виде примера и без ограничений описанием и прилагаемыми фигурами.

[13] На Фиг. 1 показaна система связи 10 для обеспечения передачи данных в стволе скважины или скважине 12. В одном варианте осуществления ствол 12 скважины является стволом скважины с большим отходом, имеющим вертикальную секцию 14 и наклонно-направленный отвод или удлинение 16 с большим зенитным углом. Термин "наклонно-направленный с большим зенитным углом" означает, что удлинение 16 бурится со значительным уходом от вертикали. Удлинение 16 может буриться в направлении, которое в общем является горизонтальным, как боковой ствол, перпендикулярный вертикальной секции 14 и т.д. или который иначе приближается или аппроксимируется с таким направлением. По данной причине наклонно-направленное с большим зенитным углом удлинение 16 может альтернативно называться горизонтальным или боковым удлинением 16, хотя понятно, что фактическое направление удлинения 16 может меняться в различных вариантах осуществления. Фактическая вертикальная глубина (TVD) ствола 12 скважины определяется вертикальной секцией 14, и горизонтальная или наклонная глубина или смещение (HD) определяется длиной удлинения 16 (как указано выше, "горизонтальная" глубина может не принадлежать строго горизонтальному направлению и может вместо этого принадлежать другому направлению, отклоняющемуся от вертикали), при этом общая глубина скважины является эквивалентом суммы фактической вертикальной глубины и горизонтальной глубины. В одном варианте осуществления общая глубина скважины составляет по меньшей мере 10000 футов (3050 м), что представляет практическое ограничение для применения гибкой насосно-компрессорной трубы и линий управления в данном типе скважины. Как отмечено выше, общая глубина может превышать 40000 футов (12200 м). Фактическая вертикальная глубина для типичных скважин с большим отходом на основе современной технологии составляет около 3000-10000 фут (915-3050 м), хотя можно использовать другие глубины , например, требуемые по геологическим условиям.

[14] Ствол 12 скважины выполняется проходящим через геологическую среду или пласт 18 от поверхности 20. Например, пласт 18 может являться участком геологической среды, содержащей включения, промывочный раствор, скальную породу, песок и т.д., и поверхность 20 может являться участком поверхности геологической среды либо на земле или на дне водоема. В одном варианте осуществления поверхность 20 является океанским дном, т.е. границей ила. Трубную колонну 22 устанавливают проходящей через ствол 12 скважины, например, для получения текучих сред, таких как углеводороды. В показанном варианте осуществления блок 24 управления, мониторинга или оператора установлен на или вблизи устья, входа или оборудования устья ствола 12 скважины. Например, блок 24 может включать в себя или быть включенным в состав оборудования устья скважины, буровой установки, блоков управления оператора, связанного оборудования и т.д., которые обеспечивают управление и/или контроль скважинных инструментов, устройств, параметров, условий и т.д. Вне зависимости от конкретных вариантов осуществления операторы системы 10 поддерживают связь сигналами и/или передачей данных с блоком 24, например, с помощью различных вычислительных устройств, панелей управления, дисплеев, систем мониторинга и т.д., известных в технике. Естественно, блок 24 управления, мониторинга или оператора может располагаться в других местах для обеспечения управления на забое скважины и/или мониторинга, указанного выше (например, как рассмотрено более подробно ниже и показано на Фиг. 4 и 5).

[15] Множество устройств 26 включено в состав ствола 12 скважины по его длине. Устройства 26 показаны схематично и могут включать в себя любые комбинации инструментов, устройств, компонентов или механизмов, выполненных с возможностью приема и/или передачи сигналов для ведения работ любой фазы жизненного цикла ствола 12 скважины, в том числе, например, бурения, заканчивания, эксплуатации и т.д. Устройства 26 могут включать в себя датчики (например, для мониторинга давления, температуры, расхода, состава воды и/или нефти, диэлектрических свойств или сопротивления скважинных текучих сред и т.д.), штуцеры, клапаны, муфты, регуляторы притока, пакеры или другие управляемые элементы и т.д., а также комбинации, включающие в себя любое из вышеупомянутого. Например, в одном варианте осуществления устройства 26 являются пакерами, которые можно дистанционно устанавливать в рабочее положение для цементирования с помощью блока 24 оператора. Устройства 26 могут дополнительно содержать датчики для мониторинга такого цементирования. Разумеется, можно вести мониторинг любых других работ, например гидроразрыва пласта, добычи и т.д., или контролировать устройства, применяемые в данных работах.

[16] В традиционных скважинах общая глубина делает оправданным устройство беспроводной и/или проводной связи даже с самыми удаленными местами работы в таких скважинах. Вместе с тем в случае скважин с большим отходом невозможно или практически неосуществимо на основе современной технологии поддерживать связь с удаленными местами проведения работ, например, в конце или даже в средней части имеющей глубину 40000 футов (12200 м) горизонтальной или близкой к горизонтальной скважине с большим отходом. Для большинства ситуаций глубина около 10000 футов (3050 м) представляет практически предел для спуска в скважину гибкой насосно-компрессорной трубы, линий управления или других систем связи. Предпочтительно, настоящее изобретение, раскрытое в данном документе, обеспечивает передачу сигналов между устройствами, блоками, коммуникаторами и т.д. (например, между устройствами 26 и блоком 24), что невозможно с применением для передачи известных систем.

[17] Один или несколько забойных коммуникаторов 28 оборудуют вдоль колонны 22 для создания перемычки на разрыве связи между устройствами 26 и блоком 24. Коммуникаторам 28 присвоены индивидуальные ярлыки коммуникаторов 28a, 28b, 28c и т.д. Коммуникаторы 28 показаны схематично и могут содержать любое устройство, компоновку, систему и т.д. для обеспечения связи через геологическую среду 18. Например, коммуникаторы 28 могут включать в себя передатчики, приемники, приемопередатчики, антенны, расстановки электродов, электрические катушки и т.д. для поддержания электромагнитной связи через геологическую среду 18. Коммуникаторы 28 можно устроить согласно любым известным методикам электромагнитной телеметрии, например, пропуская ток через по меньшей мере участок трубной колонны 22 и геологическую среду 18 для замыкания цепи и обеспечения передачи сигналов в форме импульсов тока или т.п., подлежащих приему и раскодированию, интерпретации или преобразованию в данные. Любое подходящее число устройств 26 и/или коммуникаторов 28 можно включить в состав вдоль ствола 12 скважины, и система 10 на Фиг. 1 показaна только как один пример. В одном варианте осуществления единицы устройств 26 интегрированы с единицами коммуникаторов 28. Источник электропитания, например батарея, коллектор рассеянной энергии, тепловой элемент, химический состав, вступающий в реакцию со скважинными текучими средами или в скважинных условиях и т.д., может включаться в цепь для питания устройств 26 и/или коммуникаторов 28 и 30.

[18] Для преодоления проблем скважин с большим отходом и обеспечения связи между блоком 24, который доступен операторам на поверхности, и устройствами 26 в стволе 12 скважины система 10 включает в себя один или несколько коммуникаторов 30 на или вблизи поверхности 20 (коммуникаторы 30 с индивидуальными ярлыками коммуникаторов 30a, 30b, 30c и т.д.). Хотя они удалены от блока 24 управления/мониторинга, в показaнном варианте осуществления, поскольку коммуникаторы 30 установлены на или вблизи поверхности 20, относительно простой задачей является обеспечение связи операторов и/или компоновки 24 с помощью проводных или беспроводных систем, например с прокладкой кабеля по морскому дну. Даже если коммуникаторы 30 на поверхности зарыты на некоторую глубину от поверхности 20 (для защиты коммуникаторов, для установления лучшей связи с забойными коммуникаторами 28 и т.д.), все равно такой вариант является относительно простым и недорогим в сравнении с прокладкой линии управления или другой системы связи длиной в десятки тысяч футов. Таким образом, при пространственном удалении от ствола 12 скважины (например, без установки на оборудование устья скважины или устье ствола 12 скважины) коммуникаторы 30 относительно легко устанавливаются и могут поддерживать связь как с забойными устройствами 26 (через забойные коммуникаторы 28), так и с блоком 24 управления/мониторинга на поверхности, при этом обеспечивая требуемое управление и мониторинг работ на забое.

[19] В показанном варианте осуществления коммуникаторы 28 и 30 расположены парами, т.е. с коммуникатором 28a, соответствующим коммуникатору 30a, коммуникатором 28b, соответствующим коммуникатору 30b, и т.д. Такие пары можно не использовать в других вариантах осуществления, хотя расположение коммуникаторов 28 и 30 в парах обеспечивает выполнение относительно короткого пути связи для поддержания лучшей связи между ними, как рассмотрено более подробно ниже. Устройства 26 могут соответствовать одной или нескольким парам коммуникаторов 28 и 30 или одно или несколько устройств может соответствовать каждой паре коммуникаторов 28 и 30 для конечного обеспечения связи между забойными устройствами 26 и блоком 24 управления/мониторинга.

[20] В одном примере варианта осуществления устройства 26 включают в себя один или несколько пакеров и один или несколько датчиков, связанных с ними. Датчики можно использовать для информирования операторов скважины о скважинных условиях вблизи каждого из пакеров. Если условия соответствуют некоторым критериям, может потребоваться оставление некоторых пакеров не приведенными в рабочее положение, например не отсекающими гидростатическое давление. Если скважинные условия соответствуют другим критериям, может потребоваться изоляция некоторых зон или интервалов и операторы могут использовать коммуникаторы 28 и 30 для передачи сигналов с блока 24 оператора для приведения в действие выбранных пакеров. Таким образом, настоящее изобретение можно применять, обеспечивая операторам выборочную изоляцию конкретных зон в скважине или требуемых областей в режиме реального времени в ответ на условия в скважине. Другой пример включает в себя цементирование в скважине с большим отходом, где забойные устройства 26 в форме датчиков транслируют информацию по давлению в цементе и т.п. Разумеется, можно применять комбинации указанного и другие варианты, например, упомянутое выше выборочное приведение в действие пакеров можно в плановом порядке применять в цементировании для создания эффективного цементного крепления по длине ствола 12 скважины.

[21] Коммуникаторы 30 устанавливают относительно забойных коммуникаторов 28 так, что расстояние между ними является достаточно коротким для обеспечения связи через геологическую среду 18, например, с помощью электромагнитной телеметрии. Места для установки коммуникаторов 30 можно лучше понять из Фиг. 1-3. На Фиг. 2 и 3 показано, что плоскость 32 определяется горизонтальным удлинением 16 ствола 12 скважины. Иначе говоря, плоскость 32 проходит вдоль длины удлинения 16 и вертикально, как показано. В идеале установка коммуникаторов 30 на самых коротких возможных расстояниях от соответствующих коммуникаторов 28 обеспечивает наилучшую передачу сигнала между ними. В большинстве случаев указанное должно получаться при расположении обоих коммуникаторов 28 и 30 в плоскости 32, когда коммуникаторы 30 расположены по вертикали над коммуникаторами 28. Неизбежно вместе с тем возникновение некоторого отклонения или несовпадения, например, поверхность 20 не является плоской, местоположение горизонтального удлинения 16 относительно поверхности 20 можно вычислять, обнаруживать или определять только с некоторой погрешностью, природные свойства геологической среды 18 мешают электромагнитной телеметрии или прохождению других сигналов и т.д. Даже принимая указанное во внимание, согласно настоящему изобретению коммуникаторы 28 и коммуникаторы 30 следует устанавливать по существу в плоскости 32. Термин "по существу в" плоскости 32 означает, что коммуникаторы 28 и 30 располагаются в плоскости 32 или иначе - примыкающими сбоку к плоскости 32, смежно или вблизи плоскости 32, например, по любым из причин, рассмотренных выше. Дополнительное указание по установке коммуникаторов 30 относительно коммуникаторов 28 приведено ниже.

[22] Согласно вариантам осуществления, показанным на Фиг. 1-3, коммуникаторы 30 можно устанавливать в некотором объемe, определенном коммуникаторами 28 (и/или стволом 12 скважины). Например, на Фиг. 2 и 3 показано, что определен объем 34 в форме треугольной призмы, имеющей гребень, образованный линией в плоскости 32, соединяющей забойные коммуникаторы 28 (то есть проходящей горизонтально вдоль удлинения 16 ствола 12 скважины). Основание объема 34 в форме треугольной призмы расположено на поверхности 20 и имеет форму прямоугольной площади 36, показанной на Фиг. 3. Также объем 34 определяется углом θ на гребне (т.е. на забойных коммуникаторах 28), который устанавливает размеры прямоугольной площади 36, которая образует основание объема 34. Угол θ устанавливается относительно одной или нескольких вертикальных линий или осей, лежащих в плоскости 32 и проходящих от гребня, например, забойных коммуникаторов 28. Констатируем, что угол θ может также соответствовать площади 38 круга, который обеспечивает еще более точное совмещение забойных коммуникаторов 28 и коммуникаторов 30 на поверхности, как рассмотрено ниже. При установке коммуникаторов 30 в объемe 34 можно надежно поддерживать связь между забойными коммуникаторами 28 и блоком управления и/или мониторинга. В предпочтительных вариантах осуществления максимальный угол θ должен составлять около 15 градусов для обеспечения надлежащей связи между забойными коммуникаторами 28 и коммуникаторами 30 на поверхности, также обеспечивая корректировки или отклонения, например, вследствие конкретной имеющейся геометрии или других факторов, рассмотренных выше.

[23] На Фиг. 1 и 3 показано, что определяется конусообразный объем 40, соответствующий каждому из коммуникаторов 28 (объем 40a, соответствующий коммуникатору 28a, объем 40b, соответствующий коммуникатору 28b, и т.д.). Объемы 40 образуют часть объема 36 в форме призмы, причем каждый имеет основание, образованное кругом 38, таким образом создавая более точное совмещение коммуникаторов 28 и 30. В качестве одного конкретного примера, гребень для конусообразного объема 40a устанавливается на коммуникаторе 28a и основание объема 40a образуется на поверхности 20 кругом 38a. Угол α, образованный в плоскости, перпендикулярной плоскости 32, можно использовать для описания конусообразного объема 40a (например, поворачивая угол α вокруг вертикальной оси 42, лежащей в плоскости 32 и проходящей от коммуникатора 28a). Альтернативно, угол θ можно аналогично использовать для определения площадей 38. В одном варианте осуществления площади, образующие основания объемов, могут быть эллипсоидальными, образованными с учетом углов α и θ, или они могут иметь другую форму. Объемы 40b, 40c и т.д. для других коммуникаторов 28 можно определять аналогично изложенному выше. В предпочтительных вариантах осуществления максимальный угол должен составлять около 15 градусов.

[24] Крепление ствола скважины с большим отходом традиционными способами является нецелесообразным, поскольку силы трения на хвостовике становятся непреодолимо высокими при спуске хвостовика в ствол скважины. Другими словами, хвостовики слишком трудно продавливать на глубину десятков тысяч футов в ствол скважины. Система 100 согласно одному варианту осуществления, показанная на Фиг. 4 и 5, обеспечивает выполнение крепления ствола 12 скважины. В данном варианте осуществления относительно короткие секции хвостовика или изолирующие хвостовики 102 спускаются в ствол 12 скважины на трубной колонне 22, которая может являться колонной капремонта, бурильной колонной и т.д. На Фиг. 4 первый изолирующий хвостовик 102a показан на конце горизонтальной или наклонно-направленной секции 16 ствола 12 скважины. После установки хвостовика в нужном месте колонну 22 можно убирать.

[25] Когда колонна 22 удалена, изолирующий хвостовик 102a полностью отсоединен от колонны 22 и, таким образом, связь с хвостовиком 102a невозможна с помощью обычного средства. Соответственно, хвостовик 102a оборудуется забойным коммуникатором 28y, что обеспечивает поддержание связи с коммуникатором 30y на поверхности (коммуникаторы 28y и/или 30y устроены согласно описанию, приведенному выше, и показаны на Фиг. 1-3). Таким образом, предпочтительно настоящее изобретение обеспечивает поддержание связи с забоем, даже если компонент, на котором коммуникатор 28 и/или устройство 26 установлены, физически отсоединен от оборудования устья скважины, как показано на Фиг. 4. В варианте осуществления, показанном на Фиг. 4, блок 104 мониторинга, управления и/или оператора устанавливается на поверхности 20. Блок 104 в общем напоминает блок 24, рассмотренный выше, т.е. поддерживает связь с забоем для обеспечения управления и/или мониторинга забойных устройств, но установлен на расстоянии от оборудования устья скважины или устья ствола скважины. При выставлении блока 104 в общем вдоль плоскости 32, но на расстоянии от оборудования устья скважины более короткие кабели или менее громоздкие беспроводные компоновки можно применять для поддержания связи с соседними коммуникаторами (например, коммуникатором 30y, смежным коммуникатором на поверхности 30z и т.д.) вместо прокладки кабелей или ретрансляции беспроводных сигналов по всему расстоянию обратно к оборудованию устья скважины.

[26] Если требуется крепление по всей длине ствола 12 скважины, следующий изолирующий хвостовик или секцию хвостовика, например второй изолирующий хвостовик 102b, можно спустить в ствол 12 скважины и состыковать с первым изолирующим хвостовиком 102a. Колонну 22 можно убрать и данный процесс можно повторить десятки или даже сотни раз, сколько необходимо, например, для полного крепления или оборудования хвостовиком всей длины ствола 12 скважины, начиная от конца ствола скважины и проводя работы в направлении оборудования устья скважины или устья.

[27] Поскольку изолирующие хвостовики или секции хвостовика, например позиции 102a и 102b, могут иметь длину в тысячи или десятки тысяч футов в стволе 12 скважины, для операторов на поверхности может являться затруднительным или невозможным обеспечить точную стыковку хвостовиков. Например, у оператора может отсутствовать возможность определения факта прохождения стыковки между хвостовиками 102a и 102b, прихвата колонны 22 или следующего хвостовика 102b или их блокирования препятствием в стволе 12 скважины. Предпочтительно согласно варианту осуществления Фиг. 4 и 5 изолирующие хвостовики 102a и/или 102b оборудованы механизмом 106 обнаружения стыковки. Например, механизм 106 может являться простой электромеханической защелкой, которая вдавливается или приводится в действие вторым хвостовиком 102b, когда последний вставляется в первый хвостовик 102a. Разумеется, секции хвостовика могут включать в себя различные другие детекторы или датчики, установленные в одной или обеих стыкующихся секциях хвостовика для установления, что стыковка между двумя секциями хвостовика достигнута. Например, механизм 106 может альтернативно включать в себя: радиочастотную метку и считывающее устройство; элемент наведения магнитного поля (например, постоянный магнит) и магнитный фиксатор или датчик магнитного поля (например, датчик на основе эффекта Холла); датчик движения; источник света и фотоэлемент и т.д. Источник электропитания, например батарея, коллектор рассеянной энергии, тепловой элемент, химический состав, вступающий в реакцию со скважинными текучими средами или в условиях в скважине и т.д., может включаться в состав изолирующих хвостовиков 102 для электропитания механизмов 106, коммуникатора 30y и т.д. После обнаружения стыковки с механизмом 106 передается сигнал на забойный коммуникатор 28y, который интегрирован в или иначе соединен с механизмом 106. Сигнал затем транслируется коммуникатором 28y через геологическую среду 18 на коммуникатор 30y на поверхности и с коммуникатора 30y на блок 104 оператора, например, где оператор может принять аудиовизуальное или другое подтверждение стыковки хвостовиков.

[28] Хотя изобретение описано ниже на примере предпочтительных вариантов осуществления, специалисту в данной области техники понятно, что можно выполнять различные изменения и замены эквивалентными элементами без отхода от объема изобретения. В дополнение, можно выполнять многочисленные модификации для приспособления идей изобретения к конкретной ситуации или материалу без отхода по существу от его объема. Поэтому изобретение не ограничено конкретными раскрытыми вариантами как наилучшими предложенными вариантами осуществления данного изобретения, но изобретение должно включать в себя все варианты осуществления, охваченные объемом формулы изобретения. Также в чертежах и описании раскрыты примеры вариантов осуществления изобретения и, хотя применены конкретные термины, они, если иное специально не указано, используются только в своем общепринятом и описательном смысле и не для ограничения объема изобретения. Кроме того, использование терминов первый, второй и т.д. не указывает порядка или важности, здесь термины первый, второй и т.д. используются для придания отличия элементам друг от друга. Кроме того, использование неопределенных артиклей и термина и т.д. не указывает на ограничения количества, но указывает на присутствие по меньшей мере одной указанной позиции.

1. Забойная система связи для ствола скважины с большим отходом, содержащая:

блок оператора, функционально выполненный с возможностью обеспечения по меньшей мере одного из дистанционного мониторинга и управления двумя или более устройствами, установленными в стволе скважины с большим отходом;

множество первых коммуникаторов, установленных в наклонно-направленном с большим зенитным углом удлинении ствола скважины и выполненных с возможностью приема или передачи сигнала, по меньшей мере сигнала с или на по меньшей мере одно из двух или более устройств; и

множество вторых коммуникаторов, пространственно удаленных от ствола скважины,

причем каждый один из множества первых коммуникаторов спарен с соответствующим одним из множества вторых коммуникаторов для формирования множества пар, так что каждая пара из множества пар расположена удаленно от других пар из множества пар;

причем каждая пара из первого коммуникатора и второго коммуникатора установлена в основном в вертикальной плоскости, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения, причем второй коммуникатор функционально поддерживает связь для передачи сигналов как с первым коммуникатором, так и с блоком оператора для обеспечения передачи сигналов между первым коммуникатором и блоком оператора через второй коммуникатор;

причем второй коммуникатор каждой пары расположен в одном из (i) объеме в форме треугольной призмы, причем основание объема в форме треугольной призмы образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины, и гребнем объема в форме треугольной призмы, образованным линией, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения скважины, и (ii) в конусообразном объеме, основание конусообразного объема образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины, и гребень конусообразного объема образован местом первого коммуникатора,

причем по меньшей мере одна пара коммуникаторов сконфигурирована для выборочного соединения и функционирования с одним из двух или более устройств, установленных в стволе скважины с большим отходом.

2. Система по п. 2, в которой максимальный угол объема в форме треугольной призмы на гребне составляет около 15 градусов относительно вертикальной оси, лежащей в плоскости и проходящей от гребня.

3. Система по п. 4, в которой угол, образующий конусообразный объем, на гребне составляет по большей мере 15 градусов относительно вертикальной оси, лежащей в плоскости и проходящей от гребня.

4. Система по п. 1, в которой первый коммуникатор расположен на расстоянии больше 15000 футов (4575 м) от оборудования устья скважины.

5. Система по п. 1, в которой полная вертикальная глубина ствола скважины составляет между около 3000 фут (915 м) и 10000 фут (3050 м).

6. Система по п. 1, в которой первый коммуникатор, второй коммуникатор или оба содержат передатчик, приемник или комбинацию, включающую в себя по меньшей мере одно из вышеупомянутого.

7. Система по п. 1, в которой первый коммуникатор и второй коммуникатор поддерживают связь с помощью электромагнитной телеметрии.

8. Система по п. 1, в которой каждое из устройств содержит пакер, втулку, компоновку штуцера, клапан, датчик, регулятор притока или комбинацию, включающую в себя по меньшей мере одно из вышеупомянутого.

9. Система по п. 1, в которой блок оператора расположен вблизи устья или оборудования устья скважины.

10. Система по п. 1, в которой блок оператора расположен пространственно на расстоянии от ствола скважины.

11. Система по п. 1, в которой по меньшей мере один из множества первых коммуникаторов и одного из устройств устанавливаются в стволе скважины с компонентом, который физически отсоединяется от оборудования устья скважины.

12. Способ передачи данных на забое в стволе скважины с большим отходом, содержащий:

поддержание связи между блоком оператора скважины и первым коммуникатором, установленным в наклонно-направленном с большим зенитным углом удлинении ствола скважины, через второй коммуникатор, причем первый коммуникатор по существу расположен в одной плоскости со вторым коммуникатором, плоскость проходит вертикально и вдоль наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения, второй коммуникатор является пространственно удаленным от ствола скважины, причем первые и вторые коммуникаторы спарены и сконфигурированы так, что каждая пара из первых коммуникаторов и вторых коммуникаторов расположена удаленно от других пар из множества пар;

13. Способ по п. 12, содержащий вначале определение плоскости, проходящей вертикально и вдоль наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения, и установку первых коммуникаторов и вторых коммуникаторв по существу в данной плоскости.

14. Способ заканчивания скважины с большим отходом, содержащий:

размещение множества первых коммуникаторов в стволе скважины с большим отходом;

размещение двух или более устройств в стволе скважины с большим отходом, причем устройства поддерживают связь для передачи сигналов с по меньшей мере одним из первых коммуникаторов;

размещение множества вторых коммуникаторов, пространственно удаленных от ствола скважины и пространственно удаленных друг от друга, причем вторые коммуникаторы поддерживают связь для передачи сигналов с блоком оператора скважины; причем каждый один из множества первых коммуникаторов спарен с соответствующим одним из множества вторых коммуникаторов, так что каждая пара из первых коммуникаторов и вторых коммуникаторов расположена удаленно от других пар из множества пар;

поддержание связи между устройством и блоком оператора через первый и второй коммуникаторы;

15. Способ по п. 14, в котором по меньшей мере одно из устройств является датчиком, выполненным с возможностью мониторинга давления, температуры, сопротивления или диэлектрических характеристик скважинной текучей среды, процентного содержания воды или обводненности или комбинации, включающей в себя по меньшей мере одно из вышеупомянутого, и поддержание связи между устройством и блоком оператора включает в себя передачу данных с датчика на первый коммуникатор, второй коммуникатор и блок оператора.

16. Способ по п. 14, в котором по меньшей мере одно из устройств является пакером или управляемым элементом и поддержание связи между устройством и блоком оператора включает в себя передачу сигнала с блока оператора на второй коммуникатор, на первый коммуникатор и на устройство, способ дополнительно содержит запуск приведения в действие устройства по сигналу.

17. Способ по п. 14, в котором по меньшей мере одно из устройств является датчиком или измерительным устройством и поддержание связи между устройством и блоком оператора включает в себя передачу сигнала с блока оператора на второй коммуникатор, на первый коммуникатор и на устройство, способ дополнительно содержит измерение по меньшей мере одного параметра или условия устройством в ответ на принятый сигнал, передачу данных, касающихся по меньшей мере одного параметра или условия, на первый коммуникатор для передачи на блок оператора через второй коммуникатор или комбинацию, включающую в себя по меньшей мере одно из вышеупомянутого.

18. Способ по п. 14, в котором по меньшей мере одно из устройств является механизмом, функционально выполненным с возможностью обнаружения стыковки между первой секцией хвостовика и второй секцией хвостовика, способ дополнительно содержит установку первой секции хвостовика в стволе скважины, стыковку второй секции хвостовика с первой секцией хвостовика и обнаружение стыковки первой и второй секций хвостовика с механизмом.

19. Способ по п. 14, в котором поддержание связи между по меньшей мере одним из устройств и блоком оператора через первый и второй коммуникаторы происходит, когда устройство и первый коммуникатор размещены на компоненте, установленном в стволе скважины, который физически отсоединен от оборудования устья скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах.

Способ изоляции обводнённых интервалов в горизонтальном участке ствола скважины // 2611792

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разобщения водоносных и нефтеносных интервалов ствола горизонтальной скважины. При реализации способа проводят спуск с промывкой в пробуренную необсаженную эксплуатационной колонной горизонтальную часть ствола скважины по меньшей мере одного скважинного фильтра в составе хвостовика, оборудованного срезаемыми заглушками.

Способ селективных гидродинамических исследований в скважинах на многопластовых метаноугольных месторождениях // 2611780

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов, в частности к способам проведения селективных гидродинамических исследований в скважинах на многопластовых метаноугольных месторождениях.

Способ выявления скважин - обводнительниц и водоприточных интервалов в газовых скважинах // 2611131

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для выявления скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. Способ включает проведение без остановки скважин фоновых и мониторинговых влагометрических исследований всего действующего фонда, на основании которых выявляют группу скважин, возможных обводнительниц.

Способ определения объема отложений в колонне подъемных труб скважины // 2610948

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных насосов с электрическими приводами, снабженными частотными регуляторами электротока.

Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб скважины // 2610945

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных электроцентробежных насосов (ЭЦН), в частности к способам оценки объема отложений в колонне лифтовых труб.

Способ выделения заколонных перетоков и зон коррозии обсадных колонн в эксплуатационных скважинах // 2610935

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для контроля технического состояния нефтегазовых скважин. Предлагаемый способ включает регистрацию по стволу скважин амплитуды электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванном вибрацией потока жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны с остаточной намагниченностью.

Способ определения момента постановки скважины на ремонт // 2608838

Изобретение относится к способам определения момента постановки скважин на ремонт и может быть использовано в газовой и нефтяной промышленности. Техническим результатом является определение оптимального момента постановки скважины на ремонт.

Система дистанционирования отдельной скважины sagd на основании градиентов // 2608752

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам отслеживания бурения множества скважин относительно друг друга. Техническим результатом является повышение точности обнаружения магнитного градиента за счет минимизации влияния тока на магнитный градиометр.

Система определения коэффициентов взаимовлияния скважин // 2608138

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для изучения явлений интерференции и взаимовлияния скважин. Предложена система определения коэффициентов взаимовлияния скважин, включающая модуль баз данных, блок выборки данных, модуль подготовки данных, модуль расчета коэффициентов, отчетный модуль, блок отображения отчетов.

Скважинная электромагнитная телеметрическая система, использующая электроизоляционный материал, и соответствующие способы // 2612952

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе проведения скважинных электромагнитных исследований. Предложена скважинная телеметрическая система и способ, в которых электроизоляционный материал расположен выше и/или ниже запускающего электрический ток устройства или приемника вдоль скважинной колонны для расширения диапазона телеметрической системы, увеличения скорости телеметрии и/или понижения скважинных требований электропитания. Технический результат - предотвращение цепей короткого замыкания через буровой раствор и в обсадной трубе или непосредственно в обсадной трубе. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл.

Мониторинг скважинных показателей при помощи измерительной системы, распределенной по бурильной колонне // 2613374

Группа изобретений относится к буровым работам, а в частности к распределенным подземным способам измерений. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, включает размещение в буровой скважине колонны соединенных труб, формирующей скважинную электромагнитную цепь, обеспечивающую создание электромагнитного сигнального канала между множеством датчиков в колонне соединенных труб. Получают через скважинную электромагнитную цепь данные от первого датчика указанного множества датчиков. Получают через скважинную электромагнитную цепь данные от второго датчика указанного множества датчиков, который расположен на расстоянии в продольном направлении от первого датчика в колонне соединенных труб. Сопоставляют данные первого датчика и данные второго датчика. Делают вывод о скважинном показателе на основе данных от датчиков. Управляют скважинным показателем на основе указанного сопоставления путем выборочной регулировки с учетом указанного вывода по меньшей мере одного параметра, влияющего на указанный скважинный показатель. Причем выборочную регулировку указанного по меньшей мере одного параметра выполняют до тех пор, пока указанный скважинный показатель не будет соответствовать целевому скважинному показателю в заданном диапазоне погрешности. Техническим результатом является повышение достоверности получаемых данных и повышение эффективности управления скважинным показателем или скважинным параметром на основе полученных данных. 8 н. и 20 з.п. ф-лы, 27 ил.

Система бурения параллельных скважин для применений пгд // 2613377

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния и направления до целевой скважины за счет усиления электромагнитного поля в целевой области исследования. В частности предложена система для определения расстояния и направления до целевой скважины от второй скважины, в которой выполняют бурение, содержащая: обсадную колонну, размещенную по меньшей мере в части целевой скважины; буровую колонну в скважине, в которой выполняют бурение, при этом буровая колона выполняет измерения в процессе бурения; источник электрического тока, предназначенный для возбуждения подачи тока к целевой скважине путем прямого электрического соединения с целевой скважиной; и измерительный прибор электромагнитного поля во второй скважине. Причем система содержит изолированный провод и электрод, размещенные настолько глубоко, насколько приемлемо, в скважине для установления электрического контакта с обсадной колонной целевой скважины, и дополнительную изолирующую секцию в обсадной колонне для обеспечения направления больше тока в ближайшую зону измерения. При этом измерительный прибор электромагнитного поля реагирует на электромагнитное поле и на радиальные градиенты электромагнитного поля, создаваемые электрическим током в целевой скважине. 4 н. и 27 з.п. ф-лы, 9 ил.

Направленное бурение с использованием оптического вычислительного элемента // 2613666

Изобретение относится к устройству для проведения измерений, относящихся к поиску нефти и газа при направленном бурении. Техническим результатом является повышение точности идентифицирования продуктивной зоны. Предложена система для направленного бурения, содержащая: оптический вычислительный элемент (105; 405; 805), расположенный в корпусе (401), выполненном с возможностью крепления к бурильной колонне; окно (402) в корпусе, выполненное с возможностью получения света извне корпуса таким образом, чтобы свет был направлен из области снаружи бурильной колонны к оптическому вычислительному элементу, когда корпус установлен на бурильной колонне; и аналитический блок (420), предназначенный для обеспечения сигнала на основании сигнала, выходящего из оптического вычислительного элемента в ответ на прием оптическим вычислительным элементом света из области снаружи бурильной колонны. Обеспечиваемый сигнал предназначен для направленного бурения на основании характеристики области, определенной по сигналу, выходящему из оптического вычислительного элемента. 6 з.п. ф-лы, 11 ил.

Автоматическая оценка скважинного исследования // 2613688

Изобретение относится к средствам исследования скважин. Техническим результатом является повышение точности получения данных исследований. Предложен способ автоматической оценки данных скважинного исследования подземного ствола скважины, включающий прием измеренных значений скважинного навигационного датчика и автоматическую оценку данных наземного датчика, полученных практически в то же время, что и измеренные значения от навигационного датчика, для определения, действительно ли измеренные значения навигационного датчика были получены при приемлемых условиях скважинных исследований ствола скважины. Измеренные значения навигационного датчика оцениваются для определения, удовлетворяют ли измеренные значения определенным заданным условиям, требуемым для получения приемлемых данных скважинного исследования. Рекомендация для скважинного исследования автоматически генерируется на основании выполненных автоматических оценок. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Способ измерения расстояния во множестве скважин // 2615195

Изобретение относится к средствам для обеспечения бурения сближенных параллельных скважин. Техническим результатом является обеспечение точного определения расстояния между параллельными скважинами за счет исключения или минимизации влияния различных факторов на электромагнитные сигналы в процессе измерения. В частности, предлагается способ измерения расстояния во множестве скважин. В примере осуществления изобретения множество передатчиков и множество приемников размещены во множестве скважин с целью обмена электромагнитными сигналами. Посредством реализации способа полной компенсации компьютерная система выполняет определение множества компенсированных сигналов. Компенсированный сигнал определяется на основе сигнала, принятого из первой скважины, и второго сигнала, принятого из второй скважины. В другом примере осуществления изобретения первый передатчик размещен в первой скважине, первый приемник размещен во второй скважине и второй передатчик или второй приемник размещен в первой скважине или второй скважине. Посредством реализации способов частичной компенсации компьютерная система выполняет определение компенсированных сигналов. С использованием компенсированных сигналов компьютерная система определяет положение первой скважины относительно второй скважины и предоставляет данные о положении. 6 н. и 31 з.п. ф-лы, 9 ил.

Устройство и способ определения силы для скважинного нефтяного насоса // 2615548

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений. Техническим результатом является увеличение эффективности перекачивания нефти из пласта. Предложен способ определения силы для скважинного нефтяного насоса, характеризующийся тем, что предусматривает: определение, при перемещении насосной штангой плунжера вверх, первого давления, оказываемого столбом жидкости на плунжер, второго давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в выпускном отверстии скважинного нефтяного насоса на плунжер, и силы инерции, с которой столб жидкости действует на цилиндр скважинного нефтяного насоса; определение силы трения, генерируемой в процессе перемещения насосной штангой плунжера; определение сопротивления, которое возникает при прохождении жидкости через отверстие нагнетательного клапана или отверстие всасывающего клапана, и силы вдавливания, с которой столб жидкости действует на насосную штангу, в процессе перемещения насосной штангой плунжера; определение третьего давления, обусловленного воздействием интенсивности давления в скважинном нефтяном насосе на плунжер, и четвертого давления, обусловленного воздействием противодавления на устье скважины на нижнюю поверхность насосной штанги, в процессе перемещении насосной штангой плунжера; и согласно направлению, в котором насосная штанга перемещает плунжер, выбор из различных сил, которые описаны выше, силы, которая соответствует направлению перемещения, и определение результирующей силы, воздействующей на нижний конец насосной штанги, на основе выбранной силы. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 7 ил.

Устройство для моделирования щелевого протока жидкости // 2617178

Изобретение относится к материалам и технологиям, применяемым при обработке подземных пластов, в частности к инструментальным методам и устройствам, подходящим для моделирования прохождения жидкостей для обработки скважины через трещину, образованную в подземном пласте. Устройство для моделирования щелевого протока жидкости включает в себя корпус испытательной кюветы, имеющей первую внешнюю поверхность, вторую внешнюю поверхность, полость, простирающуюся между первой внешней поверхностью и второй внешней поверхностью, а также первую увлажняемую текстурированную пластину и вторую увлажняемую текстурированную пластину, которые расположены внутри указанной полости. Зазор для потока жидкости определяется между первой увлажняемой текстурированной пластиной и второй увлажняемой текстурированной пластиной. Источник света располагают между второй увлажняемой текстурированной пластиной и второй внешней поверхностью, а смотровое окно формируют в первой внешней поверхности. Первая увлажняемая текстурированная пластина и вторая увлажняемая текстурированная пластина могут быть прозрачными. Техническим результатом является создание устройства для моделирования щелевого протока жидкости для обеспечения возможности испытательной жидкости открывать зазор, имитируя, таким образом, образование трещин. 16 з.п. ф-лы, 13 ил.

Многоэлектродный зонд бокового каротажа // 2617718

Изобретение относится к области геофизических исследований, а именно для электрического каротажа скважин. Сущность изобретения заключается в том, что каждый из электродов многоканального зонда бокового каротажа оснащен как минимум тремя цилиндрическими токосъемными контактами, равномерно разнесенными относительно друг друга по окружности корпуса. При этом каждый из токосъемных контактов установлен в теле корпуса с возможностью ограниченного хода перпендикулярно продольной оси последнего и с упором в упругую электропроводящую пластину, выполненную в виде овальной рессоры, закрепленной на шасси напротив каждого из мест посадки токосъемных контактов. На внутренней кольцевой поверхности каждого из электродов и каждого из цилиндрических изоляторов выполнены углубления-проточки, в которых размещены уплотнительные кольца, а скосы сопрягающихся торцевых поверхностей электродов и изоляторов выполнены под углом, при котором торцевая поверхность изолятора полностью накрывает сопрягаемую с ней торцевую поверхность электрода или прижимного устройства. Технический результат – повышение точности измерения исследуемых параметров и повышение надежности конструкции зонда многоэлектродного бокового каротажа. 3 ил.

Выполненная на основе решетки волоконно-оптическая система текущего контроля и измерения температуры и соответствующий способ для выработанного пространства действующего забоя при добыче угля в угольной шахте // 2620324

Изобретение относится к области термометрии и может быть использовано для измерения температуры для выработанного пространства действующего забоя при добыче угля в угольной шахте. Предложена, выполненная на основе решетки, волоконно-оптическая система текущего контроля и измерения температуры для выработанного пространства действующего забоя при добыче угля в угольной шахте. В выработанном пространстве (12) размещают от 3 до 5 станций (10) текущего контроля. Каждая станция (10) текущего контроля содержит от 10 до 12 выполненных на основе решетки волоконно-оптических датчиков (11) температуры. В каждой станции (10) текущего контроля выполненные на основе решетки волоконно-оптические датчики (11) температуры последовательно соединены между собой посредством отрезков (100) оптоволокна типа "пигтейл". Выводные концевые отрезки (100) оптоволокна типа "пигтейл" для выполненных на основе решетки волоконно-оптических датчиков (11) температуры соединены с волоконными световодами (80 и 81) обеспечения связи. Волоконные световоды (80 и 81) обеспечения связи соединены с оптоволоконным кабелем (6), используемым для передач при производстве горнорудных работ, посредством соединительной коробки (7) для волоконных световодов. Оптоволоконный кабель (6), используемый для передач при производстве горнорудных работ, соединен с вводным концом выполненного на основе решетки волоконно-оптического статического демодулятора (1). Выводной конец выполненного на основе решетки волоконно-оптического статического демодулятора (1) соединен с компьютером текущего контроля (2). Также раскрыт способ текущего контроля и измерения температуры на основе решеток и волоконных световодов для выработанного пространства действующего забоя при добыче угля в угольной шахте. Технический результат - обеспечение высокой точности измерения температуры, повышение оперативности текущего контроля температуры в выработанном пространстве действующего забоя при добыче угля. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.