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

Авторы патента:


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

 


Владельцы патента RU 2613374:

ИНТЕЛЛИЗЕРВ ИНТЕРНЭШНЛ ХОЛДИНГ, ЛТД (KY)

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

 

ССЫЛКИ НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[0001] Настоящая заявка притязает на приоритет по предварительной заявке США №61/033249, поданной 3 марта 2008 года, ссылка на которую означает включение ее в настоящую заявку.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[0002] В целом настоящее изобретение относится к буровым работам, а в частности к распределенным подземным способам измерений.

ПРЕДПОСЫЛКИ К СОЗДАНИЮ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0003] Для обеспечения безопасности в процессе бурения скважины при проведении буровых работ необходимо иметь максимальное количество информации о параметрах буровой скважины и пласта и производить вычисления. В случае возникновения проблем при бурении даже незначительные остановки работы могут приводить к значительным затратам, а в некоторых случаях и к опасным ситуациям. Поскольку современные экономические условия оставляют мало возможностей для ошибок и дополнительных затрат, при проведении буровых работ необходимо иметь полную информацию о скважине и избегать остановок в работе.

[0004] Сбор информации о параметрах скважины может быть непростой задачей, особенно в суровых условиях среды в скважине, которые постоянно меняются, а любая измерительная скважинная система подвержена воздействию высокой температуры, вибрации и ударным воздействиям. Во многих скважинах глубина, на которой размещаются датчики, вызывает значительное ослабление сигналов, которые передаются на поверхность. Если сигнал пропадает или данные искажаются во время передачи, то оператор может столкнуться со значительными проблемами при оценке таких данных. Таким образом, информация о многих скважинных показателях, полученная во время бурения скважины, не может считаться достоверной.

[0005] Как правило, на выбранном участке вдоль нижнего конца бурильной колонны могут быть размещены различные типы датчиков, а для передачи сигналов к поверхности в нефтяной промышленности широко используется генератор импульсов давления в столбе бурового раствора, который является частью измерительной системы для измерений в процессе бурения. Сигналы от забойных измерительных датчиков могут быть переданы на поверхность с различных глубин, но показатели, измеренные на фиксированной глубине вблизи ствола скважины, обычно принимаются равными первоначально измеренным показателям. Во многих приложениях это допущение является ошибочным, а показатели скважины, измеренные на выбранной глубине, меняются с течением времени. В других приложениях скважинный показатель может не меняться, но частота появления ошибки во время передачи сигналов не обеспечивает высокой надежности безошибочного измерения показателей. Обновленные измеренные показатели обычно не доступны для оператора бурения, и, таким образом, выполнение значительной части буровых работ связано с избыточным риском и затратами.

[0006] Таким образом, сохраняется необходимость в улучшении технологии определения, измерения, анализа и регулирования скважинных показателей во время проведения буровых работ.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0007] Варианты реализации изобретения включают способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию. Согласно способу размещают в буровой скважине колонну соединенных труб, формирующую скважинную электромагнитную цепь, которая обеспечивает создание электромагнитного сигнального тракта. Согласно способу получают данные от датчиков через скважинную электромагнитную цепь и делают вывод о скважинном показателе на основе данных от датчиков. Далее согласно способу на основе указанного вывода выполняют выборочную регулировку по меньшей мере одного параметра, влияющего на указанный скважинный показатель.

[0008] (а) Выборочную регулировку указанного по меньшей мере одного параметра выполняют до тех пор, пока указанный скважинный показатель не будет соответствовать целевому скважинному показателю в заданном диапазоне погрешности.

[0009] (b) Выборочная регулировка указанного по меньшей мере одного параметра содержит выборочную подачу команд по меньшей мере на одно скважинное устройство через скважинную электромагнитную цепь для регулировки указанного по меньшей мере одного параметра.

[0010] (с) Выборочная регулировка указанного по меньшей мере одного параметра содержит выборочную регулировку этого по меньшей мере одного параметра с внешней стороны буровой скважины.

[0011] (а) Получение данных от датчиков содержит получение данных по меньшей мере от одного первого датчика, выполненного с возможностью измерения скважинных показателей, которые с определенной степенью вероятности могут значительно изменяться с течением времени.

[0012] (d.1) Получение данных от датчиков содержит получение данных по меньшей мере от одного второго датчика, выполненного с возможностью измерения глубины колонны соединенных труб в скважине при измерении скважинных показателей.

[0013] (d.1.1) Когда делают вывод о скважинном показателе, сопоставляют часть данных от указанного по меньшей мере одного первого датчика с частью данных от указанного по меньшей мере одного второго датчика.

[0014] (е) Получение данных от датчиков содержит получение данных по меньшей мере от одного датчика давления, размещенного в различных положениях вдоль колонны соединенных труб.

[0015] (е.1) Когда делают вывод о скважинном показателе, формируют кривую градиента, используя данные от датчиков.

[0016] (е.1.1) Выборочная регулировка указанного по меньшей мере одного параметра содержит регулировку этого по меньшей мере одного параметра, если кривая градиента давления не соответствует целевому градиенту давления в заданном диапазоне погрешности.

[0017] (е.1.1.1) Выборочная регулировка указанного по меньшей мере одного параметра содержит регулировку распределения давления вдоль ствола скважины для изменения видимой эквивалентной циркуляционной плотности.

[0018] (е.1.1.2) Выборочная регулировка указанного по меньшей мере одного параметра содержит (i) приведение в действие по меньшей мере одного ограничителя неустановившегося течения и управление этим ограничителем для ограничения расхода в кольцевой области между буровой скважиной и колонной труб, если давление в нижней части буровой скважины меньше, чем заданное придонное давление, или (ii) приведение в действие по меньшей мере одного ограничителя неустановившегося течения и управление этим ограничителем для ограничения течения внутри ствола колонны труб, если давление в нижней части буровой скважины больше, чем заданное придонное давление.

[0019] (f) Получение данных от датчиков содержит получение данных по меньшей мере от одного третьего датчика, выполненного с возможностью измерения скважинных показателей, которые с малой степенью вероятности могут значительно меняться с течением времени.

[0020] (g) Получение данных от датчиков содержит получение информации об изменениях скважинных показателей на выбранной глубине в буровой скважине с течением времени.

[0021] (h) Получение данных от датчиков содержит получение данных, собранных первым датчиком в первом положении на колонне труб, когда первый датчик размещен на выбранной глубине в скважине, и данные, собранные вторым датчиком во втором положении на колонне труб, когда второй датчик размещен на первой выбранной глубине, причем первое положение расположено на расстоянии в продольном направлении вдоль колонны труб от второго положения.

[0022] (i) Получение данных от датчиков содержит получение собранных данных от датчиков.

[0023] (j) Данные, собранные первым и вторым датчиками, соответствуют профилю скважины на первой выбранной глубине.

[0024] (k) Прием данных от датчиков осуществляют в выбранные промежутки времени.

[0025] (I) Перед получением данных от датчиков передают по меньшей мере один командный сигнал по меньшей мере на один датчик через электромагнитную цепь для измерения по меньшей мере одного скважинного показателя.

[0026] (m) Скважинные показатели обеспечивают динамическую устойчивость колонны труб.

[0027] (m.1) Выборочная регулировка указанного по меньшей мере одного параметра предусматривает приведение в действие балансировочного устройства для нейтрализации выбранных гармоник на колонне труб.

[0028] (m.2) Указанный по меньшей мере один параметр является входным параметром колонны труб, выбранным из группы, включающей скорость потока, нагрузку на долото и частоту вращения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0029] Другие варианты реализации и преимущества изобретения станут очевидными после ознакомления с подробным описанием и чертежами, на которых идентичные элементы представлены идентичными цифровыми обозначениями.

[0030] На фиг.1 представлена схема буровой установки, показывающая направленное бурение и систему измерения характеристик скважины и пласта в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0031] Фиг.2 - функциональная схема передачи данных от множества датчиков в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0032] Фиг.3 - иллюстративный график для анализа результатов измерений на одинаковых глубинах на изменения с течением времени в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0033] Фиг.4А - схема буровой системы в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0034] Фиг.4В - график давления в скважине при откачивании в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0035] Фиг.4В - график давления в скважине при отсутствии откачивания в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0036] На фиг.5А представлена схема муфты с переменным стабилизатором в режиме отвода в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0037] На фиг.5В представлена схема переходной муфты с переменным стабилизатором в режиме вытягивания в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0038] На фиг.5С представлена схема приводного механизма переменного стабилизатора (фиг.5А и 5В) в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0039] Фиг.6 - схема буровой системы и графики давления в скважине в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0040] На фиг.7 показана блок-схема процессов анализа и/или регулирования давления в скважине в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0041] На фиг.8А представлена схема переходной муфты с переменным стабилизатором в режиме отвода в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0042] На фиг.8В представлена схема переходной муфты с переменным стабилизатором в режиме вытягивания в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0043] На фиг.8С показана схема приводного механизма переменного стабилизатора (фиг.8А и 8В) в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0044] На фиг.9 показана блок-схема процесса анализа и/или регулирования давления в скважине в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0045] На фиг.10А-10С показаны графики, иллюстрирующие дифференциальные измерения в соответствии с вариантами реализации изобретения.

[0046] На фиг.11А-11Е показаны графики, иллюстрирующие измерения частоты, в соответствии с вариантами реализации изобретения.

[0047] Фиг.12А - схема буровой системы с противовесом в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

[0048] Фиг.12В - схема устройства с вращающимся грузом в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0049] На фиг.1 показана операция 10 бурения, при которой через формацию под поверхностью 26 пробурена скважина 36. Операция бурения включает использование буровой установки 20 и бурильной колонны 12 соединенных труб, проходящей от установки 20 в скважину 36. Забойный блок 15 размещен на нижнем конце бурильной колонны 12. Забойный блок 15 может включать в себя буровое долото или иное режущее устройство 16, блок 38 датчиков долота, а также двигатель для направленного бурения или роторное устройство 14 для направленного бурения, как показано на фиг.1.

[0050] Бурильная колонна 12 предпочтительно включает в себя сетевые узлы 30. Узлы 30 размещены на заданных интервалах вдоль бурильной колонны. Сетевые узлы по существу работают в качестве сигнальных повторителей для воспроизведения сигналов данных и уменьшения ослабления сигнала во время передачи данных вверх и вниз по бурильной колонне. Узлы 30 могут быть встроены в имеющиеся секции бурильной трубы или скважинного инструмента вдоль бурильной колонны. Блок 38 датчиков в забойном блоке 15 может также включать сетевой узел (отдельно не показан). В настоящей заявке термином "датчики" охватываются источники (для излучения и/или передачи энергии и/или сигналов), приемники (для получения и/или обнаружения энергии и/или сигналов) и преобразователи (для выполнения функций источника и/или приемника). Соединители 34 представляют собой соединители в виде бурильного замка, а соединители 32 соединяют узел 30 с верхним и нижним бурильными замками.

[0051] Узлы 30 включает в себя часть скважинной электромагнитной сети 46, которая обеспечивает создание электромагнитного сигнального канала, используемого для передачи информации вдоль бурильной колонны 12. Таким образом, скважинная сеть 46 может включать в себя узлы 30, расположенные вдоль бурильной колонны 12. Для соединения узлов 30 друг с другом могут быть использованы каналы 48 связи, которые могут включать в себя кабели или другие передающие средства, встроенные непосредственно в секции бурильной колонны 12. Кабель может быть проложен через центральную скважину бурильной колонны 12 или с ее внешней стороны или смонтирован в прорези, пазе или перепускном канале в бурильной колонне 12. Сигналы от датчиков в блоке 38 датчиков или в другом месте вдоль бурильной колонны 12 предпочтительно передаются к поверхности 26 через проволочный проводник 48 вдоль бурильной колонны 12. Каналы связи между узлами 30 могут быть также реализованы в виде беспроводных соединений.

[0052] Для передачи информации вдоль узлов 30 могут быть использованы пакеты. Пакеты могут быть использованы для передачи данных от измерительных устройств или датчиков, расположенных в нижней части скважины, к узлу 30, расположенному в верхней части скважины, или для передачи информации или данных, необходимых для работы сети 46. Другие пакеты могут быть использованы для отправки контрольных сигналов от верхнего узла 30 к измерительным средствам или датчикам, расположенным в разных точках скважины. Дополнительная информация относительно доступных узлов, сети и пакетов данных раскрыта в патенте США 7207396 (Hall и другие, 2007), ссылка на который означает включение его полностью в настоящую заявку.

[0053] Как показано на фиг.2, могут быть использованы различные типы датчиков 40, расположенные вдоль бурильной колонны 12, согласно вариантам реализации настоящего изобретения. Среди указанных датчиков в том числе могут быть разделенные в осевом направлении датчики для измерения сопротивления, кавернометры, акустические датчики, датчики прочности горной породы (акустические), датчики давления, датчики температуры, сейсмические устройства, датчики деформации, инклинометры, магнитометры, акселерометры, датчики изгиба, вибрации, датчики чувствительности к нейтронам, гамма-датчики, гравиметры, датчики вращения, датчики скорости потока и т.д. Источником наиболее ценной для оператора бурения информации являются датчики для измерения показателей, подверженных значительным изменениям с течением времени. Например, диаметр и конфигурация профиля ствола скважины на определенной глубине может меняться в ходе проведения бурильных работ в зависимости от устойчивости пластов и размыва скважины. Верхний слой пласта, формирующий ствол скважины, может иметь склонность поглощать жидкости в скважине, что может привести к его изменениям с течением времени, особенно если давление в стволе скважины выше пластового давления. Используя систему, в которой датчик с известной глубины передает на поверхность данные о характеристиках ствола скважины или пласта, например диаметре скважины, в режиме реального времени, а также используя другой датчик, передающий такую же информацию по существу с той же глубины при дальнейшем бурении скважины, оператор может сравнивать профиль одной и той же скважины, измеренный на выбранной глубине в одно время и в другое время. Это позволяет оператору лучше понять те изменения, которые происходят в скважине с течением времени, и предпринять необходимые меры с целью уменьшения нежелательных изменений. Другие датчики, предназначенные для измерения показателей, которые способны ухудшаться или меняться с течением времени, включают датчики для измерения прочности ствола скважины, сопротивления, эквивалентной плотности бурового раствора, первичной и вторичной пористости, датчики ядерного типа, датчики температуры и др.

[0054] Кроме того, для мониторинга показателей, которые существенно не меняются с течением времени, используются другие датчики, такие как датчики отклонения ствола скважины, датчики пластового давления, а также другие датчики, предназначенные для измерения петрофизических характеристик пласта или жидкости в пласте. В последнем случае оператор может использовать сигналы от различных датчиков в различные моменты времени для лучшего определения фактических измеренных показателей. Например, величина отклонения ствола скважины на определенной глубине вполне вероятно не будет меняться. Поэтому можно три раза измерить величину отклонения на одной и той же глубине и взять среднее значение, которое вероятнее всего будет более точным показателем фактического отклонения ствола скважины или представлением инкрементного изменения на определенной глубине.

[0055] Согласно одному из вариантов реализации настоящего изобретения, оператор, находящийся на поверхности, может давать команду определенному датчику на проведение заданного измерения. Однако в большинстве приложений по существу идентичные датчики для измерения показателей определенной бурильной колонны, ствола скважины или пласта размещены вдоль этой бурильной колонны. Кроме того, каждый из вышеуказанных датчиков производит сигнал в заданный промежуток времени, например через каждую десятую долю секунды или через каждую секунду, что обеспечивает возможность сопоставления сигналов от идентичных датчиков, установленных на разных глубинах. Таким образом, измеряемый при помощи первого датчика показатель может быть нанесен на график при помощи компьютера как функция глубины, а для измерений, произведенных позже на той же глубине вторым датчиком, может быть изображен график на основе временных интервалов. Кроме того, необходимо отметить, что данная система может использовать датчики, которые способны производить достоверные замеры при вращении бурильной колонны и, соответственно, датчиков в скважине. Но в некоторых случаях вращение бурильной колонны может быть прекращено на некоторое время, что позволяет измерять показатели стационарными датчиками с последующим возобновлением процесса бурения. Согласно другим вариантам реализации бурильная колонна может медленно скользить или вращаться в скважине во время мониторинга измеряемых показателей, при этом значительная часть энергии на долото поступает от забойного двигателя или роторного устройства направленного бурения.

[0056] Значительным преимуществом настоящего изобретения является способность анализировать информацию, поступающую от датчиков, при наличии разрыва во времени между измерением показателя на определенной глубине и последующим измерением того же показателя на той же глубине. Как описано в настоящем описании, система оснащена датчиками для измерения параметров на выбранной глубине скважины. Кроме того, определенная глубина может быть "выбрана" в том смысле, что оператор особо рассматривает сигналы на этой глубине и особенно изменения и скорости изменения определенных показателей. Такое изменение или скорость изменения (разрыв во времени при передаче сигналов) может быть отображена на дисплее оператора в режиме реального времени. Иначе говоря, информация от датчика в выбранных местах на оси или после выбранного промежутка времени может быть важной, а термин "выбранный", используемый в настоящем описании, подразумевает сигнал на любой известной, предполагаемой или выбранной глубине.

[0057] Фиг.2 иллюстрирует бурильную трубу 12 с аксиально размещенными вдоль бурильной колонны датчиками 40, каждый из которых предназначен для измерения одной характеристики ствола скважины или пласта. Множество различных датчиков 40 могут быть распределены вдоль бурильной трубы 12 для измерения различных характеристик и/или показателей. Датчики 40 могут быть размещены на узлах 30, расположенных вдоль бурильной колонны и/или на приборах, вмонтированных в бурильную колонну. Скважинная сеть 46 передает информацию от каждого из датчиков 40 к компьютеру 22 на поверхности, который также получает информацию от датчика 50 глубины через канал 51 связи. Датчик 50 глубины осуществляет мониторинг вдоль длины бурильной колонны, вставленной в скважину, и поэтому выходной сигнал от датчиков 40 может быть воспринят компьютером 22 как функция их глубины в скважине.

[0058] Информация с компьютера 22 буровой площадки может быть отображена на дисплее 24 оператора бурения. Информация может также быть передана от компьютера 22 на другой компьютер 23, который расположен на удалении от скважины и благодаря которому в удаленном от скважины офисе возможно просматривать данные от датчиков 40. Несмотря на то что на чертежах представлены несколько датчиков 40, для специалистов очевидно, что во время бурения глубокой скважины вдоль бурильной колонны может быть размещено большее количество датчиков и что все датчики, связанные с любым узлом, могут быть установлены в узле 30 или прикреплены к узлу 30, так что с конкретным узлом соотнесено множество датчиков, а не один датчик.

[0059] На фиг.3 показан график на основе измеренных характеристик буровой скважины, обозначенных 1 и 2, которые на графике изображены как функция глубины и функция времени снятия показаний. Для характеристики 1 проход 1 происходит в первую очередь, позже проход 2, а проход 3 имеет место после прохода 2. Область 60 показывает разницу измерений между первым и вторым проходом, а область 62 показывает разницу измерений между проходами 2 и 3. Таким образом, сильный сигнал на глубине D1 для первого прохода считается новым и в последующем уменьшается для проходов 2 и 3. Для характеристики 2 область 64 представляет разницу между сигналом прохода 1 и сигналом прохода 2, область 66 представляет разницу между сигналами проходов 2 и 3. Для этой характеристики буровой скважины уровень сигнала увеличивается между проходами 1 и 2 и далее увеличивается между проходами 2 и 3.

[0060] Для специалиста очевидно, что для разграничения первого прохода и второго прохода, а также второго прохода и последующего прохода могут использоваться различные формы маркировки и что наблюдение различий областей, соответствующих различным проходам, под кривой сигналов является только одним из способов определения требуемых характеристик ствола скважины или пласта. Полагая, что характеристика 2 является диаметром скважины, оператор может допустить, что на глубине, незначительно превышающей глубину D1, диаметр скважины увеличился, а также увеличился между проведением измерений проходов 2 и 3. Все сигналы могут отображаться в виде функций датчиков в одной выбранной точке ствола скважины таким образом, что сигнал, отправленный с глубины, например, 1550 футов, будет сравниваться с аналогичным сигналом от аналогичного датчика, установленного на глубине 1550 футов.

[0061] Варианты реализации изобретения также включают в себя определение динамической и стабилизирующей составляющих характеристики распределения усилий вдоль буровой колонны 12 во время проведения буровых работ. Датчики 40, размещенные вдоль колонны 12 и/или на узлах 30, используются для сбора параметров бурения, обработки данных, а также для вызова реакций посредством воздействия на механический режим работы буровой системы, воздействия на поток жидкости через бурильные трубы, поток жидкости вдоль кольцевой области между бурильной колонной и стволом 36 скважины и/или для управления другим устройством (например, узлом) для выполнения операции.

[0062] Телеметрическая сеть 46 (как описано в патенте США 7207396, который принадлежит заявителю настоящей заявки и ссылка на который означает включение его в настоящую заявку) обеспечивает магистральную линию связи для вариантов реализации настоящего изобретения. Вдоль колонны 12 может быть выполнено несколько динамических измерений с использованием входных сигналов от датчика 40, как описано в настоящем документе. В некоторых вариантах реализации изобретения, например, результаты измерений, снятые с датчиков 40, могут включать по меньшей мере одно из следующего: трехкоординатную инклинометрию (магнитную и ускорительную), внутреннее, внешнее гидравлическое давление, крутящий момент и напряжение и/или сжатие. При помощи таких измерений могут быть выполнены различные виды анализа и регулировки - независимые или для реализации саморегулирующейся колонны.

[0063] Варианты реализации, включающие акустические датчики 40, могут быть использованы для выполнения анализа частоты, амплитуды и скорости распространения в режиме реального времени с целью определения представляющих интерес свойств подземной области (диаметр скважины, скорость волны сжатия, скорость волны сдвига, типы скважины и медленность пласта). Кроме того, могут быть получены улучшенные подземные акустические изображения для представления показателей стенки ствола скважины и других геологических объектов на расстоянии от ствола скважины. Эти акустические измерения находят применения при определении физики пласта, корреляции разрезов от скважины к скважине, пористости, механических и упругих параметров породы, что позволяет определить показатели литологии, участки пласта с повышенным давлением, а также преобразование сейсмических временных осей в оси глубины на основе фактической скорости звука в пласте. Варианты реализации настоящего изобретения могут быть реализованы при помощи стандартных акустических источников, размещенных на узлах 30 и/или приборах вдоль колонны 12 с соответствующими известными электронными схемами и компонентами. Обмен информацией в режиме реального времени с акустическими датчиками 40 осуществляется через сеть 46.

[0064] Один из вариантов реализации настоящего изобретения используется для автоматизированного регулирования давления скважины. На фиг.4А показана бурильная колонна 12, оснащенная тремя датчиками 40, размещенными вдоль колонны для измерения внутреннего и наружного давления. Во время бурения буровая жидкость ("буровой раствор") закачивается через буровую колонну 12, как известно из уровня техники, а конкретное распределение давления имеет место вдоль ствола скважины. На фиг.4В показана кривая изменения гидростатического давления во время перекачки буровой жидкости через бурильную колонну 12. Динамическое давление в забое скважины обозначено BHPd. Теоретическая величина гидростатического давления обозначена РHS. Pi - давление внутри бурильной колонны 12, Ро - давление снаружи бурильной колонны 12. Разница между Pi и Ро составляет потерю или снижение давления. При прекращении операции бурения (для установки и/или снятия монтажных труб или по другой причине, включая нарушения в работе) гидравлическая система внутри и снаружи бурильной колонны 12 будет стабилизирована согласно кривым гидростатического давления, показанным на фиг.4С. В указанной точке внутреннее давление Pi бурильной трубы равно нулю на поверхности, поскольку соединитель насоса удален.

[0065] Состояния, описанные выше, возникают в любое время во время процесса бурения. Из-за постоянного изменения давления в забое скважины в нижней части пластовой жилы и вдоль ствола скважины возникает напряжение, величина которого определяется плотностью бурового раствора, величиной расхода, а также общей площадью потока на буровом долоте 16. Указанное давление взаимодействует с пластовой жилой, которая в некоторых случаях может подвергаться механическому воздействию, если величина забойного давления выше или ниже предельных значений нормативной прочности прилегающей породы. Эти граничные величины известны как давление разрыва (давление, при котором порода начинает разрушаться и высыпаться в ствол скважины небольшими частями из-за недостатка гидростатического или динамического давления) и давление гидравлического разрыва (давление, при котором порода начинает раскалываться при незначительном повышении пластового напряжения).

[0066] Первый случай, когда забойное давление ниже требуемого для обеспечения устойчивости пластовой породы величины, обусловлен небольшой величиной забойного давления по сравнению с требуемой величиной и соответствует варианту реализации настоящего изобретения, содержащему управляющее устройство 70 переменного кольцевого проходного сечения в виде муфты, как показано на фиг.5А-5С. Устройство 70 может включать в себя постоянные ограничители площади и выдвижные ограничители площади. На фиг.5А устройство 70 показано в отведенном режиме и видны постоянные ограничители 72а площади. На фиг.5В управляющее устройство показано в выдвинутом режиме, и наряду с ограничителями 72а показаны выдвижные ограничители 72b площади. В выдвинутом режиме проходное сечение кольцевой области 71 между устройством 70 и стволом скважины 36 ограничено из-за выдвижения ограничителей 72b в область 71. На фиг.5С показан механизм для приведения в действие ограничителей 72b контроллера 70. Ограничители 72b приводятся в действие потоком бурового раствора, который отводится из внутренней трубы 12а через клапаны 69а, 69b к поршневому приводу 73, который выдвигает ограничители 72b, вызывая положительный перепад давления на противоположных концах устройства. Устройство 70 состоит из секции трубы 12, оснащенной соответствующими элементами (раздвижные лопасти, аналогичные центрирующим ребрам). Как показано на фиг.5С, устройства 70 могут быть выполнены при помощи нейтрализующей площадки 72, так что поток бурового раствора, направленный вверх вдоль кольцевой области, способствует выдвижению стабилизаторов. Кроме того, труба 12 также может оснащаться соответствующими клапанами для сброса внутреннего давления. Стандартные электронные компоненты 96 и аппаратные средства могут быть использованы для реализации вариантов реализации настоящего изобретения. Устройство 70 может оснащаться аккумулятором 97 давления. На фиг.5А показано устройство 70 в отведенном режиме с проходным сечением А0, состоящим из произвольных площадей A15. На фиг.5В показано устройство 70 в выдвинутом режиме с ограничителями 72b, сужающими общее проходное сечение (А0 на фиг.5А). Например, площадь A1p на фиг.5В<A1 на фиг.5А, а площадь А на фиг.5В<А3 на фиг.5А из-за выдвижных ограничителей 72b. При необходимости труба 12 может быть оснащена любым количеством выдвижных ограничителей 72b, например одним, двумя, тремя и т.д., и любым количеством совмещенных постоянных и/или выдвижных ограничителей 72а, 72b. Кроме того, варианты устройства 70, описанные в настоящем изобретении, также могут быть выполнены с использованием различных материалов (PEEK™, резина, композиционные материалы и т.д.) в наиболее подходящих формах (например, надувные материалы и т.д.). Некоторые части также могут быть оснащены ограничителями площади, которые могут быть индивидуально отградуированы.

[0067] На фиг.6 показан внешний вид изобретения с бурильной колонной 12, включающей в себя устройства 70 переменного кольцевого проходного сечения в виде муфт. С помощью распределенных датчиков 40 и устройств 70, объединенных в сеть 46, расчетная величина забойного давления может быть определена, а стабилизаторы могут быть выборочно приведены в действие для выдвижения ограничителей вдоль колонны для снижения расхода бурового раствора вдоль кольцевой области. Приведение в действие устройства 70 обеспечивает эффективное повышение и/или снижение давления вдоль ствола скважины для изменения видимой эквивалентной циркулирующей плотности (ECD). Эквивалентная циркулирующая плотность - это плотность буровой жидкости, которая требуется для создания такой же эффективной величины скважинного давления, которая достигается при сочетании плотности жидкости, давления циркуляции, а также нагрузки бурового раствора в стволе скважины. Возможно ручное или автоматическое управление процессом приведения в действие отдельного устройства 70 через коммуникационную сеть 46. Варианты реализации, включающие автоматическое приведение в действие устройства 70, могут быть реализованы при помощи соответствующего программирования, например при помощи Алгоритма I, который представлен на фиг.7.

[0068] Согласно фиг.7, Алгоритм 1 предусматривает создание кривой градиента давления на основании данных, полученных от внутренних и внешних датчиков давления (100). Если кривая градиента давления уже существует, имеющаяся кривая градиента давления может быть обновлена на основе новой информации, вместо создания новой кривой. Алгоритм I предусматривает сравнение созданной кривой градиента давления с требуемой кривой градиента давления (102). Алгоритм I предусматривает проверку того, превышает ли разница между созданным и требуемым градиентом давления заданную погрешность (104). В случае отрицательного ответа на шаге 104 шаги 100 и 104 повторяют до положительного ответа на шаге 104. Следует подчеркнуть, что шаги 100 и 102 могут быть повторены лишь в заданные промежутки времени, поскольку для получения положительного ответа на шаге 104 может потребоваться значительное время. В случае положительного ответа на шаге 104 Алгоритм I выполняет проверку (106) того, является ли забойное давление меньше, чем требуемая величина. В случае положительного ответа на шаге 106 Алгоритм I направляет команду (108) на увеличение давления на ограничители площади. Далее Алгоритм I выполняет проверку (110) того, максимально ли открыт выбранный ограничитель площади. В случае отрицательного ответа на шаге 110 Алгоритм I возвращается к шагу (106). В случае положительного ответа на шаге 106 повторяют шаги 108 и 110. В случае положительного ответа на шаге 110 (т.е. при максимальном открытии ограничителя площади). Алгоритм I проверяет (112), что положение максимального открытия соответствует наивысшему ограничителю положения. В случае положительного ответа на шаге 112 Алгоритм I рекомендует (118) системе отрегулировать расход и плотность бурового раствора. Но в случае отрицательного ответа на шаге 110 (т.е. максимальное открытие ограничителя площади соответствует не наивысшему ограничителю положения), Алгоритм I отправляет команду на приведение в действие следующего ограничителя площади (118) и увеличение давления (120). Алгоритм I возвращается к шагу 106 для определения потребности в дальнейшем повышении давления. Данный процесс описан выше. В случае отрицательного ответа на шаге 106, т.е. если величина наименьшего давления не ниже требуемого давления, Алгоритм I приводит в действие подпрограмму снижения давления (122), блок-схема которой показана на фиг.9 и которая будет описана далее.

[0069] Обычно забойное давление повышается при одновременном сочетании нескольких факторов (плотность и расход бурового раствора и др.). Еще один вариант настоящего изобретения показан на фиг.8А-8С. В рассматриваемом варианте устройство 70 в виде муфты выполнено с одним или более внутренними переменными ограничителями 74, управляемыми электронными блоками 90, плунжерами 91, гидроаккумуляторами 92, клапанами 93, 94, противодействующей площадкой 95 для нисходящего потока, а также дополнительными компонентами, вставленными в трубопровод, аналогичный изображенному на фиг.5С. На фиг.8А показано устройство 70 с ограничителями 74 в отведенном режиме, обеспечивающий неограниченную площадь А сечения потока во внутреннем канале трубопровода. На фиг.8А показано устройство 70 с ограничителями 74 в выдвинутом режиме, уменьшающий площадь потока во внутреннем канале (A1p<А) благодаря выдвижению ограничителей 74. При необходимости труба 12 может быть оснащена любым количеством (например одним, двумя, тремя и т.д.) выдвижных ограничителей 74. Кроме того, другие варианты могут включать в себя комбинацию постоянных и/или выдвижных ограничителей (не показаны). Некоторые варианты также могут быть оснащены ограничителями 74, которые могут быть индивидуально отградуированы. Возможно ручное или автоматическое управление ограничителями 74 через коммуникационную сеть 46. Варианты, включающие автоматическое приведение в действие устройства 70, могут быть реализованы посредством соответствующего программирования, например посредством Алгоритма I, представленного на фиг.9. Приведение в действие ограничителя 74 обеспечивает увеличение и/или снижение расхода через трубопровод 12 с требуемым увеличением и/или снижением забойного давления.

[0070] Как показано на фиг.9, Алгоритм II выполняет проверку (124) того, превышает ли величина забойного давления величину требуемого градиента давления. В случае отрицательного ответа на шаге 124 Алгоритм II прекращается (125). В случае положительного ответа на шаге 124 Алгоритм II направляет команду на приведение в действие ограничителя и повышение ограничения расхода до получения требуемого давления или ограничения расхода до максимальной величины. Алгоритм II выполняет проверку (128) соответствия требуемого градиента давления заданному диапазону погрешности. В случае отрицательного ответа на шаге 128 программа Алгоритм II напоминает (130) о необходимости приведения в действие и отключается (132). В случае отрицательного ответа на шаге 128 ограничители, размещенные вдоль бурильной колонны, используются для дополнительной регулировки давления (134). Алгоритм II выполняет повторную проверку соответствия требуемого градиента давления заданному диапазону погрешности (136). В случае отрицательного ответа на шаге 136 программа Алгоритм II повторяет шаг (130) и прекращает выполнение шага (132). В случае отрицательного ответа на шаге 136 программа Алгоритм II выдает сообщение (138) о необходимости снижения расхода бурового раствора или плотности бурового раствора для достижения требуемого градиента и завершается на шаге (140).

[0071] Анализ и определение параметров скважины, а также способы контроля, описанные в настоящем изобретении, позволяют оператору осуществлять мониторинг и регулировать скважинные показатели в процессе бурения в режиме реального времени в заданной точке вдоль бурильной колонны. Например, бурильная колонна, оснащенная устройством 70 (см. фиг.6) может контролироваться одним или несколькими переменными ограничителями 72 на различных глубинах вдоль колонны. Например, можно задавать величину давления и/или расхода вдоль выбранных участков или поддерживать их в заданном диапазоне. Например, давление, расход, температура, профиль скважины и другие необходимые данные определяются распределенными по бурильной колонне датчиками 40 и передаются на поверхность или в другие точки при помощи сети 46. Подобным образом внутреннее давление и/или расход бурового раствора вдоль бурильной колонны 12 может быть отрегулировано или отрегулирован в соответствии с вариантами реализации, в том числе с помощью регулируемых ограничителей 74, как описано в настоящем описании.

[0072] Другие варианты реализации изобретения обеспечивают определение, анализ динамических параметров, а также предлагают способы стабилизации. В одном из вариантов распределенные датчики вдоль бурильной колонны 12 позволяют оператору выполнять анализ частоты дифференциальных измерений. На фиг.10А-10С изображены графики распределения динамических параметров бурильной колонны 12. Как известно, различные датчики 40 (например, инклинометры, акселерометры, ареометры и т.д.) могут быть использованы в забое для определения динамических параметров бурильной колонны. Варианты изобретения могут быть использованы для измерения распределения амплитуды в качестве входных сигналов всей сети 46, определения частотного разнесения пиков, а также качание преобладающей частоты шума. Эти измерения упрощают процесс определения скважинных показателей системы (залипание и скольжение, завихрение и изменение гармонической и/или резонансной частот), изменяющихся с изменением окружающей среды и формы бурильной колонны, особенно с помощью датчиков 40, расположенных вдоль колонн вблизи друг от друга.

[0073] Один из вариантов реализации настоящего изобретения обеспечивает выполнение анализа в процессе бурения, при котором в первую очередь определяется число оборотов в минуту, расход, нагрузка на долото (WOB), как это показано на фиг.10А. На фиг.10А-10С показана амплитуда А. Различные динамические параметры бурильной колонны графически отображены и визуализированы в частотной области. На фиг.10 В показан момент ввода входных параметров (моментальный снимок). Анализ выполняется с целью установления зависимости между входными сигналами и частотными характеристиками измерений. Изменения входных сигналов на поверхности влияют на различные пики частоты, как это представлено на фиг.10В. На фиг.10В Δf представляет собой разделение пиков. Амплитуда является показателем потерь энергии в определенной точке колонны. Качание указывает на изменение скорости в забое, когда качание различно для различных пиков, это представляет собой суммарный момент из-за процессов залипания и скольжения. Расстояние между пиками указывает на разницу в угловой скорости в точках измерений. Стабилизация обеспечивается быстрым изменением поверхностных параметров на основании быстрой обратной связи до расхода максимальной возможной энергии на долоте, а не вдоль буровой колонны (пики, приведенные к их минимальной величине), как показано на фиг.10С. Варианты реализации настоящего изобретения могут быть выполнены при помощи самообучающегося программного обеспечения (искусственный интеллект). Такие программы могут включать процесс обучения, связанный с буровыми скважинами. Такие измерения обеспечивают способ определения гармоник буровой колонны, аккумуляции и/или выброса энергии вдоль буровой колонны, а также позволяет оператору применять техники стабилизации и/или компенсации.

[0074] Еще один вариант реализации настоящего изобретения обеспечивает анализ частоты на различных величинах давления с внутренней и внешней стороны трубопровода 12, измеренных при помощи распределенных датчиков 40. На фиг.11А-11Е проиллюстрирован один из вариантов реализации настоящего изобретения, который обеспечивает анализ групповых событий по частоте и амплитуде для упрощения процесса определения и диагностики. На фиг.11А показан график зависимости внутреннего давления от времени для множества измерений, проведенных с помощью датчиков, когда узел или соединение 4 в забое расположено ниже соединения 1. На фиг.11В показан график зависимости внешнего давления от времени для измерений, проведенных с помощью датчиков, когда соединение 4 в забое расположено ниже соединения 1. Задачей является поиск поведенческих событий бурильной колонны, которые влияют на идеальные показатели распределения давления с внутренней и/или внешней стороны колонны. Указанная цель достигается преобразованием разности в измерениях (см. фиг.11С) различных датчиков в частотную область, как показано на фиг.11D. Частотные диаграммы определяют характер динамического воздействия в зависимости от амплитуды, поперечного смещения и продолжительности. Абсолютно однородная система не может быть источником кратковременных выбросов. Указанная цель достигается посредством изменения входных параметров (см. Фиг.11Е) или посредством использования иных способов автостабилизации вдоль бурильной колонны. После определения режима деструктивных динамических параметров возможно использование способов стабилизации и/или компенсации.

[0075] Варианты реализации изобретения могут включать системы для стабилизации и/или компенсации в отношении нежелательных динамических показателей. Как известно, колебания вращающейся массы можно уравновешивать при помощи грузов. Аналогичным образом варианты реализации настоящего изобретения могут быть реализованы при помощи системы сдвига с многоточечной массой. На фиг.12А показана бурильная колонна 12, оснащенная датчиками 40, смонтированными на узлах 30 и/или на средствах измерения и трубопроводах вдоль колонны. На фиг.12А также показан вариант изобретения с вращающимися грузами 80, распределенными вдоль буровой колонны 12.

[0076] На фиг.12 В изображено увеличенное устройство 80 с вращающейся массой. Устройство 80 включает в себя подвижную массу 82, приводной механизм 84 и соответствующие электронные блоки 86. Входной сигнал сдатчика (датчиков) 40 используется для определения перемещения бурильной колонны (фиг.12А) и указывает направление перемещения колонны относительно стенки ствола буровой скважины. Электронный блок 86 включает приводной механизм 84 для приведения в действие дебаланса 82 для уравновешивания деструктивных гармоник. В одном варианте рассматриваемого изобретения груз 82 выполнен с возможностью вращения до полного приведения в действие (синхронизирован с вращением колонны 12 или относительно него). Приводной механизм 84 может быть выполнен с возможностью остановки или "торможения" вращающегося груза 82 на х миллисекунд в установленные временные интервалы для уравновешивания перемещения колонны, которое вызывает деструктивное воздействие. Для реализации вариантов настоящего изобретения могут быть использованы обычные компоненты и электронные блоки с устройствами 80 с вращающейся массой. Варианты изобретения могут быть оснащены одним или несколькими приводными механизмами 84 (например, выше- и нижеупомянутой массой 82). Другие варианты могут быть оснащены турбиной, электромагнитными, гидродинамическими или балансировочными грузами другого типа (не показаны). Устройство 80 желательно устанавливать внутри трубопровода. Вместе с тем различные варианты изобретения могут включать в себя устройства (не показаны), установленные на внешней стороне или внутри трубопровода. Бурильная колонна 12, которая может обмениваться сигналами по сети 46, позволяет оператору осуществлять мониторинг параметров колонны с поверхности в режиме реального времени и предпринимать своевременные меры. Путем соответствующего программирования системных процессоров в колонне 12 и/или на поверхности возможно выполнение автоматической или независимой стабилизации.

[0077] Рассматриваемое изобретение обладает такими неограничивающими преимуществами, как сбор результатов распределенных скважинных измерений в режиме реального времени; анализ динамических параметров бурильной колонны; возможность автоматической и/или ручной регулировки показателей расхода и/или давления в забое; возможность ручной и/или автоматической компенсации и/или стабилизации деструктивных динамических параметров; автоматизация процесса выполнения бурильных операций; анализ и/или регулировка в режиме реального времени плотности бурового раствора с целью улучшения двухградиентного бурения и т.д. Специалисты могут оценить преимущество рассматриваемого изобретения, которое позволяет полностью автоматизировать процесс бурения при помощи программного обеспечения, реализованного посредством алгоритмов, описанных в настоящем документе. Эти варианты реализации могут быть реализованы программированием одного или нескольких компьютеров общего назначения, оснащенных соответствующими аппаратными средствами. Программирование может быть выполнено посредством использования одного или нескольких устройств для хранения программ, считываемых при помощи процессора (процессоров), а также кодирования одной или нескольких программ, содержащих инструкции, выполняемые компьютером. Устройство для хранения программ может использовать один или несколько гибких дисков, CD ROM или другой оптический диск, магнитофонную ленту, чип постоянной памяти (ROM), а также другие носители информации, хорошо известные специалистам. Программа, содержащая инструкции, может быть представлена в форме "объектного кода", т.е. в двоичной форме, которая выполняется непосредственно компьютером, в виде "исходной программы", для которой требуется компиляция или интерпретирование перед выполнением, или частично скомпилированной программы. В данном случае неважны точные формы устройства для хранения программ кодирования инструкций. Варианты реализации настоящего изобретения могут быть также выполнены с возможностью выполнения функций вычисления и/или автоматизации в скважине, и/или на поверхности, и/или дистанционно через радиоканалы, подключенные к сети 46, при помощи соответствующего аппаратного и/или программного обеспечения, установленного в сети и/или колонне.

[0078] Хотя настоящее описание раскрывает конкретные варианты реализации изобретения, для специалистов очевидны различные модификации и варианты, в том числе в которых описанные здесь элементы заменены функциональными или структурными эквивалентами. Например, варианты реализации изобретения могут также быть использованы для работы в комбинации с другими известными телеметрическими системами (например, с гидроимпульсным каналом связи, волоконной оптикой, проводными системами и т.д.). Раскрытые способы не ограничены каким-либо конкретным типом транспортного средства или подземных работ. Например, варианты реализации настоящего изобретения хорошо подходят для выполнения следующих работ: каротаж и/или измерения во время бурения, каротаж во время подъема буровой колонны, морские работ и т.д. Все аналогичные модификации, очевидные для специалистов, находятся в пределах объема настоящего изобретения, определенного прилагаемой формулой изобретения.

1. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, согласно которому

размещают в буровой скважине колонну соединенных труб, формирующую скважинную электромагнитную цепь, обеспечивающую создание электромагнитного сигнального канала между множеством датчиков в колонне соединенных труб,

получают через скважинную электромагнитную цепь данные от первого датчика указанного множества датчиков;

получают через скважинную электромагнитную цепь данные от второго датчика указанного множества датчиков, который расположен на расстоянии в продольном направлении от первого датчика в колонне соединенных труб;

сопоставляют данные первого датчика и данные второго датчика;

делают вывод о скважинном показателе на основе данных от датчиков; и

управляют скважинным показателем на основе указанного сопоставления путем выборочной регулировки с учетом указанного вывода по меньшей мере одного параметра, влияющего на указанный скважинный показатель, причем

выборочную регулировку указанного по меньшей мере одного параметра выполняют до тех пор, пока указанный скважинный показатель не будет соответствовать целевому скважинному показателю в заданном диапазоне погрешности.

2. Способ по п. 1, согласно которому:

получение данных от первого датчика происходит на заданной глубине в одно время;

получение данных от второго датчика происходит на указанной заданной глубине в другое время;

сопоставление данных от первого датчика и данных от второго датчика также включает в себя определение изменения в буровой скважине как функцию времени; и

управляют скважинным показателем или скважинным параметром на основе указанного изменения.

3. Способ по п. 1, согласно которому

получение данных от первого датчика происходит на заданной глубине в одно время;

получение данных от второго датчика происходит на указанной заданной глубине в другое время; а

сопоставление данных от первого датчика и данных от второго датчика также включает в себя усреднение данных от первого датчика и данных от второго датчика для получения расчетного параметра скважины.

4. Способ по п. 1, согласно которому

определяют перемещение колонны труб с использованием данных от датчиков, и

включают приводной механизм для приведения в действие подвижной массы системы сдвига с многоточечной массой.

5. Способ по п. 4, согласно которому вращают подвижную массу до приведения ее в действие.

6. Способ по п. 4, согласно которому осуществляют торможение вращающейся подвижной массы в установленные временные интервалы.

7. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, согласно которому

размещают в буровой скважине колонну соединенных труб, формирующую скважинную электромагнитную цепь, обеспечивающую создание электромагнитного сигнального канала между множеством датчиков в колонне соединенных труб,

получают через скважинную электромагнитную цепь данные от первого датчика указанного множества датчиков;

получают через скважинную электромагнитную цепь данные от второго датчика указанного множества датчиков, который расположен на расстоянии в продольном направлении от первого датчика в колонне соединенных труб;

сопоставляют данные первого датчика и данные второго датчика;

производят сигнал первым датчиком в заданный промежуток времени на первой глубине;

производят сигнал вторым датчиком в заданный промежуток времени на второй глубине;

соотносят указанные сигналы;

управляют скважинным показателем или скважинным параметром на основе указанного сопоставления.

8. Способ по п. 7, согласно которому осуществляют

построение графика измерений от первого датчика как функции глубины на основании сигнала от первого датчика и данных от первого датчика; и

построение графика измерений от второго датчика, которые были проведены позже на той же глубине через временные интервалы, на основании сигнала от второго датчика и данных от второго датчика.

9. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, согласно которому

размещают в буровой скважине колонну соединенных труб, формирующую скважинную электромагнитную цепь, обеспечивающую создание электромагнитного сигнального канала между множеством датчиков в колонне соединенных труб,

получают через скважинную электромагнитную цепь данные от первого датчика указанного множества датчиков;

получают через скважинную электромагнитную цепь данные от второго датчика указанного множества датчиков, который расположен на расстоянии в продольном направлении от первого датчика в колонне соединенных труб;

получают данные о давлении от указанного первого и второго датчика, причем данные о давлении включают в себя измерения давления внутри и снаружи колонны труб;

создают кривую градиента давления с использованием указанных внутренних и наружных измерений давления;

управляют скважинным показателем или скважинным параметром на основе указанной кривой градиента давления.

10. Способ по п. 9, согласно которому создание кривой градиента давления содержит обновление существующей кривой градиента давления с использованием указанных внутренних и наружных измерений давления.

11. Способ по п. 9, согласно которому дополнительно

сопоставляют созданную кривую градиента давления с требуемой кривой градиента давления; и

определяют разницу между созданной кривой градиента давления с требуемой кривой градиента давления.

12. Способ по п. 11, согласно которому управление скважинным показателем или скважинным параметром включает в себя регулирование скважинного показателя или скважинного параметра в случае превышения указанной разницей заданной погрешности.

13. Способ по п. 12, согласно которому регулирование скважинного показателя или скважинного параметра включает в себя регулирование распределения давления вдоль ствола скважины для изменения видимой эквивалентной циркулярной плотности.

14. Способ по п. 12, согласно которому регулирование скважинного показателя или скважинного параметра включает в себя по меньшей мере

(i) приведение в действие по меньшей мере одного ограничителя неустановившегося течения и управление этим ограничителем для ограничения расхода в кольцевой области между буровой скважиной и колонной труб, если давление в нижней части буровой скважины меньше, чем целевое придонное давление, или

(ii) приведение в действие по меньшей мере одного ограничителя неустановившегося течения и управление этим ограничителем для ограничения течения внутри ствола колонны труб, если давление в нижней части буровой скважины больше, чем целевое придонное давление.

15. Способ по п. 12, согласно которому регулирование скважинного показателя или скважинного параметра включает в себя регулирование кольцевого проходного сечения в управляющем устройстве.

16. Способ по п. 15, согласно которому регулирование кольцевого проходного сечения включает в себя выдвижение по меньшей мере одного выдвижного ограничителя площади в кольцевое проходное сечение для ограничения расхода или отведение указанного по меньшей мере одного выдвижного ограничителя площади с целью оставить по меньшей мере один постоянный ограничитель площади и увеличить проходное сечение.

17. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, согласно которому

размещают в буровой скважине колонну труб, которая содержит множество датчиков и электромагнитный сигнальный канал, соединяющий указанное множество датчиков с образованием скважинной электромагнитной цепи;

получают через скважинную электромагнитную цепь данные от датчиков указанного множества датчиков;

сопоставляют данные, полученные от различных датчиков на различных глубинах через заданные промежутки времени;

делают вывод о скважинном показателе на основе указанных сопоставленных данных от датчиков; и

управляют скважинным показателем на основе указанного сопоставления путем выборочной регулировки с учетом указанного вывода по меньшей мере одного параметра, влияющего на указанный скважинный показатель, причем

выборочную регулировку указанного по меньшей мере одного параметра выполняют до тех пор, пока указанный скважинный показатель не будет соответствовать целевому скважинному показателю в заданном диапазоне погрешности.

18. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, согласно которому

размещают в буровой скважине колонну труб, которая содержит множество датчиков и электромагнитный сигнальный канал, соединяющий указанное множество датчиков с образованием скважинной электромагнитной цепи;

получают выходной сигнал от датчика характеристик ствола скважины или пласта;

получают выходной сигнал от датчика глубины;

сопоставляют выходной сигнал от датчика характеристик ствола скважины или пласта и выходной сигнал от датчика глубины;

делают вывод о скважинном показателе на основе указанных сопоставленных выходных сигналов от датчиков; и

управляют скважинным показателем на основе указанного сопоставления путем выборочной регулировки с учетом указанного вывода по меньшей мере одного параметра, влияющего на указанный скважинный показатель, причем

выборочную регулировку указанного по меньшей мере одного параметра выполняют до тех пор, пока указанный скважинный показатель не будет соответствовать целевому скважинному показателю в заданном диапазоне погрешности.

19. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, согласно которому

размещают в буровой скважине колонну труб, которая содержит множество датчиков и электромагнитный сигнальный канал, соединяющий указанное множество датчиков с образованием скважинной электромагнитной цепи;

получают данные о давлении от указанных датчиков, причем данные о давлении включают в себя измерения давления внутри и снаружи колонны труб;

создают кривую градиента давления с использованием указанных внутренних и наружных измерений давления;

сопоставляют созданную кривую градиента давления с требуемой кривой градиента давления;

определяют разницу между созданной кривой градиента давления и требуемой кривой градиента давления; и

регулируют скважинный показатель или скважинный параметр в случае превышения указанной разницей заданной погрешности.

20. Система для мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, включающая:

колонну соединенных труб, размещенную в буровой скважине, которая формирует скважинную электромагнитную цепь, обеспечивающую создание электромагнитного сигнального канала, между множеством датчиков в указанной колонне соединенных труб;

по меньшей мере один процессор, который выполнен с возможностью принимать данные через скважинную электромагнитную цепь от первого датчика указанного множества датчиков, от второго датчика указанного множества датчиков, который расположен на расстоянии в продольном направлении от указанного первого датчика в колонне соединенных труб,

а также с возможностью сопоставлять данные первого датчика и данные второго датчика,

соотносить данные первого датчика и данные второго датчика; и

управлять скважинным показателем или скважинным параметром на основе указанного сопоставления и соотнесения путем выборочной регулировки по меньшей мере одного параметра, влияющего на указанный скважинный показатель, до тех пор, пока указанный скважинный показатель не будет соответствовать целевому скважинному показателю в заданном диапазоне погрешности.

21. Система по п. 20, в которой указанный по меньшей мере один процессор выполнен с возможностью

приема данных о давлении от указанного первого и второго датчика, причем данные о давлении включают в себя измерения давления внутри и снаружи колонны труб;

создания кривой градиента давления с использованием указанных внутренних и наружных измерений давления;

сопоставления созданной кривой градиента давления с требуемой кривой градиента давления;

определения разницы между созданной кривой градиента давления и требуемой кривой градиента давления; и

регулировки скважинного показателя или скважинного параметра в случае превышения указанной разницей заданной погрешности.

22. Система по п. 20, которая дополнительно содержит управляющее устройство переменного кольцевого проходного сечения, соединенное с указанным по меньшей мере одним процессором.

23. Система по п. 22, в которой указанное управляющее устройство содержит по меньшей мере один постоянный ограничитель площади и по меньшей мере один выдвижной ограничитель площади для прохождения в кольцевое проходное сечение и его ограничения.

24. Система по п. 20, которая дополнительно содержит

систему сдвига с многоточечной массой, которая соединена с указанным по меньшей мере одним процессором и которая содержит приводной механизм, соединенный с подвижной массой.

25. Система по п. 24, в которой указанная подвижная масса установлена с возможностью вращения, а указанный приводной механизм выполнен с возможностью торможения подвижной массы.

26. Система для мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, включающая:

колонну труб в буровой скважине, указанная колонна труб содержит множество датчиков и электромагнитный сигнальный канал, соединяющий указанное множество датчиков с образованием скважинной электромагнитной цепи;

по меньшей мере один процессор, который выполнен с возможностью сопоставлять и соотносить данные от датчиков указанного множества датчиков через скважинную электромагнитную цепь, и с возможностью управлять скважинным показателем или скважинным параметром на основании указанного сопоставления и соотнесения путем выборочной регулировки по меньшей мере одного параметра, влияющего на указанный скважинный показатель, до тех пор, пока указанный скважинный показатель не будет соответствовать целевому скважинному показателю в заданном диапазоне погрешности, и

управляющую подсистему, соединенную с указанным по меньшей мере одним процессором для приема управляющих данных, основанных на сопоставленных или соотнесенных данных от датчиков.

27. Система по п. 26, в которой указанная управляющая подсистема содержит управляющее устройство переменного кольцевого проходного сечения, которое содержит по меньшей мере один постоянный ограничитель площади и по меньшей мере один выдвижной ограничитель площади для прохождения в кольцевое проходное сечение и его ограничения.

28. Система по п. 26, в которой указанная управляющая подсистема дополнительно содержит систему сдвига с многоточечной массой, которая содержит приводной механизм, соединенный с вращающейся подвижной массой.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе проведения скважинных электромагнитных исследований. Предложена скважинная телеметрическая система и способ, в которых электроизоляционный материал расположен выше и/или ниже запускающего электрический ток устройства или приемника вдоль скважинной колонны для расширения диапазона телеметрической системы, увеличения скорости телеметрии и/или понижения скважинных требований электропитания.

Изобретение относится к средствам связи между поверхностью и скважиной. Техническим результатом является обеспечение надежной и эффективной связи между оператором и устройствами в скважине.

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

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

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

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

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

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

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

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к добыче углеводородов из скважин малого диаметра с помощью погружных установок электроцентробежных насосов, оснащенных термоманометрической системой (ТМС).

Изобретение относится к области горного дела, в частности к добыче нефти, и может быть использовано для добычи флюида из двух пластов скважины. Установка содержит устанавливаемые в обсадной трубе колонну лифтовых труб, устьевую арматуру и две секции, монтируемые в обсадной трубе с помощью стыковочного узла.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Способ включает проведение стандартных газодинамических исследований скважин на стандартных режимах фильтрации с построением зависимости устьевых параметров (давления и температуры) и давления на забое скважины от расхода газа, контроль соответствия величины фиксируемых в процессе эксплуатации устьевых параметров величине параметров, определяемой зависимостью, построенной по результатам газодинамических исследований (ГДИ) при текущем расходе газа.

Изобретение относится к термометрии, а именно к полевому определению температуры грунтов, где требуется получить конкретные данные о температуре мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности, при организации внутри пластового горения (ВПГ).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при основании и эксплуатации месторождений, расположенных в зоне распространения многолетне-мерзлых пород.

Изобретение относится к испытанию пласта при бурении с контролем давления. Техническим результатом является повышение эффективности испытания пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами.

Группа изобретений предназначена для использования в области подземного хранения CO2 и других вредных газов, а также защиты окружающей среды. Технический результат - повышение надежности хранилища и снижение затрат на его создание.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройству мониторинга давления и температуры для интеллектуальных газовых и газоконденсатных скважин.

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