Система предупреждения встречи стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин


 


Владельцы патента RU 2558039:

Общество с ограниченной ответственностью "БИТАС" (RU)

Изобретение относится к кустовой разработке месторождений нефти и газа при использовании направленного бурения с применением скважинной телеметрической системы и станции геолого-технологических исследований (СГТИ). Задачей изобретения является раннее обнаружение опасности пересечения бурящейся скважины с уже существующей скважиной (скважинами) с возможностью выбора направления изменения траектории бурения для предотвращения встречи стволов. Для этого система содержит несколько устройств сбора данных (по одному на скважину, с которой имеется возможность пересечения), состоящих из датчика вибрации, усилителя-преобразователя, модуля беспроводной сети и антенны, а также ПЭВМ, подключенную к беспроводной сети и содержащую программное обеспечение, включающее в себя блок приема данных, многоканальный блок расчета кепстра, многоканальный блок хранения образцов кепстров, многоканальный блок расчета корреляции кепстров, многоканальный блок сравнения коэффициентов корреляции с порогом предупреждения и блок кодирования данных в формат СГТИ. 1 ил.

 

Изобретение относится к кустовой разработке месторождений нефти и газа при использовании направленного бурения с применением скважинной телеметрической системы и станции геолого-технологических исследований (СГТИ).

Наиболее близким к данному изобретению является система предупреждения встречи стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин, содержащая датчик вибрации, усилитель-преобразователь сигнала, записывающее устройство, устройство оповещения, технологический контроллер, ПЭВМ с программным обеспечением и устройства оповещения (патент на изобретение РФ №2235844, МПК Е21В7/04, Е21В47/022, 2003 г. )

Недостатками данной системы являются: позднее обнаружение пересечения траекторий скважин, отсутствие численной оценки степени приближения бурящейся скважины к другой, что позволяло бы выбрать безопасную траекторию обхода, отсутствие интеграции с обязательно присутствующими при направленном бурении СГТИ и, как следствие, относительно высокая стоимость системы, включающей в свой состав технологический контроллер и отдельное от СГТИ средство оповещения.

Задачей изобретения является раннее обнаружение опасности пересечения бурящейся скважины с уже существующей скважиной (скважинами) с возможностью выбора направления изменения траектории бурения для предотвращения встречи стволов.

Для этого система содержит несколько устройств сбора данных (по одному на скважину, с которой имеется возможность пересечения), состоящих из датчика вибрации, усилителя-преобразователя, модуля беспроводной сети и антенны, а также ПЭВМ с программным обеспечением, подключенную к беспроводной сети и включающую в себя блок приема данных, многоканальный блок расчета кепстра, многоканальный блок хранения образцов кепстров, многоканальный блок расчета корреляции кепстров, многоканальный блок сравнения коэффициентов корреляции с порогом предупреждения и блок кодирования данных в формат СГТИ.

На фиг. 1 представлена общая функциональная схема системы предупреждения встречи стволов.

Система состоит из ПЭВМ с программным обеспечением 1, которая может совмещать функции обработки данных описываемой системы с программной частью СГТИ и/или программным обеспечении скважинной телеметрической системы, модуля беспроводной связи 2 (например, стандарт ZIGBEE или Wi-Fi) с антенной 3, нескольких измерительных устройств 4, закрепленных на устьях уже пробуренных скважин, с которыми возможны пересечения. Каждое измерительное устройство 4 содержит датчик вибрации 5, аналого-цифровой усилитель-преобразователь 6, модуль беспроводной связи 7 с антенной 8.

ПЭВМ с программным обеспечением 1 включает в себя блок приема данных от беспроводной сети 9, многоканальный блок расчета кепстров сигналов 10, многоканальный блок хранения образцов кепстров 11, многоканальный блок расчета коэффициентов корреляции текущих кепстров и образцов кепстров 12, многоканальный блок сравнения коэффициентов корреляции с порогом предупреждения для формирования сигнала тревоги 13, блок кодирования данных в формат СГТИ 14.

К выходу блока приема данных 9 подключен многоканальный блок расчета кепстров 10. Блок расчета кепстров 10 имеет два выхода, один из которых подключен непосредственно к входу многоканального блока расчета коэффициентов корреляции кепстров 12, а второй - через многоканальный блок хранения образцов кепстров 11. Многоканальный блок расчета коэффициентов корреляции кепстров 12 также имеет два выхода, один из которых подключен непосредственно к входу блока кодирования данных в формат СГТИ 14, а второй - через многоканальный блок сравнения коэффициентов корреляции с порогом предупреждения 13.

Система предупреждения встречи стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин работает следующим образом.

Перед прохождением участка с опасным сближением на устья уже пробуренных скважин устанавливают измерительные устройства 4, их антенны 8 монтируют в пределах радиовидимости остальных антенн. К ПЭВМ с программным обеспечением 1 подключают модуль беспроводной связи 2 со своей антенной 3. Сигналы от датчиков вибрации 5 усиливаются и преобразуются в цифровую форму с помощью усилителей-преобразователей 6 и передаются с модуля беспроводной связи 7 на модуль беспроводной связи 2 в блок приема данных 9.

В многоканальном блоке расчета кепстров 10 рассчитываются кепстры принятых сигналов и запоминаются как образцовые в многоканальном блоке хранения образцов кепстров 11. Запись образцовых кепстров производится в то время, когда опасного сближения заведомо нет, но другая помеховая обстановка предположительно соответствует той, что будет при бурении участков с опасным сближением. Например, если измерительное устройство установлено на эксплуатационную скважину, в которой работает погружной насос, то насос должен во время записи образца работать в штатном режиме.

После записи образцовых кепстров система переключается в основной режим. При этом непрерывно рассчитываются кепстры сигналов и для каждого кепстра (от каждого измерительного блока, закрепленного на каждой скважине) с помощью многоканального блока расчета коэффициентов корреляции кепстров 12 рассчитываются коэффициенты корреляции между текущими кепстрами и образцовыми кепстрами этой же скважины. При отсутствии помехи по вибрации от бурящейся скважины кепстры схожи с образцовыми и коэффициенты корреляции близки к единице. При приближении бурящейся скважины к скважине, на которой установлено измерительное устройство, кепстр сигнала с этого измерительного устройства изменяется и коэффициент корреляции его с образцовым кепстром понижается. Согласно функциональной схеме алгоритма рассчитанные в многоканальном блоке расчета 12 коэффициенты корреляции кепстров передаются в многоканальный блок сравнения с порогом предупреждения 13, в котором, если хотя бы один коэффициент оказывается ниже выбранного порога, вырабатывается сигнал тревоги, передаваемый в блок кодирования данных в формат СГТИ 14. Одновременно коэффициенты корреляции в численном виде передаются непосредственно в блок кодирования данных в формат СГТИ 14. Данные, поступившие в блок 14, передаются в сеть СГТИ и, в частности, на табло бурильщика (не показано), которое входит в состав СГТИ. Таким образом, на табло бурильщика отображаются как сигналы предупреждения от блока 13 в случае опасности, так и численные значения коэффициентов корреляции кепстров. Основываясь на изменениях коэффициентов корреляции в случае их уменьшения, буровой мастер может подобрать наименее опасное направление обхода скважины, ориентируясь на максимальные значения коэффициентов корреляции.

Использование в системе кепстрального анализа и корреляции с образцовыми кепстрами, замеренными в отсутствии опасного сближения, позволяет обнаруживать опасные сближения на более ранних этапах. Применение кепстрального анализа целесообразно, т.к. вибрация от долота (выделяемый сигнал) представляет собой ряд гармоник. Вибрация от насоса, работающего в эксплуатационной скважине (помеха), также представляет собой ряд гармоник. Разделение источников с разными рядами гармоник как раз является областью применения кепстрального анализа. Численное отображение коэффициентов корреляции, которые можно интерпретировать как меры опасного сближения, позволяют выбрать направление для предотвращения опасного сближения.

Предлагаемая система предупреждения встречи стволов позволяет прогнозировать пересечения на раннем этапе, а численная оценка степени сближения скважин делает возможным оперативно изменить траекторию скважины на безопасную. Система использует уже имеющееся оборудование СГТИ, соответственно не требует дополнительных затрат.

Система предупреждения встречи стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин, содержащая датчик вибрации, усилитель-преобразователь и ПЭВМ с программным обеспечением, отличающаяся тем, что ПЭВМ с программным обеспечением подключена к собственному модулю беспроводной сети со своей антенной, на каждую скважину, с которой имеется возможность пересечения, установлены одинаковые измерительные устройства, содержащие датчик вибрации и усилитель-преобразователь, подключенный к модулю беспроводной сети с антенной, при этом все антенны находятся в одной зоне радиосвязи и все модули беспроводной сети обеспечивают функционирование всей системы в одной сети передачи данных, а ПЭВМ с программным обеспечением включает в себя блок приема данных, к выходу которого подключен многоканальный блок расчета кепстра, один выход которого подключен непосредственно к входу многоканального блока расчета коэффициентов корреляции кепстров, а второй - через многоканальный блок хранения образцов кепстров, выход многоканального блока расчета коэффициентов корреляции кепстров подключен к входу блока кодирования данных в формат СГТИ, а также выход многоканального блока расчета коэффициентов корреляции кепстров подключен к входу многоканального блока сравнения коэффициентов корреляции с порогом предупреждения, причем выход этого блока подключен ко второму входу блока кодирования данных в формат СГТИ.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. В способе строительства горизонтальной скважины ведут бурение наклонно-направленного ствола через горные породы, спуск верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за верхней обсадной колонной, бурение горизонтального ствола из верхней обсадной колонны в нижний нефтяной пласт, спуск нижней обсадной колонны с частичным размещением последней в нижней части верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за нижней обсадной колонной, перфорацию горизонтального ствола, спуск в верхнюю обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб с пакером с установкой пакера и башмака колонны насосно-компрессорных труб в верхней обсадной колонне над нижней обсадной колонной и проведение гидроразрыва в горизонтальном стволе.

Изобретение относится к устройствам для выверки и, в частности, к устройствам, которые могут быть использованы для выверки буровых установок с обеспечением правильного азимута бурения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве горизонтальной скважины. Обеспечивает увеличение производительной части скважины, зоны ее питания и увеличение дебита скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное вытеснение битума и увеличение извлекаемых запасов за счет стабилизации теплового воздействия на пласт, возможности контроля за распределением теплоносителя в пласте и под пластом, а также за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности пласта и отбираемой нефти, возможность реализации способа на месторождении битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерность выработки месторождения, увеличение коэффициента вытеснения нефти из пласта.

Изобретение относится к способу проведения встречных выработок при их сбойке в рудных шахтах. Технический результат заявляемого изобретения заключается в снижении затрат на проведение встречных выработок при их сбойке посредством уменьшения величины отклонения от заданного направления при их сбойке.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой и тяжелой нефти термическим воздействием.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение извлекаемых запасов за счет стабилизации теплового воздействия на пласт, возможности контроля за распределением теплоносителя в пласте и под пластом, а также за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. При строительстве горизонтальной нефтедобывающей скважины ведут бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства и бурение горизонтального ствола из эксплуатационной колонны.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве многозабойной скважины. При строительстве многозабойной скважины выполняют бурение стволов в продуктивные пласты и освоение скважины.

Изобретение относится к приборам для каротажа скважин. Техническим результатом является повышение надежности работы устройства и точности измерений за счет исключения систематических погрешностей прибора.

Изобретение относится к области геофизики, геологической разведки и может быть использовано при пробном, поисковом и эксплуатационном бурении скважин. Предложен способ зондирования, каротажа пород и позиционирования снаряда в буровой скважине, включающий генерацию электромагнитного и магнитного полей с помощью излучающей антенны и индуктора в виде постоянного магнита или электромагнита, дистанционные измерения параметров этих полей с помощью приемных антенн, трехосных магнитометров и градиентомеров, установленных в контрольных точках наблюдений (КТН) на поверхности Земли, и последующие вычисления на основе полученной при измерениях многомерной информации по соответствующим алгоритмам параметров идентифицируемых пород и параметров пространственного положения снаряда в буровой скважине.

Изобретение относится к области бурения подземных буровых скважин и измерения в них. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей и повышение информативности исследований.

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных скважин, преимущественно кустовым способом с использованием телеметрической системы. Техническим результатом является повышение точности определения относительного положения забоя бурящейся скважины (БС) относительно неограниченного количества эксплуатационных колонн (ЭК) ранее пробуренных скважин (ПС) с идентификацией номеров этих скважин.

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и может быть использовано для наклонометрии пластов и трещин в разрезах нефтегазовых, угольных, рудных и других месторождений.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано в нефтепромысловой геофизике для контроля пространственного положения траектории ствола скважин в процессе их строительства.

Изобретение относится к устройствам для выверки и, в частности, к устройствам, которые могут быть использованы для выверки буровых установок с обеспечением правильного азимута бурения.

Изобретение относится к области исследования и испытания инклинометров в полевых условиях. Техническим результатом является повышение точности и оперативности проверки магнитных и гироскопических скважинных инклинометров в полевых условиях.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении акустического каротажа при бурении подземных формаций. Способ проведения измерений акустического каротажа включает группирование полученных форм акустических сигналов в одну из множества групп.

Изобретение относится к точному приборостроению и может быть использовано, например, для построения скважинных приборов (СП) непрерывных малогабаритных гироскопических инклинометров (ГИ) с автономной начальной выставкой (АНВ) в азимуте для определения координат оси симметрии скважин.

Предложенная группа изобретений относится к измерительной технике, в частности к технике создания скважинных инклинометрических систем, и может быть использована в горном деле для контроля деформационных процессов горных пород и закладочного массива. Техническим результатом является повышение точности измерения угла наклона субгоризонтальной скважины относительно горизонтальной плоскости и повышение точности определения местоположения зон локализации деформаций (критических зон). Предложен скважинный инклинометрический зонд, содержащий цилиндрический корпус со средствами измерения угла наклона субгоризонтальной скважины, помещенный в обсадной трубе для установки в указанной скважине с возможностью перемещения вдоль продольной ее оси. При этом средства измерения угла наклона субгоризонтальной скважины реализованы размещенными перпендикулярно друг другу измерительным датчиком угла наклона указанной скважины относительно горизонтальной плоскости, установленным в плоскости продольной оси корпуса, и датчиком контроля положения упомянутого измерительного датчика в вертикальной плоскости путем поворота зонда досылочными элементами корпуса. Указанные датчики связаны со входами блока согласования, соединенного с выходом указанного зонда. С внешней стороны корпус имеет по меньшей мере две опоры, закрепленные в нижней части корпуса на его концах, а в верхней части - по меньшей мере два подпружинивающих элемента для постоянного контакта опор в нижней части корпуса с внутренней поверхностью обсадной трубы. Предложена также система для определения вертикальных сдвижений горных пород и закладочного массива, включающая последовательно соединенные упомянутый зонд, электронный блок, выполненный на основе аналого-цифрового преобразователя с блоком питания, интерфейсную подсистему с прикладным программным обеспечением сбора и хранения информации. При этом электронный блок снабжен соединенным с аналого-цифровым преобразователем и блоком питания модулем передачи данных в цифровой форме в режиме реального времени в указанную интерфейсную подсистему, которая реализована в виде персонального компьютера с общим и прикладным программным обеспечением обработки и преобразования информации, дополнительно включающим блок предварительной обработки сигналов указанных датчиков и блок выбора режимов проведения эксперимента, соединенные со входами блока отображения текущей информации в графической форме и управления экспериментом, выход которого соединен со входом блока представления данных и хранения файлов. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх