Определение расстояния магнитными средствами при бурении параллельных скважин

Изобретение относится к способу бурения двух или большего количества параллельных скважин. Техническим результатом является повышение эффективности процесса бурения за счет уменьшения времени, в течение которого буровые установки не производят бурение, или за счет устранения необходимости в наличии дополнительного оборудования, которое используют исключительно для перемещения инструмента, спускаемого в скважину на тросе, в обсаженной скважине. Способ содержит следующие операции: измеряют направление и угол наклона, по меньшей мере, для одной из компоновок низа бурильной колонны (КНБК) в скважинах, осуществляют формирование магнитного поля, по меньшей мере, в одной из КНБК и измеряют магнитное поле в другой КНБК. Способ содержит операцию определения взаимного геометрического расположения одной КНБК относительно другой КНБК. Способ содержит следующую дополнительную операцию: определяют положение одной КНБК относительно геологической структуры Земли или геометрической формы Земли. Способ содержит следующую дополнительную операцию: осуществляют автоматическое позиционирование одной скважины относительно другой скважины таким образом, чтобы сохранить их предварительно заданное взаимное геометрическое расположение. 5 н. и 66 з.п. ф-лы, 14 ил.

 

РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ НА ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящая заявка на изобретение имеет притязание на приоритет предварительной заявки на патент США № 60/822,598 с датой подачи 16 августа 2006, имеющей название "Magnetic Ranging While Drilling Parallel Wells." Настоящая заявка на изобретение может являться родственной заявке на патент США № 11/550839 с датой подачи 19 октября 2006, имеющей название "Method and Apparatus for Locating Well Casings from an Adjacent Wellbore", и заявке на патент США № 11/781,704, с датой подачи 23 июля 2007, имеющей название "Method for Optimizing Magnetic Signals and Detecting Casing."

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Для бурения, например, пары параллельных скважин 102, 104 для областей применения с использованием гравитационного режима разработки с обработкой пласта паром, ГРОПП (Steam Assisted Gravity Drainage, SAGD), что показано на Фиг.1, использовались различные способы. Важной задачей при бурении таких скважин является достижение соответствующего расположения каждой скважины относительно друг друга. Используемый здесь термин "первая" горизонтальная скважина используют таким образом, что он относится к той скважине 102, которую бурят сначала (и которую в известном уровне техники заканчивают первой) и которая обычно является нижней продуктивной скважиной. В различных вариантах осуществления изобретения бурение "первой" скважины 102 может производиться незадолго перед бурением второй скважины. В отличие от этого термин "вторая" скважина относится к скважине 104, являющейся верхней скважиной, которую в известном уровне техники завершают второй по порядку.

Часто для бурения мелких скважин (глубиной несколько сотен метров) используют буровую установку для наклонного бурения. В буровой установке для наклонного бурения бурильная труба входит в землю под углом приблизительно 45°, поэтому может быть быстро создана скважина под углом 90°, то есть горизонтальная. После бурения в желательной зоне первую скважину 102 заканчивают хвостовиком со щелевидными продольными отверстиями и колонной насосно-компрессорных труб. Хвостовик со щелевидными отверстиями обычно имеет наружный диаметр (НД), равный 7 дюймам или 9-5/8 дюйма. Насосно-компрессорные трубы обычно имеют НД, равный 3-1/2 дюйма, и продолжаются до "носка" скважины. К "пятке" продуктивной скважины также может идти вторая колонна насосно-компрессорных труб.

Со ссылкой теперь на Фиг.2, затем в колонне насосно-компрессорных труб скважины № 1 102 размещают инструмент 202, спускаемый в скважину на тросе. Инструмент 202, спускаемый в скважину на тросе, необходим для определения расстояния между двумя скважинами 102, 104 и их относительного местоположения, то есть для определения информации, необходимой для регулировки направления второй скважины (№ 2) таким образом, чтобы она была параллельной скважине № 1. Компоновка 212 низа бурильной колонны, КНБК (BHA), в скважине № 2 104 содержит инструмент 214 для скважинных измерений в процессе бурения, СИПБ (MWD), и систему 216 для направленного бурения, например, поворотный двигатель с отклоняющим переводником или поворотную систему роторного бурения.

Существует два известных из уровня техники способа магнитной дальнометрии с использованием инструмента, спускаемого в скважину на тросе, внутри насосно-компрессорных труб.

В первом способе инструмент 202, спускаемый в скважину на тросе, формирует магнитное поле (), которое может быть измерено инструментом 214 для СИПБ в скважине № 2 (см. патент США № 5,485,089, RE 36,569, статью A. Kuckes и др. "New Electromagnetic Ranging/Surveying Method for Drilling Parallel Horizontal Twin Wells", SPE Drilling and Completion, June 1966, p.85-90). Инструмент 202, спускаемый в скважину на тросе, содержит большой соленоид, который формирует магнитное поле с известной (заданной) напряженностью и с известным (заданным) распределением поля. Насосно-компрессорные трубы и хвостовик обсадной колонны со щелевидными отверстиями оказывают воздействие на магнитное поле, но их влияние может быть устранено путем калибровки соленоида внутри насосно-компрессорных труб и обсадной колонны того же самого размера, выполняемой на поверхности. Величина измеренного магнитного поля указывает расстояние между этими двумя скважинами 102, 104, а направление магнитного поля указывает их относительные положения.

Теперь, со ссылкой на Фиг.3, во втором способе в переводнике 312, расположенном вблизи надбурового переходника, в скважине № 2 104 установлены сильные постоянные магниты, в то время как инструмент 302, спускаемый в скважину на тросе, содержит магнитометры (см. патент США № 5,589,775, статью T.L. Grills и др. "Magnetic ranging Technologies For Drilling Steam Assisted Gravity Drainage Well Pairs and Unique Well geometries - A Comparison of Technologies", SPE paper 79005, Nov. 4-7, 2002). Постоянные магниты вращаются вместе с надбуровым переходником, создавая, таким образом, вращающееся магнитное поле. Когда надбуровой переходник проходит мимо магнитометров 302, спускаемых в скважину на тросе, вращающиеся магниты 312 создают осциллирующее магнитное поле внутри насосно-компрессорных труб. Расстояние между скважинами 102, 104 получают из изменения магнитного поля с использованием измеренной глубины, на которой находится надбуровой переходник. Этот подход имеет недостаток, заключающийся в том, что магнитный переводник, расположенный вблизи надбурового переходника, расположен между отклоняющим переводником и надбурового переходника, за счет чего уменьшаются возможности системы по регулировке направления скважины.

Были предложены и иные способы, но они не были одобрены при бурении скважин, разрабатываемых в режиме ГРОПП (SAGD).

Система Single Wire Guidance™ ("однопроводная система регулировки направления") (см. патент США № 5,074,365, статью "Collision Avoidance Using a Single Wire Magnetic Ranging Technique at Milne Point, Alaska", C.R. Mallary et al, IADC/SPE paper 39389, March 3-6, 1998) содержит провод 402, служащий носителем электрического тока (I) к "носку" скважины № 1 102, при этом провод 402 является заземленным на обсадную трубу 404 (Фиг.4). Большая часть электрического тока возвращается на поверхность через обсадные трубы 404 и насосно-компрессорные трубы 406; однако на каждом футе вдоль их длины происходит утечка очень малой величины тока в пласт 200. Ток утечки изменяется от одного фута длины до другого фута длины в зависимости от свойств обсадной трубы, цемента и удельного сопротивления пласта. В общем случае обратный ток по обсадным трубам и насосно-компрессорным трубам может быть записан как I'(z), где z - измеренная глубина. Полный ток вдоль скважины № 1 102 равен I-I'(z). Полный ток является малым, изменяющимся и не является хорошо известным. Полный ток создает азимутальное магнитное поле вокруг ствола скважины, которое приблизительно может быть выражено следующим образом:

,

где - радиус-вектор от провода до точки наблюдения, - абсолютное значение вектора , - единичный вектор, указывающий направление от провода до точки наблюдения, - единичный вектор, указывающий направление вдоль оси провода, а Генри/м - магнитная проницаемость вакуума. Это магнитное поле может быть измерено посредством векторных магнитометров в инструменте 214 для СИПБ в скважине № 2 104. Направление на обсадную трубу может быть получено из трех ортогональных компонент магнитного поля. Однако расстояние до обсаженной скважины не может быть определено без точного значения тока утечки в зависимости от глубины, и отсутствует легкий способ получения I'(z).

Способ пассивной магнитной дальнометрии содержит операцию вставки постоянных магнитов внутрь стальной обсадной трубы. Постоянные магниты поочередно намагничены как "север-юг" (N-S) и "юг-север" (S-N) для создания распознаваемого распределения магнитного поля (патент США № 6,991,045). Магнитное поле измеряют магнитометрами для СИПБ, и эту информацию используют для регулировки направления скважины № 2. После этого постоянные магниты должны быть извлечены из обсаженной скважины.

Эти два стандартных способа магнитной дальнометрии, для которых требуется инструмент, спускаемый в скважину на тросе, в обсаженной скважине, являются неэффективными. Поскольку скважина является горизонтальной, то инструмент, спускаемый в скважину на тросе, необходимо постепенно проталкивать к "носку" скважины по мере бурения скважины № 2. Для этого требуется, чтобы скважина № 1 была оснащена оборудованием для непосредственного перемещения инструмента, спускаемого в скважину на тросе, посредством бурильной трубы, или буровыми насосами для спускания его вниз путем прокачки, или гибкими насосно-компрессорными трубами малого диаметра для проталкивания его вниз или спускаемым в скважину на тросе вытягивающим устройством для его извлечения. Все эти способы являются дорогостоящими и требуют наличия дополнительного оборудования на буровой площадке, предназначенного только лишь для перемещения инструмента, спускаемого в скважину на тросе.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На Фиг.1 показана пара параллельных скважин, разрабатываемых в режиме ГРОПП (SAGD) (известный уровень техники).

На Фиг.2 показан инструмент, спускаемый в скважину на тросе, размещенный внутри насосно-компрессорных труб скважины № 1 (известный уровень техники).

На Фиг.3 показана КНБК с наличием сильных постоянных магнитов, установленных в переводнике, расположенном вблизи надбурового переходника, в скважине № 2, а инструмент, спускаемый в скважину на тросе, который расположен в скважине № 1, содержит магнитометры (известный уровень техники).

На Фиг.4 показана система, в которой обеспечивают протекание электрического тока в скважине № 1 (известный уровень техники).

На Фиг.5 показан первый вариант осуществления магнитного инструмента определения расстояния, сконструированного в соответствии с раскрытием сущности настоящего изобретения.

На Фиг.6 показана часть магнитного инструмента для определения расстояния из Фиг.5 со сборочным узлом соленоида, снабженным турбогенератором.

На Фиг.7 показан второй вариант осуществления магнитного инструмента определения расстояния, сконструированного в соответствии с раскрытием сущности настоящего изобретения.

На Фиг.8 показан третий вариант осуществления магнитного инструмента определения расстояния, сконструированного в соответствии с раскрытием сущности настоящего изобретения.

На Фиг.9 показана картина распространения электрического тока для КНБК с наличием магнитного инструмента определения расстояния из Фиг.8 при бурении скважины с проводящим буровым раствором на водной основе.

На Фиг.10 показана схема последовательности операций для первого способа.

На Фиг.11 показана схема последовательности операций для второго способа.

На Фиг.12 показана схема последовательности операций для третьего способа.

На Фиг.13 показана относительная ориентация двух скважин.

На Фиг.14 показано относительное расстояние между двумя скважинами и их относительное положение.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Раскрытие сущности настоящего изобретения относится к способу бурения двух или большего количества, по существу, параллельных скважин, показанных на Фиг.1 (соответственно, скважин 102 и 104). Способы из настоящего изобретения, сущность которых раскрыта здесь, могут обеспечить повышение эффективности процесса бурения за счет уменьшения времени, в течение которого буровые установки не производят бурение, или за счет устранения необходимости в наличии дополнительного оборудования, которое используют исключительно для перемещения инструмента, спускаемого в скважину на тросе, в обсаженной скважине.

Одной из областей применения являются скважины, разрабатываемые в режиме ГРОПП (гравитационный режим разработки с обработкой пласта паром), который используют для добычи тяжелой нефти, например находящиеся в Канаде. Западная Канада имеет балансовые запасы нефти объемом 2,6 триллиона баррелей. Ежедневная добыча с использованием ГРОПП составляет приблизительно 1 миллион баррелей нефти. В способе ГРОПП производят бурение двух параллельных друг другу горизонтальных скважин, причем расстояние между ними обычно равно 5 метрам. Эти скважины обычно имеют протяженность по горизонтали, равную одному километру или более. Поддержание желательного расстояния между скважинами в пределах 1 метра на таком расстоянии является очень сложной задачей и выходит за пределы возможностей стандартных измерений направления и угла наклона при СИПБ.

Для эффективной добычи нефти в областях применения с использованием ГРОПП необходимо обеспечение малого допустимого отклонения параметров в пространстве между этими двумя скважинами. Пар нагнетают в верхнюю горизонтальную скважину, и он нагревает тяжелую нефть, делая ее менее вязкой. Затем горячая нефть перетекает в нижнюю скважину, и ее выкачивают на поверхность. Поддержание точного расстояния между двумя горизонтальными скважинами при сохранении параллельности этих двух скважин относительно друг друга, и соответствующее расположение верхней скважины над нижней скважиной являются очень важными факторами для получения высокой продуктивности скважины. Две скважины, разрабатываемые в режиме ГРОПП, которые расположены соответствующим образом, могут обеспечивать добычу до 60% нефти, содержащейся в пласте. Россия и Венесуэла имеют месторождения тяжелой нефти, объем которых в каждой из этих стран превышает триллион баррелей, а Соединенных Штаты Америки имеют месторождения тяжелой нефти, объем которых превышает 200 миллиардов баррелей. Скважины, разрабатываемые в режиме ГРОПП, могут представлять собой самое рентабельное средство добычи этих громадных ресурсов.

В раскрытии сущности настоящего изобретения описано бурение и завершение двух или большего количества скважин, выполняемое почти одновременно, что, следовательно, сокращает время бурения приблизительно в два раза при использовании второй буровой установки для установки инструмента, спускаемого в скважину на тросе, в соответствующее положение в обсаженной скважине. Если в настоящее времени для установки инструмента, спускаемого в скважину на тросе, в соответствующее положение используют гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра, насосы или вытягивающее устройство, то больше они не требуются. Способ обеспечивает регулировку направления скважины № 2 параллельно скважине № 1 при одновременном бурении этих двух скважин. Кроме того, одновременная работа двух буровых установок может привести к эксплуатационной эффективности скважин, поскольку персонал и источники снабжения могут быть совместно использованы для двух буровых установок.

Ключевая проблема, решенная в раскрытии сущности настоящего изобретения, состоит в том, каким образом следует расположить скважину № 2 относительно скважины № 1 при одновременном бурении обеих скважин. Одно решение состоит в использовании магнитных средств для определения расстояния между двумя компоновками низа бурильной колонны (КНБК) во время бурения. Одна КНБК может содержать источник магнитного поля, а другая КНБК содержит магнитометры, предназначенные для обнаружения магнитного поля. Скважину № 1 бурят относительно геологии пласта, и она является опережающей относительно скважины № 2 на небольшое расстояние (обычно равное 10-100 м). Например, целесообразными являются расстояния, равные приблизительно 10 м, 20 м или 30 м, так как они соответствуют одной, двум или трем свечам бурильных труб. Скважину № 2 бурят параллельно первой скважине с использованием магнитной дальнометрии.

Несмотря на то, что термины "первая" скважина и "вторая" скважина обычно относятся здесь, соответственно, к нижней продуктивной скважине, которую заканчивают первой, и к расположенной выше непродуктивной скважине, которую заканчивают второй по порядку, в раскрытии сущности настоящего изобретения также могут быть использованы взаимозаменяемые термины "скважина A" и "скважина B", служащие только лишь для ссылки, для проведения различий между скважиной, в которой осуществляют генерацию магнитного поля, и скважиной, в которой производят измерение магнитного поля.

Один из вариантов осуществления изобретения показан на Фиг.5. Скважина № 1 102 снабжена КНБК 510, состоящей из головки 511 бура, поворотного двигателя или поворотной системы 512 роторного бурения, инструмента 513 для СИПБ, предназначенного для телеметрии и для измерений направления и угла наклона, возможно, каротажного устройства для каротажа во время бурения, КВБ (LWD) (который на чертеже не показан), предназначенного для измерения свойств пласта, и соленоида 515, расположенного в воротнике бура. Источником электроэнергии для соленоида 515 могут служить аккумуляторы или турбина, приводимая в действие буровым раствором. Соленоид 515 может быть установлен в узле оправки внутри воротника бура, как показано на Фиг.6, или может быть намотан вокруг наружной части воротника бура. Со ссылкой на Фиг.6, в предпочтительном варианте осуществления изобретения воротник бура 601 является немагнитным для обеспечения возможности более легкого прохождения магнитных полей, формированных соленоидом 515, через стенку 601 воротника бура. Соленоид 515 состоит из магнитного сердечника с очень высокой магнитной проницаемостью, например, из мю-металла, с катушками, намотанными вокруг сердечника. Соленоид 515 может быть заключен внутри немагнитного корпуса 603, выдерживающего высокое давление. Кольцевой канал 605, расположенный между корпусом 603, выдерживающим высокое давление, и воротником бура 601, обеспечивает желоб для бурового раствора. Внутри корпуса 603, выдерживающего высокое давление, также содержится силовая и управляющая электроника 607. Турбина 609, приводимая в действие буровым раствором, может обеспечивать до нескольких киловатт мощности для приведения соленоида в действие. Телеметрическая линия связи с инструментом 513 для СИПБ в КНБК 510 обеспечивает средство передачи данных и команд между соленоидом и инструментом 513 для СИПБ, который может также получать команды с поверхности по нисходящей линии связи.

В вариантах осуществления изобретения, в которых соленоид 515 намотан вокруг наружной части воротника 601 бура, в предпочтительном варианте осуществления изобретения соленоид является немного утопленным для механической защиты. Кроме того, для усиления магнитного поля воротник бура может быть выполнен из магнитного материала.

И вновь со ссылкой на Фиг.5, КНБК № 2 520 (размещенная в скважине № 2 104) содержит головку 521 бура, поворотный двигатель или поворотную систему 522 роторного бурения, инструмент 523 для СИПБ, предназначенный для телеметрии и для измерений направления и угла наклона, и, возможно, каротажное устройство для каротажа во время бурения (КВБ) (на чертеже не показан), предназначенное для измерения свойств пласта. В варианте осуществления изобретения, показанном на Фиг.5, КНБК № 2 520 в предпочтительном варианте содержит трехосный магнитометр, который может быть расположен в инструменте 523 для СИПБ или в ином переводнике.

Теперь будет приведено подробное объяснение способа бурения двух скважин 102, 104. Сначала бурят скважину № 1 102 согласно геологическому строению разреза, и по направлению, и по углу наклону она является опережающей относительно скважины № 2 104. (В альтернативном варианте осуществления изобретения скважина № 1 102 может являться нагнетающей скважиной; их порядок не является существенным для обсуждения раскрытия сущности настоящего изобретения.) Данные из КНБК № 1 510 передают на поверхность, интерпретируют, и при необходимости буровой мастер корректирует траекторию скважины № 1 102 путем передачи команд в поворотную систему 522 роторного бурения или путем ориентации поворотного двигателя. Скважину № 2 104 бурят одновременно со скважиной № 1 102, причем ее магнитометры расположены вблизи от соленоида 515 в КНБК № 1 102. Когда расстояние между соленоидом 515 и инструментом № 1 513 для СИПБ является достаточно большим, то магнитное поле, сформированное соленоидом 515, не будет влиять на магнитометры в инструменте 513 для СИПБ. Если эти два устройства находятся в непосредственной близости, то соленоид 515 должен быть выключен при считывании показаний магнитометра, измеряющего магнитное поле Земли. В альтернативном варианте осуществления изобретения в инструменте 513 для СИПБ может быть использован гироскоп для получения данных об азимутальном направлении.

Ниже приведено описание примера функционирования и сбора данных со ссылкой на Фиг.5 и 10. Приведенное ниже описание содержит операции, которые могут быть опциональными, излишними или могут быть выполнены многими сторонами. Обычно различные работы по техническому обслуживанию одной и той же буровой установки выполняются множеством компаний. Таким образом, подразумевают, что способы ограничены только лишь прилагаемой формулой изобретения.

Способ может содержать операцию остановки процесса бурения и остановки вращения каждой КНБК 510, 520 (операцию 1002). Процесс может быть остановлен в тот момент, когда становится важным, чтобы бурение скважин 102, 104 производилось в точном местоположении. Способ также может быть итерационным, и операция 1002 может представлять собой начало итерации.

Способ может содержать операцию измерения направления и угла наклона для каждой КНБК 510, 520 (операцию 1004). В некоторых вариантах осуществления изобретения такие измерения могут быть выполнены при помощи стандартных средств измерения направления и угла наклона ("D&I"), расположенных в каждой КНБК 510, 520. Например, направление может быть измерено магнитометрами, которые в качестве репера используют магнитное поле Земли, а угол наклона может быть измерен акселерометрами, которые в качестве репера используют направление силы тяжести. Несмотря на то, что удобно и целесообразно измерять направление и угол наклона для обеих КНБК, этот способ может быть также применен при измерении направления и угла наклона только одной КНБК, которыми предпочтительно являются направление и угол наклона первой КНБК 510. Поскольку относительное положение второй КНБК 520 получают из результатов измерений магнитного поля, то измерение направления и угла наклона второй КНБК 520 не является необходимым.

Способ может содержать операцию включения буровых насосов в скважине № 1 102 и приведения в действие соленоида 515 в КНБК № 1 510 (операцию 1006). Буровые насосы могут быть задействованы для гидроимпульсного канала связи, но это не является обязательным, и в некоторых примерах, в которых использованы другие виды телеметрии (например, бурильная труба с проводным каналом связи, электромагнитные импульсы), буровые насосы могут не использоваться.

Способ может содержать операцию измерения магнитного поля от соленоида 515 магнитометрами в скважине № 2 104 при одновременном измерении тока в соленоиде 515 (операцию 1008). В некоторых вариантах осуществления изобретения ток в соленоиде 515 изменяют на обратный полностью для удаления из данных вклада от магнитного поля Земли. Операции измерения электрического тока и магнитного поля показаны здесь для удобства как одна операция; в альтернативном варианте эти измерения могут быть выполнены отдельно.

Способ может содержать операцию передачи результатов измерений из каждой КНБК 510, 520 на поверхность (на Фиг.10 эта операция не показана). Скольжение КНБК вдоль ствола скважины привело бы к получению результатов измерений на нескольких измеренных глубинах.

Способ может содержать операцию анализа данных, полученных из КНБК № 1 510, для определения положения КНБК № 1 510 относительно геологической структуры (операцию 1010). В некоторых вариантах осуществления изобретения эти данные содержат данные оценки параметров продуктивного пласта, собранные другими каротажными устройствами для каротажа во время бурения (КВБ), находящимися в КНБК № 1 510.

Способ может содержать операцию планирования направления и угла наклона для бурения следующего участка скважины № 1 102 (операцию 1012). В некоторых вариантах осуществления изобретения план для первой КНБК № 1 510 основан на необходимости или на желании сохранить определенное положение скважины 102 относительно границ пласта или иных геологических объектов.

Способ может содержать операцию анализа данных, полученных из КНБК № 2 520, для определения ее положения и направления относительно КНБК № 1 510 (операцию 1014). Используют тот же самый анализ, как и в том случае, когда соленоид 515 расположен внутри обсаженной скважины, что является известным для обычных специалистов в данной области техники.

Способ может содержать операцию планирования направления и угла наклона для бурения следующего участка скважины № 2 104 для сохранения параллельности скважины № 2 104 относительно скважины № 1 102 (операцию 1016). Это выполняют исходя из запланированной траектории скважины № 1 102 и положения скважины № 2 104 относительно скважины № 1 102. Эта операция может также обеспечивать учет ошибок в позиционировании скважины № 2 104. Таким образом, путем планирования направления и угла наклона скважины № 2 может быть скомпенсировано неправильное расположение скважины № 2, а также может быть скорректирована запланированная траектория скважины № 1 102.

Способ может содержать операцию возобновления бурения в обеих скважинах 102, 104 (операцию 1018).

Второй пример проиллюстрирован на Фиг.7. КНБК № 1 710 состоит из головки 711 бура, поворотного двигателя или поворотной системы 712 роторного бурения, инструмента 713 для СИПБ, предназначенного для телеметрии и для измерений направления и угла наклона, возможно, каротажного устройства для каротажа во время бурения (КВБ) (который на чертеже не показан), предназначенного для измерения свойств пласта, и, по меньшей мере, одного одноосевого магнитометра 715, расположенного вдоль оси КНБК. В некоторых вариантах осуществления изобретения также может быть полезен трехосный магнитометр.

КНБК № 2 720 содержит головку 721 бура, переводник 725 с постоянными магнитами, поворотный двигатель или поворотную систему 722 роторного бурения, и инструмент 723 для СИПБ, предназначенный для телеметрии и для измерений угла наклона и направления. Постоянные магниты 725 могут быть установлены в надбуровом переводнике, расположенном вблизи головки бура. КНБК № 1 710 является опережающей относительно КНБК № 2 720, поэтому постоянные магниты 725 в КНБК № 2 720 расположены в непосредственной близости от одноосевых магнитометров в КНБК № 1 710 или немного впереди этой точки.

На Фиг.7 и 11 показан иллюстративный пример последовательности выполнения операций и сбора данных. Приведенное ниже описание содержит операции, которые могут быть необязательными, излишними или могут быть выполнены многими сторонами. Обычно различные работы по техническому обслуживанию одной и той же буровой установки выполняются множеством компаний. Таким образом, подразумевают, что способы ограничены только лишь прилагаемой формулой изобретения.

Способ может содержать операцию остановки процесса бурения и остановки вращения каждой КНБК 710, 720 (операцию 1102). Процесс бурения/вращения может быть остановлен в тот момент, когда становится важным, чтобы бурение скважин 102, 104 производилось в точном месте. Способ может также быть итерационным, и операция 1102 может представлять собой начало итерации.

Способ может содержать операцию измерения направления и угла наклона для КНБК № 1 710 (операцию 1104). В некоторых вариантах осуществления изобретения такие измерения могут быть выполнены при помощи стандартных средств измерения направления и угла наклона ("D&I"), расположенных в КНБК 710.

Способ может содержать операцию вращения постоянных магнитов в КНБК № 2 720 при скользящем перемещении КНБК № 2 720 (операцию 1106) и операцию измерения магнитного поля в КНБК № 1 710 в зависимости от измеренной глубины КНБК № 2 720 (операцию 1108). КНБК № 2 720 предпочтительно проскальзывает немного дальше, чем расстояние между скважинами, впереди и позади магнитометров в КНБК № 1 710. Изменение магнитного поля в зависимости от измеренной глубины определяет расстояние между скважинами.

Способ может содержать операцию измерения направления и угла наклона в КНБК № 2 720 во время скольжения КНБК № 2 720 (операцию 1110). В другом примере направление и угол наклона КНБК № 2 720 могут быть измерены в тот момент, когда КНБК № 2 720 является неподвижной, хотя это может увеличивать время этого процесса.

Способ может содержать операцию передачи результатов измерений из каждой КНБК 710, 720 на поверхность (на Фиг.11 эта операция не показана).

Способ может содержать операцию анализа данных, полученных из КНБК № 1 710, для определения положения КНБК № 1 710 относительно геологической структуры (операцию 1112). В некоторых вариантах осуществления изобретения это определение выполняют на основании данных, полученных из каротажных устройств для каротажа во время бурения (КВБ), которые содержатся в КНБК 710.

Способ может содержать операцию планирования направления и угла наклона для бурения следующего участка ствола скважины 102 (операцию 1114). В некоторых вариантах осуществления изобретения план для КНБК № 1 710 основан на необходимости или на желании сохранить определенное положение скважины 102 относительно границ пласта или иных геологических объектов.

Способ может содержать операцию анализа данных, полученных из КНБК № 2720, для определения ее положения и направления относительно КНБК № 1 710 (операцию 1116). Используют тот же самый анализ, как и в том случае, когда магнитометр расположен внутри обсаженной скважины, что является известным для обычных специалистов в данной области техники.

Способ может содержать операцию планирования направления и угла наклона для бурения следующего участка скважины № 2 104 для сохранения параллельности скважины № 2 104 относительно скважины № 1 102 (операцию 1118). Это выполняют исходя из запланированной траектории скважины № 1 102 и положения скважины № 2 104 относительно скважины № 1 102. Эта операция может также обеспечивать учет ошибок в позиционировании скважины № 2 104. Таким образом, путем планирования направления и угла наклона скважины № 2 может быть скомпенсировано неправильное расположение скважины № 2, а также может быть скорректирована запланированная траектория скважины № 1 102.

Способ может содержать операцию возобновления бурения в обеих скважинах 102, 104 (операцию 1120).

В альтернативном варианте способ может включать в себя следующие операции: КНБК № 2 720 удерживают в неподвижном состоянии, а КНБК № 1 710 перемещают путем скольжения назад, одновременно производя измерения магнитного поля, созданного вращающимися магнитами 725, магнитометром 715. КНБК № 2 перемещают на расстояние, приблизительно равное удвоенному расстоянию между скважиной № 1 102 и скважиной № 2. Другие операции способа являются аналогичными тем операциям, краткое описание которых было приведено выше.

Третий пример показан на Фиг.8. КНБК № 1 810 состоит из головки 811 бура, поворотного двигателя или поворотной системы 812 роторного бурения, инструмента 813 для СИПБ, предназначенного для телеметрии и для измерений направления и угла наклона, возможно, каротажного устройства 814 для каротажа во время бурения (КВБ), предназначенного для измерения свойств пласта, и воротника бура 815, снабженного изолированным зазором и способного передавать электрический ток через зазор. Инструмент для электромагнитной телеметрии при СИПБ, например, прибор типа E-Pulse™, может обеспечивать телеметрию, измерения направления и угла наклона (см. патент США № 7,080,699), а также может обеспечивать изолированный зазор 815 для формирования магнитного поля, используемого для измерения расстояния магнитными средствами. Устройство 814 каротажа сопротивления для каротажа во время бурения (КВБ) в КНБК № 1 810 является целесообразным не только для забойной системы контроля и управления параметрами бурения, но также и для способа определения расстояния магнитными средствами, описание которого приведено ниже. Например, прибор типа Periscope15™ помог бы обеспечивать надлежащее расположение скважины № 1 102 относительно слоев пласта, измеряя при этом удельное сопротивление пласта вокруг скважины № 1 102. КНБК № 2 820 содержит головку 821 бура, поворотный двигатель или поворотную систему 822 роторного бурения, инструмент 823 для СИПБ, предназначенный для телеметрии и для измерений направления и угла наклона, и, по меньшей мере, один трехосный магнитометр, который может быть расположен в инструменте 823 для СИПБ.

Как и ранее, скважину № 1 102 бурят согласно геологическому строению разреза, а скважину № 2 104 бурят таким образом, чтобы сохранить конкретное направление и конкретное расстояние от скважины № 1 102. КНБК № 2 820 немного отстает от КНБК № 1 810, поэтому его трехосный магнитометр расположен вблизи манжеты изолированного зазора в КНБК № 1 810.

Создают электрический ток (I(0)) известной амплитуды, частоты и фазы, проходящий через изолированный зазор в КНБК № 1. Инструмент для СИПБ, например инструмент типа E-Pulse™, может создавать электрический ток силой 17 А в диапазоне частот от менее 1 Гц до приблизительно 50 Гц. Инструмент для СИПБ типа E-Pulse™ также может измерять ток в изолированном зазоре и напряжение в зазоре, определяя таким образом среднее удельное сопротивление пласта по длине КНБК.

Когда бурение скважин 102, 104 производят с проводящим буровым раствором на водной основе, БРВО (WBM), то электрический ток течет вдоль КНБК 810 к головке бура, а также течет в радиальном направлении от воротников бура в пласт (см. Фиг.9). Аксиальный ток I(z) уменьшается приблизительно по линейному закону с увеличением расстояния от изолированного зазора 815 и равен почти нулю на торце головки 811 бура. Например, в КНБК № 1 810 электрический ток посередине между изолированным зазором 815 и головкой 811 бура приблизительно равен I(0)/2, где I(0) - электрический ток в изолированном зазоре 815. Электрический ток в КНБК № 1 810 также уменьшается с увеличением расстояния выше изолированного зазора 815, но обычно в более медленной степени.

Когда бурение скважины производят с непроводящим буровым раствором на нефтяной основе, БРНО (OBM), то электрический ток ниже изолированного зазора 815 остается приблизительно постоянным. Большая часть тока выходит из нижней КНБК 810 через торец головки 811 бура, поскольку плотный механический контакт головки бура с пластом, который необходим для бурения, также обеспечивает электрический контакт. В промежутке между изолированным зазором 815 и головкой 811 бура КНБК 810 имеет минимальный электрический контакт с пластом.

При бурении с БРВО либо с БРНО вдоль КНБК № 1 810 течет значительный электрический ток. Изменение этого тока с увеличением расстоянием от изолированного зазора 815 может быть легко оценено в том случае, когда удельное сопротивление пласта и удельное сопротивление бурового раствора являются известными. В любом случае электрический ток в изолированном зазоре может быть точно измерен, и эту информацию передают на поверхность.

Как и в системе Single Wire Guidance™ ("однопроводная система регулировки направления") ток I(z) создает азимутальное магнитное поле с центром в КНБК № 1 810. При бурении с БРВО магнитное поле в поперечной плоскости изолированного зазора 815 (то есть при z=0) задано следующим выражением:

,

где - радиус-вектор от оси КНБК № 1 810 до точки наблюдения, - абсолютное значение вектора , - единичный вектор, указывающий направление от оси КНБК № 1 810 до точки наблюдения, - единичный вектор, указывающий направление вдоль оси КНБК № 1 810. Со ссылкой на Фиг.9, ток (I') возвращается через пласт внутри круга радиуса r, поэтому полный ток внутри круга равен [I(0)-I']. Грубое приближение состоит в том, что электрический ток течет по сферической траектории в пласте. Следовательно, ток на радиусе r вошел в пласт в точке z=r и возвратился в КНБК в точке z=-r. Если r является малым по сравнению с L (длина КНБК № 1 ниже зазора), то I'/I(0)~r/L. Например, когда L=60 м и r=5 м, то I'~0,08I(0), поэтому I' является малой поправкой. Более точный результат может быть получен из известной геометрической конфигурации КНБК и измеренных значений удельного сопротивления пласта и бурового раствора с использованием программы моделирования методом конечных элементов.

Когда трехосный магнитометр в КНБК № 2 820 расположен вблизи от поперечной плоскости, содержащей изолированный зазор, то магнитное поле , измеренное в КНБК № 2 820, зависит от расстояния r между двумя скважинами, от относительного направления от КНБК № 1 до КНБК № 2 и от относительной ориентации между двумя скважинами, то есть от угла между и , где указывает направление вдоль оси КНБК № 2. Так как I(0) измерено в КНБК № 1 810, то может быть оценено значение I', и измерены три компоненты магнитного поля, относительная геометрическая зависимость между КНБК № 1 810 и КНБК № 2 820 может быть выведена после той же самой общей процедуры, которая подробно описана в заявке на патент США № 11/550839. Конкретный пример, иллюстрирующий то, каким образом определяют расстояние между двумя КНБК, относительное направление от КНБК № 1 810 до КНБК № 2 820 и относительную ориентацию между этими двумя КНБК, приведен ниже.

Пример последовательности операций и сбора данных показан на Фиг.8, 9 и 12. Приведенное ниже описание содержит операции, которые могут быть необязательными, излишними или могут быть выполнены многими сторонами. Обычно различные работы по техническому обслуживанию одной и той же буровой установки выполняются множеством компаний. Таким образом, подразумевают, что способы ограничены только лишь прилагаемой формулой изобретения.

Способ может содержать операцию остановки процесса бурения и остановки вращения каждой КНБК 810, 820 (операцию 1202). Процесс может быть остановлен в тот момент, когда становится важным, чтобы бурение скважин 102, 104 производилось в точном месте. Способ также может быть итерационным, и операция 1202 может представлять собой начало другой итерации.

Способ может содержать операцию установки трехосного магнитометра в КНБК № 2 820 в предварительно заданное положение в плоскости изолированного зазора 815 (операцию 1204). В некоторых вариантах осуществления изобретения такая операция установки в предварительно заданное положение, в частности, содержит операцию скользящего перемещения КНБК № 2 820 до тех пор, пока трехосный магнитометр не будет установлен в заданном положении.

Способ может содержать операцию измерения направления и угла наклона для обеих КНБК 810, 820 (операцию 1206). В некоторых вариантах осуществления изобретения такие измерения могут быть выполнены при помощи стандартных средств измерения направления и угла наклона ("D&I"), расположенных в КНБК 810, 820. Несмотря на то, что удобно и целесообразно измерять направление и угол наклона для обеих КНБК, этот способ может быть также применен при измерении направления и угла наклона только одной КНБК, которыми являются направление и угол наклона первой КНБК 810. Поскольку относительное положение второй КНБК 820 получают из результатов измерений магнитного поля, то измерение направления и угла наклона второй КНБК 820 не является необходимым.

Способ может содержать операцию генерации электрического тока I(0) в изолированном зазоре 815 первой КНБК 810 и измерения амплитуды тока I(0) (операцию 1208). Для удобства операции генерации электрического тока и измерения электрического тока показаны здесь как одна операция; в альтернативном варианте такие измерения могут быть выполнены отдельно.

Способ может содержать операцию измерения результирующего магнитного поля магнитометрами в КНБК № 2 820 (операцию 1210).

Способ может содержать операцию анализа данных, полученных из КНБК № 1 810, для определения положения КНБК № 1 810 относительно геологической структуры (операцию 1212). В некоторых вариантах осуществления изобретения это определение выполняют на основании данных, полученных из каротажных устройств для каротажа во время бурения (КВБ), которые содержатся в КНБК 810.

Способ может содержать операцию планирования направления и угла наклона для бурения следующего участка ствола скважины 102 (операцию 1214). В некоторых вариантах осуществления изобретения план для первой КНБК 810 основан на необходимости или на желании сохранить определенное положение скважины № 1 102 относительно границ пласта или иных геологических объектов.

Способ может содержать операцию анализа данных, полученных из КНБК № 2 820, для определения положения и направления КНБК № 2 820 относительно КНБК № 1 810 (операцию 1216). Эта операция анализа может содержать операцию использования результатов измерений магнитного поля, созданного электрическим током, текущим по КНБК № 1 810. Например, для определения положения и направления КНБК № 2 820 относительно КНБК № 1 810 могут быть проанализированы данные о магнитном поле, полученные из КНБК № 2 820. Операция 1216 может содержать операцию введения поправок для обратного тока возвращения I'. Используют тот же самый анализ, как и в том случае, когда магнитометр расположен внутри обсаженной скважины, что является известным для обычных специалистов в данной области техники.

Способ может содержать операцию планирования направления и угла наклона для бурения следующего участка скважины № 2 104 для сохранения параллельности скважины № 2 104 относительно скважины № 1 102 (операцию 1218). План может быть основан на запланированной траектории скважины № 1 102 и на положении скважины № 2 104 относительно скважины № 1 102. Операция 1218 также может обеспечивать учет ошибок в позиционировании скважины № 2 104. Таким образом, путем планирования направления и угла наклона скважины № 2 может быть скомпенсировано неправильное расположение скважины № 2, а также может быть скорректирована запланированная траектория скважины № 1 102.

Способ может содержать операцию возобновления бурения в обеих скважинах 102, 104 (операцию 1220).

Существует множество возможных разновидностей операций и применений. Например, изолированный зазор может быть расположен в КНБК № 2, а магнитометры могут быть размещены в КНБК № 1. Не является необходимым, чтобы магнитометр в КНБК № 2 820 был расположен в поперечной плоскости с центром в изолированном зазоре 815. В буровом растворе на водной основе (БРВО) электрический ток I(z) в КНБК № 1 уменьшается с увеличением расстояния z прогнозируемым образом, поэтому магнитное поле B(z) может быть вычислено из следующего уравнения:

,

где магнитометр в КНБК № 2 820 расположен на расстоянии z от поперечной плоскости изолированного зазора 815. Если бурение скважины производят с изолирующим буровым раствором на нефтяной основе (БРНО), то магнитное поле может быть вычислено из следующего уравнения:

,

поскольку электрический ток в КНБК № 1 810 является постоянным между изолированным зазором 815 и головкой 811 бура.

В альтернативном варианте обе КНБК могут содержать изолированные зазоры и магнитометры для того, чтобы каждая КНБК могла осуществлять формирование магнитного поля, регистрируемого другой КНБК. Кроме того, не является обязательным, чтобы одна КНБК фактически являлась опережающей относительно другой КНБК. Обе головки бура могут находиться на одной и той же измеренной глубине, при этом относительные места расположения и ориентации скважин определяют способом магнитной дальнометрии.

Бурение одной или обеих скважин может быть произведено с использованием гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра, а не буровых установок. Их бурение также может быть осуществлено на обсадных колоннах, где обсадная труба заменяет собой бурильную трубу. Измерение магнитного поля во время бурения обеих скважин и удаление из данных влияния вращения обеспечивает непрерывные данные регулировки направления для КНБК № 2. В КНБК № 1 могут быть использованы способы непрерывного определения направления и угла наклона.

Способы, описанные на Фиг.10, 11 и 12, могут быть частично автоматизированы для уменьшения объема работ, выполняемых людьми. Компьютеры могут получать и обрабатывать данные из скважины, выполнять вычисления, в том числе, расстояния и относительных положений двух КНБК, и выполнять большинство операций, изображенных в общих чертах на Фиг.10, 11 и 12. Человек-оператор обеспечивал бы правильность траектории КНБК № 1 (операция 1012 на Фиг.10, операция 1114 на Фиг.11 и операция 1214 на Фиг.12) при условии, что КНБК № 1 расположена в пласте соответствующим образом. Однако автоматизация может быть использована для отслеживания и регулировки положения КНБК № 2 относительно положения КНБК № 1. В частности, операции, включающие в себя определение положения КНБК № 2 и планирование траектории скважины КНБК № 2 (операции 1014 и 1016 на Фиг.10, операции 1116 и 1118 на Фиг.11, и операции 1216 и 1218 на Фиг.12), могут быть выполнены компьютером в автоматизированном режиме. Человек-оператор "бурит" первую скважину 102, а компьютер "бурит" вторую скважину. То есть компьютер автоматически регулирует траекторию второй скважины 104 таким образом, чтобы она была расположена на предварительно заданном расстоянии от первой скважины 102 и в предварительно заданном положении относительно первой скважины 102. Таким образом, бурение обеих скважин может производиться одновременно.

Соленоидом, используемым в описанном здесь первом варианте осуществления изобретения, может являться постоянный магнит. В таком варианте осуществления изобретения магнитное поле Земли могло быть вычтено из результатов измерений с использованием данных, полученных из инструмента для СИПБ в КНБК № 1. Вращающимися магнитами в описанном здесь втором варианте осуществления изобретения могут являться короткие соленоиды, установленные перпендикулярно оси КНБК, и они могут быть возбуждены электрическими токами. В таком варианте осуществления изобретения воротник бура необязательно должен вращаться, электрические токи в этих двух соленоидах могут иметь сдвиг по фазе, равный 90°, и их возбуждение может производиться на низкой частоте.

Другой потенциально возможной областью применения описанных здесь способов измерения расстояния магнитными средствами является добыча нефти из битуминозных сланцев с использованием большого количества параллельных вертикальных скважин с сохранением точного расстояния между ними. При использовании магнитных средств для измерения (определения) расстояния между соседними КНБК бурение таких параллельных вертикальных скважин может производиться попарно или может производиться одновременное бурение даже нескольких таких скважин.

Другой потенциально возможной областью применения является бурение U-образных скважин. В этом случае желательным результатом является пересечение стволов двух скважин, бурение которых производят с противоположных направлений с использованием двух буровых установок. В области небольшого перекрытия может быть использована магнитная дальнометрия или измерение расстояния магнитными средствами между одной КНБК и другой КНБК для наведения на цель и для бурения двух скважин таким образом, чтобы они пересеклись.

Магнитная дальнометрия между двумя КНБК при бурении может быть также использована для непараллельных скважин для определения их относительного положения (например, максимального сближения). Математическая модель, используемая для получения соответствующих алгоритмов, может иметь различные уровни сложности. Например, поле от КНБК № 1 может быть смоделировано как линейный электрический диполь в проводящей среде. В альтернативном варианте модель может представлять собой числовую модель, которая включает в себя обе КНБК в явном виде, включает в себя изменения удельного сопротивления пласта, удельного сопротивления буровой скважины и т.д. Бурение второй скважины может производиться автоматически с использованием сигнала обратной связи, полученного из магнитного поля, созданного КНБК в первой скважине.

Теперь представлен пример того, каким образом определяют геометрическую зависимость между КНБК № 1 810 и КНБК № 2 820 для скважин, разрабатываемых в гравитационном режиме разработки с обработкой пласта паром, ГРОПП (SAGD) (см. Фиг.1). Обе скважины являются горизонтальными и обычно имеют длину 0,5-1,5 километра. Продуктивной скважиной 102 обычно является нижняя скважина, разрабатываемая в режиме ГРОПП (SAGD), а нагнетающей скважиной обычно является верхняя скважина 104, разрабатываемая в режиме ГРОПП (SAGD). Нижняя скважина 102 должна быть расположена около дна нефтеносной зоны с тяжелой нефтью, то есть должна быть расположена относительно геологической структуры, в то время как верхняя скважина 104 должна быть расположена на постоянном расстоянии, которое обычно равно 5 м от нижней скважины 102, и должна быть расположена непосредственно над ней. Следовательно, их бурение также производят относительно геометрической конфигурации Земли (то есть по горизонтали, и скважина 104 расположена над скважиной 102). Первая скважина 102 содержит КНБК № 1 810, которая является опережающей относительно КНБК № 2 820 на 10 или более метров (см. Фиг.8). КНБК № 1 810 содержит каротажное устройство для каротажа во время бурения (КВБ), например, прибор типа PeriScope15™, предназначенный для того, чтобы скважина 102 располагалась в соответствующем месте относительно нефтеносной зоны с тяжелой нефтью, то есть относительно геологической структуры.

На Фиг.13 показаны относительные направления двух скважин и углы, связанные с относительной ориентацией между этими двумя скважинами. Система координат (х,y,z) связана со второй скважиной 104, где - единичный вектор, направленный вдоль оси КНБК № 2 820 и указывающий направление к головке 821 бура. Система координат выбрана таким образом, что начало координат расположено в магнитометре, находящемся в инструменте 823 для СИПБ. Единичный вектор указывает направление вниз (направление силы тяжести). Направление может быть определено по показаниям акселерометров в инструменте 823 для СИПБ, используемом для бурения второй скважины 104. Единичный вектор направлен вдоль оси КНБК № 1 810 и указывает направление к головке 811 бура. Угол ϕ определяет относительную ориентацию этих двух скважин, а проекция на плоскость (х,y,0) образует угол θ относительно оси х, где оба угла выражены в радианах. Для скважин, разрабатываемых в режиме ГРОПП (SAGD), для скважины 102 и скважины 104 допустимы лишь малые отклонения от их параллельности. Следовательно, допустимо лишь малое приближенное значение угла ϕ<<1. Угол θ может принимать значения в интервале между 0 и 2π радиан.

Допустим, что изолированный зазор 815 в КНБК № 1 810 в первой скважине расположен в плоскости магнитометра 823, то есть в точке z=0. К тому же КНБК № 1 810 должна быть расположена непосредственно под КНБК № 2 820. Однако, как показано на Фиг.14, ось КНБК № 1 810 может пересекать плоскость z=0 в точке (x ₀, y ₀ ,0). Для скважин, разрабатываемых в режиме ГРОПП (SAGD), смещение y ₀ от вертикали должно быть намного меньшим, чем расстояние x ₀ между скважинами, или y ₀<<x ₀ . Следовательно, угол γ, определяемый выражением , также будет очень малым, то есть γ<<1. В этом примере радиус-вектор указывает вектор от изолированного зазора 815 до магнитометра, расположенного в инструменте 823 для СИПБ, . Расстояние между этими двумя КНБК равно , а направление от КНБК № 1 к КНБК № 2 указывает вектор , образующий угол γ относительно оси x.

Ток I(0), протекающий через изолированный зазор 815, создает в магнитометре 823 магнитное поле, выраженное соотношением:

.

Имеются три компоненты магнитного поля , которые могут быть измерены векторным магнитометром в инструменте 823 для СИПБ.

Для простоты в описанном ниже анализе магнитным полем Земли пренебрегают и предполагают, что КНБК являются неподвижными. Эти ограничения могут быть сняты. Например, переменный ток создает переменное магнитное поле, которое может быть отделено от статического магнитного поля Земли. Кроме того, если КНБК № 2 820 во второй скважине 104 вращается с известной частотой, то данные магнитометра могут быть преобразованы из системы координат вращающегося инструмента в неподвижную систему координат, связанную с Землей.

Задачей является определение следующих количественных величин для скважин, разрабатываемых в режиме ГРОПП (SAGD): расстояния r между двумя скважинами, направления от КНБК № 1 до КНБК № 2, которое связано со смещением относительно вертикали (), и относительной ориентации двух скважин θ и ϕ. Имеются четыре измеренных или известных величины: I(0), , и , и четыре неизвестных величины, однако не все неизвестные могут быть определены по результатам измерений магнитного поля, выполненных на одной глубине.

Предполагая, что используется приближение малых углов, трехосный магнитометр измеряет три компоненты поля, которые заданы аппроксимирующими уравнениями:

,,и

.

Компонента является наибольшей, то есть и . В идеальной ситуации y ₀ = 0, поэтому = 0, и ϕ=0, поэтому =0.

Эти уравнения могут быть решены для получения необходимых величин. Относительное расстояние между двумя скважинами получают из выражения:

,

где и , поскольку I(0), и являются измеренными. Относительное направление от КНБК № 2 до КНБК № 1 задано следующим выражением:

.

Таким образом, по результатам измерений магнитного поля, выполненных на одной глубине, было определено расстояние между двумя скважинами и их относительное положение.

Относительная ориентация двух скважин может быть определена по результатам измерений, выполненных на двух глубинах. Допустим, что первое измерение было выполнено магнитометром 823 в точке z = 0, как и ранее, что приводит к получению данных об относительном местоположении изолированного зазора 815 в точке (x ₀,y ₀,0), как описано в предыдущих абзацах. Теперь предположим, что обе КНБК производят бурение на дальнейшее расстояние Δz вдоль их траекторий, вследствие чего изолированный зазор 815 и магнитометр 823 находятся на новой глубине. Измерение магнитного поля повторяют в новом месте, и аналогичные вычисления дают новые значения для координат x и y изолированного зазора 815 относительно магнитометра 823, то есть (x ₁,y ₁,Δz). Так как линия может быть определена двумя точками (x ₀,y ₀,0) и (x ₁,y ₁,Δz), то получают относительную ориентацию КНБК № 1 относительно КНБК № 2. Уравнениями для углов являются следующие:

, и

.

Таким образом, получены все желательные величины, описывающие относительное расстояние между КНБК № 1 и КНБК № 2, направление от КНБК № 1 до КНБК № 2 и относительную ориентацию КНБК № 1 и КНБК № 2.

Несмотря на то, что раскрытие сущности настоящего изобретения было описано применительно к ограниченному количеству вариантов осуществления изобретения, для специалистов в данной области техники, получивших пользу от этого раскрытия сущности настоящего изобретения, понятно, что могут быть придуманы иные варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы объема патентных притязаний раскрытой здесь сущности настоящего изобретения. Соответственно, объем патентных притязаний раскрытия сущности настоящего изобретения ограничен только лишь прилагаемой формулой изобретения.

1. Способ бурения первой скважины и второй скважины, содержащий следующие операции:
осуществляют формирование магнитного поля в компоновке низа бурильной колонны (КНБК), расположенной в скважине А;
измеряют магнитное поле в КНБК, расположенной в скважине В; и определяют взаимное геометрическое расположение КНБК, расположенной в скважине В, и КНБК, расположенной в скважине А.

2. Способ по п.1, в котором операция определения взаимного геометрического расположения КНБК, расположенной в скважине А, и КНБК, расположенной в скважине В, содержит, по меньшей мере, одну из следующих операций:
определяют расстояние между КНБК, расположенной в скважине А, и КНБК, расположенной в скважине В;
определяют направление от КНБК, расположенной в скважине А, до КНБК, расположенной в скважине В; и
определяют относительную ориентацию КНБК, расположенной в скважине А, относительно КНБК, расположенной в скважине В.

3. Способ по п.1, кроме того, содержащий следующую операцию:
измеряют направление и угол наклона для КНБК, расположенной в скважине А.

4. Способ по п.1, содержащий следующую дополнительную операцию:
измеряют направление и угол наклона для КНБК, расположенной в скважине В.

5. Способ по п.1, содержащий следующую дополнительную операцию:
измеряют направление и угол наклона для КНБК, расположенной в скважине А, и измеряют направление и угол наклона для КНБК, расположенной в скважине В.

6. Способ по п.1, содержащий следующую дополнительную операцию:
определяют положение КНБК, расположенной в скважине А, относительно, по меньшей мере, одной из следующих структур:
геологической структуры Земли и геометрической формы Земли.

7. Способ по п.1, содержащий следующую дополнительную операцию:
определяют положение КНБК, расположенной в скважине В, относительно, по меньшей мере, одной из следующих структур:
геологической структуры Земли и геометрической формы Земли.

8. Способ по п.1, в котором скважина А содержит первую, скважину, расположенную ниже, а скважина В содержит вторую скважину, расположенную выше.

9. Способ по п.1, в котором операция формирования магнитного поля в КНБК, расположенной в скважине А, содержит следующую операцию:
приводят в действие соленоид, расположенный в КНБК, расположенной в скважине А.

10. Способ по п.9, содержащий следующую дополнительную операцию:
измеряют амплитуду тока в соленоиде.

11. Способ по п.9, содержащий следующую дополнительную операцию:
измеряют амплитуду магнитного поля в КНБК, расположенной в скважине В.

12. Способ по п.9, содержащий следующую дополнительную операцию:
измеряют направление магнитного поля в КНБК, расположенной в скважине В.

13. Способ по п.9, содержащий следующую дополнительную операцию:
изменяют направление тока в соленоиде на обратное.

14. Способ по п.1, в котором операция формирования магнитного поля в КНБК, расположенной в скважине А, содержит следующую операцию:
осуществляют генерацию тока в изолированном зазоре в КНБК, расположенной в скважине А.

15. Способ по п.14, содержащий следующую дополнительную операцию:
измеряют амплитуду тока в изолированном зазоре в КНБК, расположенной в скважине А.

16. Способ по п.14, содержащий следующую дополнительную операцию:
измеряют магнитное поле в КНБК, расположенной в скважине В.

17. Способ по п.16, в котором операция измерения магнитного поля в КНБК, расположенной в скважине В, содержит, по меньшей мере, одну из следующих операций:
измеряют амплитуду магнитного поля;
измеряют направление магнитного поля;
измеряют три ортогональных компоненты магнитного поля.

18. Способ по п.17, в котором операция измерения трех ортогональных компонент магнитного поля содержит следующую операцию: измеряют B_x, В_y и В_z.

19. Способ по п.17, в котором магнитное поле измеряют магнитометром в КНБК, расположенной в скважине В.

20. Способ по п.16, содержащий следующую дополнительную операцию:
вычисляют взаимное геометрическое расположение КНБК, расположенной в скважине А, и КНБК, расположенной в скважине В.

21. Способ по п.20, в котором сформированное магнитное поле в КНБК, расположенной в скважине А, моделируют посредством следующего уравнения для проводящего бурового раствора на водной основе:

где I(0) представляет собой электрический ток, протекающий через изолированный зазор, член I' представляет собой поправку для тока, протекающего в геологическом пласте Земли, r - расстояние между КНБК, расположенной в скважине А, и КНБК, расположенной в скважине В, - единичный вектор, указывающий направление от КНБК, расположенной в скважине А, к КНБК, расположенной в скважине В, - единичный вектор, указывающий направление вдоль оси КНБК, расположенной в скважине А, а µ₀=4π·10^-7 Генри/м представляет собой магнитную проницаемость свободного пространства.

22. Способ по п.21, содержащий следующую дополнительную операцию:
вычисляют, по меньшей мере, одну из следующих величин:
расстояние r между КНБК, расположенной в скважине А, и КНБК, расположенной в скважине В; и
направление от КНБК, расположенной в скважине А, к КНБК, расположенной в скважине В.

23. Способ по п.21, содержащий следующие дополнительные операции:
измеряют магнитное поле во втором местоположении и вычисляют относительную ориентацию КНБК, расположенной в скважине А, относительно КНБК, расположенной в скважине В.

24. Способ по п.20, в котором сформированное магнитное поле в КНБК, расположенной в скважине А, моделируют посредством следующего уравнения для бурового раствора на водной основе:

где I(z) представляет собой электрический ток, протекающий по первой КНБК на расстоянии z от изолированного зазора, член I' представляет собой поправку для тока, протекающего в геологическом пласте Земли, r - расстояние между КНБК, расположенной в скважине А, и КНБК, расположенной в скважине В, - единичный вектор, указывающий направление от КНБК, расположенной в скважине А, к КНБК, расположенной в скважине В, - единичный вектор, указывающий направление вдоль оси КНБК, расположенной в скважине А, а µ₀=4π·10^-7 Генри/м представляет собой магнитную проницаемость свободного пространства.

25. Способ по п.24, содержащий следующую дополнительную операцию:
вычисляют, по меньшей мере, одну из следующих величин:
расстояние r между КНБК, расположенной в скважине А, и КНБК, расположенной в скважине В; и
направление от КНБК, расположенной в скважине А, к КНБК, расположенной в скважине В.

26. Способ по п.24, содержащий следующие дополнительные операции:
измеряют магнитное поле во втором местоположении и вычисляют относительную ориентацию КНБК, расположенной в скважине А, относительно КНБК, расположенной в скважине В.

27. Способ по п.20, в котором сформированное магнитное поле в КНБК, расположенной в скважине А, моделируют посредством следующего уравнения для изолирующего бурового раствора на нефтяной основе:

где I(z) представляет собой электрический ток, протекающий через изолированный зазор, r - расстояние между КНБК, расположенной в скважине А, и КНБК, расположенной в скважине В, - единичный вектор, указывающий направление от КНБК, расположенной в скважине А, к КНБК, расположенной в скважине В, - единичный вектор, указывающий направление вдоль оси КНБК, расположенной в скважине А, а µ₀=4π·10^-7 Генри/м представляет собой магнитную проницаемость свободного пространства.

28. Способ по п.27, содержащий следующую дополнительную операцию:
вычисляют, по меньшей мере, одну из следующих величин:
расстояние r между КНБК, расположенной в скважине А, и КНБК, расположенной в скважине В; и
направление от КНБК, расположенной в скважине А, к КНБК, расположенной в скважине В.

29. Способ по п.27, содержащий следующие дополнительные операции:
измеряют магнитное поле во втором местоположении и вычисляют относительную ориентацию КНБК, расположенной в скважине А, относительно КНБК, расположенной в скважине В.

30. Способ по п.20, в котором сформированное магнитное поле в КНБК, расположенной в скважине А, моделируют посредством программы моделирования метода конечных элементов.

31. Способ по п.1, в котором скважина В содержит первую скважину, расположенную ниже, а скважина А содержит вторую скважину, расположенную выше.

32. Способ по п.1, в котором операция формирования магнитного поля в КНБК, расположенной в скважине А, содержит следующую операцию:
приводят во вращение один или большее количество постоянных магнитов в КНБК, расположенной в скважине А.

33. Способ по п.6, в котором положение КНБК, расположенной в скважине А, основано на данных каротажа во время бурения.

34. Способ по п.7, в котором положение КНБК, расположенной в скважине В, основано на данных каротажа во время бурения.

35. Способ по п.1, дополнительно содержащий остановку бурения.

36. Способ по п.1, содержащий следующую дополнительную операцию:
останавливают вращение КНБК, расположенной в скважине А, и КНБК, расположенной в скважине В.

37. Способ по п.1, содержащий следующую дополнительную операцию:
возобновляют бурение.

38. Способ по п.1, содержащий следующую дополнительную операцию:
возобновляют вращение КНБК, расположенной в скважине А, и КНБК, расположенной в скважине В.

39. Способ по п.1, содержащий следующую дополнительную операцию:
передают результаты измерений из КНБК, расположенной в скважине А, и из КНБК, расположенной в скважине В, на поверхность.

40. Способ по п.6, содержащий следующую дополнительную операцию:
планируют направление и угол наклона для бурения дальнейшего участка скважины А на основании определенного положения КНБК, расположенной в скважине А.

41. Способ по п.7, содержащий следующую дополнительную операцию:
планируют направление и угол наклона для бурения дальнейшего участка скважины В на основании определенного положения КНБК, расположенной в скважине А.

42. Способ по п.6, содержащий следующую дополнительную операцию:
планируют направление и угол наклона для бурения дальнейшего участка скважины В на основании определенного положения скважины А и плана для направления и угла наклона скважины А.

43. Способ по п.7, содержащий следующую дополнительную операцию:
планируют направление и угол наклона для бурения дальнейшего участка скважины А на основании определенного положения скважины В и плана для направления и угла наклона скважины В.

44. Способ по п.1, содержащий следующую дополнительную операцию:
автоматически вычисляют положение и траекторию КНБК, расположенной в скважине В, относительно положения и траектории скважины А.

45. Способ по п.1, в котором бурение скважины А и скважины В производят, по существу, одновременно.

46. Способ бурения двух или большего количества скважин, содержащий следующие операции:
осуществляют формирование магнитного поля в компоновке низа бурильной колонны (КНБК), расположенной в скважине А;
измеряют магнитное поле в КНБК, расположенной в скважине В;
определяют взаимное геометрическое расположение КНБК, расположенной в скважине В, и КНБК, расположенной в скважине А; и корректируют запланированную траекторию для КНБК, расположенной в скважине А, и корректируют запланированную траекторию для КНБК, расположенной в скважине В, таким образом, чтобы в результате было получено желательное расположение этих двух скважин относительно друг друга.

47. Способ по п.46, содержащий следующую дополнительную операцию:
измеряют направление и угол наклона для КНБК, расположенной в скважине В.

48. Способ по п.46, содержащий следующую дополнительную операцию:
измеряют направление и угол наклона для КНБК, расположенной в скважине А.

49. Способ по п.46, в котором операция определения взаимного геометрического расположения КНБК, расположенной в скважине В, и КНБК, расположенной в скважине А, содержит следующие операции:
определяют положение КНБК, расположенной в скважине А, относительно геологической структуры Земли; и определяют положение КНБК, расположенной в скважине В, относительно положения КНБК, расположенной в скважине А.

50. Способ по п.46, в котором операция определения взаимного геометрического расположения КНБК, расположенной в скважине В, и КНБК, расположенной в скважине А, содержит следующие операции:
определяют положение КНБК, расположенной в скважине А, относительно геометрической формы Земли; и определяют положение КНБК, расположенной в скважине В, относительно положения КНБК, расположенной в скважине А.

51. Способ по п.46, в котором желательным расположением двух скважин является параллельное расположение.

52. Способ по п.46, в котором желательным расположением двух скважин является пересечение U-образной формы.

53. Способ по п.46, в котором желательным расположением двух скважин является их разнесение на расстояние, достаточное для того, чтобы избежать пересечения их траекторий.

54. Способ по п.46, в котором бурение скважины А и скважины В производят, по существу, одновременно.

55. Способ бурения двух или большего количества параллельных скважин, содержащий следующие операции:
измеряют направление и угол наклона для компоновки низа бурильной колонны (КНБК), расположенной в скважине А;
осуществляют формирование магнитного поля в КНБК, расположенной в скважине А;
измеряют магнитное поле в КНБК, расположенной в скважине В;
определяют положение КНБК, расположенной в скважине А, относительно, по меньшей мере, одной из следующих структур:
геологической структуры Земли и геометрической формы Земли;
определяют положение КНБК, расположенной в скважине В относительно положения КНБК, расположенной в скважине А; и корректируют траекторию скважины А и траекторию скважины В таким образом, чтобы в результате было получено заданное параллельное расположение этих двух скважин относительно друг друга.

56. Способ автоматизированного бурения второй скважины относительно первой скважины на предварительно заданном расстоянии и расположении, содержащий следующие операции:
измеряют направление и угол наклона для компоновки низа бурильной колонны (КНБК), расположенной в скважине А;
осуществляют формирование магнитного поля в КНБК, расположенной в скважине А;
измеряют магнитное поле в КНБК, расположенной в скважине В;
вычисляют положение КНБК, расположенной в скважине В, относительно положения КНБК, расположенной в скважине А;
по каналу обратной связи передают сведения об относительных положениях КНБК при бурении скважины А с управлением вручную; и выполняют автоматизированное бурение скважины В на основании сведений о взаимном геометрическом расположении КНБК, переданных по каналу обратной связи.

57. Способ по п.56, содержащий следующую дополнительную операцию:
вручную регулируют направление и угол наклона для КНБК, расположенной в скважине А.

58. Способ по п.56, в котором операция передачи сведений об относительных положениях КНБК по каналу обратной связи содержит следующую операцию: подают сведения об относительном положении КНБК, расположенной в скважине В, относительно положения КНБК, расположенной в скважине А, в устройство автоматического управления бурением.

59. Способ по п.56, содержащий следующую дополнительную операцию:
отслеживают ручную регулировку направления и угла наклона для КНБК, расположенной в скважине А, осуществляя при этом автоматизированную регулировку направления и угла наклона для КНБК, расположенной в скважине В, для достижения заданного расположения этих двух скважин.

60. Способ по п.56, в котором заданным расположением двух скважин является параллельное расположение.

61. Способ по п.56, в котором заданным расположением двух скважин является пересечение U-образной формы.

62. Способ по п.56, в котором заданным расположением двух скважин является их разнесение на расстояние, достаточное для того, чтобы избежать пересечения их траекторий.

63. Способ по п.56, в котором бурение скважины А и скважины В производят, по существу, одновременно.

64. Способ автоматизированного бурения второй скважины относительно первой скважины на предварительно заданном расстоянии и расположении, содержащий следующие операции:
измеряют направление и угол наклона для компоновки низа бурильной колонны (КНБК), расположенной в скважине В;
осуществляют формирование магнитного поля в КНБК, расположенной в скважине А;
измеряют магнитное поле в КНБК, расположенной в скважине В;
вычисляют положение КНБК, расположенной в скважине А, относительно положения КНБК, расположенной в скважине В;
по каналу обратной связи передают сведения об относительных положениях КНБК при бурении скважины В с управлением вручную; и выполняют автоматизированное бурение скважины А на основании сведений о взаимном геометрическом расположении КНБК, переданных по каналу обратной связи.

65. Способ по п.64, содержащий следующую дополнительную операцию:
вручную регулируют направление и угол наклона для КНБК, расположенной в скважине В.

66. Способ по п.64, в котором операция передачи сведений о взаимном геометрическом расположении КНБК по каналу обратной связи содержит следующую операцию: подают сведения об относительном положении КНБК, расположенной в скважине В, относительно положения КНБК, расположенной в скважине А, в устройство автоматического управления бурением.

67. Способ по п.64, содержащий следующую дополнительную операцию:
отслеживают ручную регулировку запланированной траектории для КНБК, расположенной в скважине В, осуществляя при этом автоматизированную регулировку направления и угла наклона для КНБК, расположенной в скважине А, для достижения заданного расположения этих двух скважин.

68. Способ по п.64, в котором заданным расположением двух скважин является параллельное расположение.

69. Способ по п.64, в котором заданным расположением двух скважин является пересечение стволов скважин, образующих скважину U-образной формы.

70. Способ по п.64, в котором заданным расположением двух скважин является их разнесение на расстояние, достаточное для того, чтобы избежать пересечения их траекторий.

71. Способ по п.64, в котором бурение скважины А и скважины В производят, по существу, одновременно.