Способ многоточечной калибровки глубины направляющего устройства для горизонтально направленного бурения

Авторы патента:


Владельцы патента RU 2471982:

НИНГБО ГОЛДЕН ЛЭНД ЭЛЕКТРОНИКС ИНК. (CN)

Изобретение относится к измерениям глубины и, в частности, к способу многоточечной области калибровки глубины направляющего устройства для горизонтально направленного бурения. Способ многоточечной калибровки глубины содержит этапы, на которых поддерживают выходной сигнал постоянной мощности передатчика средней мощности в специальных условиях электроснабжения; выбирают, по меньшей мере, две глубины для калибровки; принимают сигнал, переданный от передатчика, и величину его интенсивности в месте калибровки глубины при помощи приемного устройства; выполняют формирование сигнала и аналоговое/цифровое преобразование в сигнал, принимаемый приемным устройством для приема сигнала; и подают сигнал в центральный цифровой процессор для обработки сигнала и выполняют калибровку глубины при помощи компенсационного способа для измерения глубины. Технический результат заключается в увеличении точности измерения глубины путем использования компенсационных способов для компенсации погрешности, вызванной электрическими полями и шумами окружающей среды и возникающей при измерении глубины направляющего устройства для горизонтально направленного бурения. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к измерениям глубины и, в частности, к способу многоточечной калибровки глубины направляющего устройства для горизонтально направленного бурения.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Первоначально для измерения глубины зонда в направляющих устройствах использовали дипольный источник и две антенны.

R=d/((s1/s2)^1/3-1).

где s1 и s2 - интенсивности сигналов, переданных от передатчика и принятых соответственно двумя детекторными устройствами, имеющими одномерную антенну, a d- расстояние между двумя детекторными устройствами, имеющими одномерную антенну. Такой способ измерения глубины обычно имеет относительно большую погрешность.

В настоящее время используется способ одноточечной калибровки, позволяющий измерить значение М0, при известном расстоянии (k0), при этом глубина (r) вычисляется из следующего уравнения:

r=(M0/s)1/3,

где s - интенсивность сигнала, переданного от передатчика и принятого измерительным устройством. Такой способ позволяет более точно измерять глубину, однако, диапазон точного измерения весьма узок ввиду воздействия электрических полей и шумов окружающей среды. Точность уменьшается при достижении определенной глубины. С увеличением расстояния погрешность увеличивается.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Таким образом, основной задачей настоящего изобретения является преодоление известных недостатков, таких как погрешность и ограничение по глубине существующего способа измерения путем создания способа многоточечной калибровки глубины направляющего устройства для горизонтально направленного бурения.

Для решения вышеупомянутой задачи предлагается способ многоточечной калибровки глубины направляющего устройства для горизонтально направленного бурения, содержащий этапы, на которых:

(1) поддерживают выходной сигнал постоянной мощности передатчика средней мощности в специальных условиях электроснабжения;

(2) выбирают по меньшей мере две глубины для калибровки;

(3) принимают сигнал, переданный от передатчика, и величину его интенсивности в месте калибровки глубины при помощи приемного устройства;

(4) выполняют формирование сигнала и аналоговое/цифровое преобразование в сигнал, принимаемый приемным устройством для приема сигнала; и

(5) подают сигнал в центральный цифровой процессор для обработки сигнала и выполняют калибровку глубины при помощи любого компенсационного способа для измерения глубины.

Преимуществом настоящего изобретения является повышение точности измерения глубины направляющего устройства для горизонтально-направленного бурения путем использования компенсационных способов для компенсации погрешности, вызванной электрическими полями и шумами окружающей среды и возникающей при измерении глубины направляющего устройства для горизонтально-направленного бурения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг.1 показана блок-схема приемного устройства, используемого в способе многоточечной калибровки глубины направляющего устройства для горизонтально-направленного бурения в соответствии с первым вариантом реализации настоящего изобретения.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ многоточечной калибровки глубины направляющего устройства для горизонтально направленного бурения в соответствии с первым вариантом реализации настоящего изобретения содержит этапы, на которых:

(1) поддерживают выходной сигнал постоянной мощности передатчика средней мощности в специальных условиях электроснабжения;

(2) выбирают две глубины для калибровки;

(3) принимают сигналы, включая сигнал s в месте передатчика и два сигнала в двух точках калибровки глубины с интенсивностями s1, s2 соответственно, при помощи приемного устройства, причем при использовании двухточечной калибровки расстояние от первой точки калибровки s1 до передатчика по умолчанию равно 3 м, а расстояние от второй точки калибровки s2 до передатчика по умолчанию равно 10 м;

(4) выполняют формирование сигнала и аналоговое/цифровое преобразование в сигналы s, s1, s2, принимаемые приемным устройством (как показано на фиг.1); и

(5) подают сигналы s, s1, s2 в центральный цифровой процессор для обработки сигнала после аналового/цифрового преобразования и выполняют калибровку глубины при помощи линейного компенсационного способа для измерения глубины, причем центральный цифровой процессор для обработки сигнала производит вычисление в соответствии с уравнением:

r=(M0/s)1/3+[(M0/s)1/3-5]×k,

где r - измеряемая глубина, М0 - измеряемое значение, и s - интенсивность k сигнала, переданного от передатчика и принятого приемным устройством,

а значение k находится из уравнения:

k=[10-(М0/s2)1/3]/[(М0/s2)1/3-5],

где М0 - измеряемое значение, s2 - интенсивность сигнала, возникающего во второй точке калибровки и принятого приемным устройством, а измеряемое значение М0 вычисляется из уравнения:

М0=s1×R3,

где s1 - интенсивность сигнала, возникающего в первой точке калибровки и принятого приемным устройством, a R - расстояние от первой точки калибровки до передатчика, имеющее значение по умолчанию, равное 3 м.

1. Способ многоточечной калибровки глубины направляющего устройства для горизонтально направленного бурения, содержащий этапы, на которых:
(1) поддерживают выходной сигнал постоянной мощности передатчика средней мощности в специальных условиях электроснабжения;
(2) выбирают по меньшей мере две глубины для калибровки;
(3) принимают сигнал, переданный от передатчика, и величину его интенсивности в месте калибровки глубины при помощи приемного устройства;
(4) выполняют формирование сигнала и аналоговое/цифровое преобразование в сигнал, принимаемый приемным устройством для приема сигнала; и
(5) подают сигнал в центральный цифровой процессор для обработки сигнала и выполняют калибровку глубины при помощи любого компенсационного способа для измерения глубины.

2. Способ многоточечной калибровки глубины направляющего устройства для горизонтально направленного бурения по п.1, в котором в качестве точек калибровки используют первую точку калибровки s1 и вторую точку калибровки s2, используемые для осуществления компенсационного способа.

3. Способ многоточечной калибровки глубины направляющего устройства для горизонтально направленного бурения по п.1 или 2, в котором в качестве компенсационного способа используют линейный компенсационный способ.

4. Способ многоточечной калибровки глубины направляющего устройства для горизонтально направленного бурения по п.3, в котором линейный компенсационный способ осуществляют в соответствии с уравнением
r=(М0/s)1/3+[(М0/s)1/3-5]·k,
где r - измеряемая глубина, М0 - измеряемое значение, s - интенсивность k сигнала, переданного от передатчика и принимаемого приемным устройством, а значение k находится из уравнения
k=[10-(М0/s2)1/3/[(М0/s2)1/3-5],
где М0 - измеряемое значение, s2 - интенсивность сигнала, возникающего во второй точке калибровки и принимаемого указанным приемным устройством.

5. Способ многоточечной калибровки глубины направляющего устройства для горизонтально направленного бурения по п.4, в котором измеряемое значение М0 вычисляют из уравнения
М0=s1·R3,
где s1 - интенсивность сигнала, возникающего в первой точке калибровки и принимаемого указанным приемным устройством, a R - расстояние от передатчика до первой точки калибровки.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технике, применяемой при проведении инженерно-изыскательских работ, в частности к средствам для измерения уровня воды в скважинах. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при замере забойного давления в скважине. .

Изобретение относится к способам и устройствам для управления скважинными инструментами в зависимости от их глубины в буровой скважине. .

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровней скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине.

Изобретение относится к области средств измерений для геологической и гидроэнергетической промышленности и может быть применено для измерения диаметров буровых, дренажных и пьезометрических скважин, их глубины, а также величины иловых отложений в скважинах.

Изобретение относится к роторным механизмам, а конкретнее к способам и устройствам для контроля роторных механизмов. .

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для измерения глубины погружения скважинных приборов.

Изобретение относится к области измерительных средств, а точнее к способам и приборам, позволяющим определить толщину углеводородной фазы над водой в накопителе нефтесодержащих отходов.

Изобретение относится к устройствам для бурения, преимущественно взрывных скважин, на карьерах

Изобретение относится к оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровней скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине. Технический результат направлен на определение уровня жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть. Способ включает размещение оптоволоконного кабеля в эксплуатационной колонне, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины, выделение на графике скачка температуры минимум на 10 градусов, ближайшего к устью скважины, определение глубины уровня жидкости в скважине как соответствующего глубине выделенного скачка температуры. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к мониторингу и управлению добывающей нефтяной скважиной. Технический результат направлен на повышение нефтедобычи, коэффициента извлечения нефти (КИН) из пласта или нескольких пластов, дренируемых скважиной, за счет произведения прямого замера параметров газожидкостного столба на различных его уровнях, управления производительностью погружного насоса и дебитом нефтедобычи с учетом наиболее благоприятных условий нефтеотдачи пласта. Способ мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной, в котором осуществляют контроль параметров погружного насоса, предусматривают мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине в области погружного насоса. Для чего размещают датчики на насосно-компрессорной колонне у погружного насоса. Получают результаты измерений на поверхность, обрабатывают и используют эти результаты для управления погружным насосом при нефтедобыче. При этом мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине осуществляют на различных его уровнях, включая положение динамического уровня и его расстояние до погружного насоса. Датчики размещают на нескольких фиксированных уровнях насосно-компрессорной колонны (НКТ). Предусматривают размещение на НКТ твердотельных батарей для автономного электрического питания. Эти возможности и результаты используют при управлении производительностью погружного насоса для поддержания депрессии и параметров газожидкостного столба в скважине, соответствующих равновесию между дебитом нефтеотдачи пласта или пластов и дебитом нефтедобычи скважины при максимально допустимой производительности насоса. 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к измерению и регистрации физических параметров флюида в условно-горизонтальных скважинах, и может быть использовано при проведении геофизических исследований. Техническим результатом является регистрация границ раздела фаз скважинного флюида и скорости течения каждой отдельной фазы в условно-горизонтальных скважинах. Устройство содержит корпус, в котором установлен блок датчиков давления, температуры, влагомера и дебитомера, блок электроники, соединенный, с одной стороны, геофизическим кабелем с наземной станцией управления и, с другой стороны, с указанными датчиками, стыковочный узел с головкой кабельного разъема и центратор. На корпусе с помощью рычажного механизма закреплен контрольно-измерительный модуль, включающий инклинометр и дополнительные датчики, по крайней мере, влагомера и дебитомера, связанные соединительным кабелем с блоком электроники, с возможностью возвратно-поступательного перемещения вдоль вектора гравитации между обсадной трубой и корпусом, расположенным в нижней части профиля обсадной трубы посредством центратора и стыковочного узла, выполненного с приводом поворота корпуса с контрольно-измерительным модулем на угол смещения их от вектора гравитации, заданный инклинометром через блок электроники. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к устройствам для бурения, преимущественно взрывных скважин на карьерах. Техническим результатом является повышение надежности измерения глубины бурения. Датчик глубины содержит два импульсных датчика, счетчик импульсов, первый и второй входы которого соединены соответственно с блоками прерывания и начальной установки измерений, и блок индикации. При этом датчик снабжен размещенными попарно инверторами, формирователями импульсов и логическими элементами «И», импульсные датчики выполнены с блоками дифференцирования. Причем первый импульсный датчик соединен с первым инвертором и вторым формирователем импульсов, второй импульсный датчик соединен со вторым инвертором и первым формирователем импульсов, выходы первых инвертора и формирователя импульсов соединены через первый логический элемент «И» с третьим входом счетчика импульсов, а выходы вторых инвертора и формирователя импульсов соединены через второй логический элемент «И» с четвертым входом счетчика импульсов. 5 ил.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при пневматическом заряжании шпуров и скважин гранулированными взрывчатыми веществами. Способ включает прием акустического сигнала, его усиление, фильтрацию, регистрацию и сравнение. Причем осуществляют сравнение тона звучания акустического сигнала при ее заряжании с эталонными звуковыми тонами звучания из базы данных, затем анализируют соответствие тона звучания с информацией по скважине, регистрируют полученные данные и по ним управляют системой подачи взрывчатого вещества. Устройство включает пневмозарядчик с зарядным шлангом, приемник в виде микрофона, систему обработки сигналов, соединенную с командным устройством. Система обработки сигналов снабжена последовательно соединенными широкополосным усилителем, звуковым фильтром, запоминающим и анализирующим устройством с блоком базы данных эталонных тонов звучания и съемным накопителем информации, управляющим устройством, анализатором тонов звучания с задатчиком и съемным накопителем информации. Командное устройство снабжено исполнительным механизмом, золотником с электромагнитными клапанами и запорным устройством, установленным непосредственно на пневмозарядчике на входе в него сжатого воздуха или на выходе взрывчатого вещества из пневмозарядчика в зарядный шланг. Исполнительный механизм соединен с запорным устройством через золотник с помощью шлангов подачи сжатого воздуха. Данный способ и устройство позволят упростить конструкцию, повысить точность измерения и надежность работы. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах. Техническим результатом является повышение точности определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах. Предложено разместить в скважине от устья до глубинного насоса или до продуктивного пласта бронированный многожильный кабель с датчиками давления, равномерно расположенными друг от друга по вертикальной составляющей скважины. Информация по давлению с этих датчиков постоянно подается на контроллер станции управления скважиной и интерпретируется в следующем порядке: определяется по первым двум датчикам коэффициент корреляции прямолинейной зависимости давления от вертикальной глубины скважины. В эту базу добавляется информация по третьему и далее датчику до тех пор, пока не понизится коэффициент корреляции. На конечной стадии расчетов контроллер находит уравнения зависимости давления от вертикальной глубины скважины для двух разных фаз: газовой и жидкостной. Уровень жидкости в скважине определяется как точка пересечения этих двух полученных прямых зависимостей. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к эксплуатации нефтедобывающих скважин с помощью глубинно-насосного оборудования и может использоваться в нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение точности измерения уровня жидкости в скважине. Способ основан на известном законе Бойля-Мариотта, при котором произведение давления газа на его объем является величиной постоянной при изотермических процессах изменения давления и объема газа. По изобретению небольшой объем нефтяного газа, выпущенного из скважины, измеряется счетчиком газа и переводится в скважинные условия. Изменение объема газа ведет к изменению его давления в скважине, которое предложено оценивать как среднеарифметическое между устьевым давлением и давлением в зоне динамического уровня жидкости P(hдин). Последний параметр определяется по известной экспоненциальной формуле Лапласа-Бабинэ, в которой неизвестной величиной является динамический уровень жидкости в скважине (hдин). Динамический уровень жидкости в скважине определяется делением выпущенного объема газа в скважинных условиях на площадь межтрубного пространства скважины, в которой находится попутный нефтяной газ. Предложено техническую задачу решать в режиме итерации, для этого в первом приближении за hдин принимают максимально возможную ее величину при действующей насосной установке, а именно глубину насосной установки. Во втором цикле расчетов в расчетах P(hдин) используют величину динамического уровня, полученного в первом цикле итерации. Расчеты ведут до тех пор, пока величина динамического уровня жидкости не станет постоянной величиной. 1 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве, между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами, обводненных газовых скважин в процессе откачки пластовой жидкости погружными электроцентробежными насосами. Техническим результатом изобретения является создание способа определения динамического уровня жидкости в затрубном пространстве обводненной газовой скважины на основе разработанной информационно-измерительной системы путем измерения параметров продукции на забое и устье скважины. Для этого вычислительное устройство информационно-измерительной системы обводненной газовой скважины принимает сигналы от датчиков давлений и температур на выходе из затрубного пространства устья скважины и на глубине забоя скважины при входе в центробежный насос, расхода газа, плотностей газа и жидкости. При этом динамический уровень жидкости определяется по итерационному алгоритму последовательных приближений величины забойного давления от устья скважины до его равенства измеренному значению забойного давления Pзаб по гидродинамическим формулам. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах. Техническим результатом является создание способа определения уровня жидкости в скважине в постоянном режиме без применения электромагнитной волны в качестве сигнала, инициирующего начало отсчета времени. Способ заключается в создании акустической волны на уровне жидкости в скважине и измерении времени распространения волны в скважинном пространстве. При этом акустическую волну одновременно создают в газовой и жидкой средах и фиксируют хронологическое время прихода акустической волны по газовой среде от уровня жидкости до приемника на устье скважины - tгаз и хронологическое время прихода второй акустической волны от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки - tжид, информация по этим хронологическим временам передается на станцию управления скважины, а уровень жидкости определяют по математической формуле. 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2013-01-10 2013-03-19T06:28:12
Наверх