Направленное бурение с использованием оптического вычислительного элемента



Направленное бурение с использованием оптического вычислительного элемента
Направленное бурение с использованием оптического вычислительного элемента
Направленное бурение с использованием оптического вычислительного элемента
Направленное бурение с использованием оптического вычислительного элемента
Направленное бурение с использованием оптического вычислительного элемента
Направленное бурение с использованием оптического вычислительного элемента
Направленное бурение с использованием оптического вычислительного элемента

 


Владельцы патента RU 2613666:

ХАЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСЕЗ, ИНК. (US)

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

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение относится, главным образом, к устройству для проведения измерений, относящихся к поиску нефти и газа.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

При бурении скважин понимание структуры и свойств сопутствующего геологического пласта облегчает поиск нефти и газа. Оптимальное размещение скважины в содержащей углеводороды зоне («продуктивной зоне»), обычно требует геоуправления для формирования искривленных или горизонтальных траекторий скважины, так как большинство продуктивных зон вытянуты в горизонтальной плоскости. Геоуправление представляет собой ориентированное управление, регулирующее направление бурения. В настоящее время технология на основе геоуправления при формировании скважины включает определение мест пересечения и положение продуктивной зоны, за которым следует перемещение бурильной колонны в более высокое положение и бурение новой ветки скважины, входящей в целевую зону сверху. Этот процесс длителен, он подразумевает остановку бурения и опускание в скважину устройства для формирования ответвления. Другая существующая технология на основе геоуправления при формировании скважины содержит определение мест пересечений и расположений продуктивной зоны, за которым следует непрерывное бурение для достижения скважины снизу. Вторая технология может привести к схождению пути скважины с желаемой целевой зоны и может быть эффективной только в том случае, если скважина сильно искривлена в точке пересечения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг. 1 показана блок-схема примера устройства, содержащего оптический вычислительный элемент, для внутрискважинной работы, в соответствии с различными вариантами осуществления.

На фиг. 2 показаны отличительные признаки примера способа определения характеристик в буровой скважине с использованием оптического вычислительного элемента, в соответствии с различными вариантами осуществления.

На фиг. 3 показаны отличительные признаки примера способа, с использованием оптического вычислительного элемента при бурении, в соответствии с различными вариантами осуществления.

На фиг. 4 показана блок-схема примера системы, использующей оптический вычислительный элемент, работающий во время бурения, в соответствии с различными вариантами осуществления.

На фиг. 5 показан пример системы согласно фиг. 4, в котором зонд физически расположен на корпусе для контакта со стенкой ствола скважины, в соответствии с различными вариантами осуществления.

На фиг. 6 проиллюстрирована блок-схема примера инструмента для геофизических исследований во время бурения, содержащего окно, через которое свет может быть отражен от стенки ствола скважины, в соответствии с вариантами осуществления.

На фиг. 7 показана диаграмма геофизических исследований для двух различных периодов времени относительно работы инструмента, изображенного на фиг. 6, во время его вращения при перемещении в направлении бурения, в соответствии с различными вариантами осуществления.

На фиг. 8 показана схема примера расположения оптического вычислительного элемента, исследующего буровой раствор, стекающий в буровое долото и вытекающий из нее, при бурении, в соответствии с различными вариантами осуществления.

На фиг. 9 показаны отличительные признаки примера способа, содержащего использование данных от оптического вычислительного элемента, а также других данных, для геоуправления, в соответствии с различными вариантами осуществления.

На фиг. 10 показана блок-схема отличительных признаков примера системы, содержащей инструмент, структурированный с оптическим вычислительным элементом, в соответствии с различными вариантами осуществления.

На фиг. 11 изображен пример системы на буровой установке, в которой система содержит инструмент, структурированный с оптическим вычислительным элементом, в соответствии с различными вариантами осуществления.

ПОДРОБНОЕ РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Нижеследующее раскрытие осуществлено на основе сопровождающих чертежей, приведенных для иллюстрации, а не ограничения, показывающих различные варианты практической реализации изобретения. Эти варианты осуществления подробно описаны, чтобы обеспечить специалисту в данной области возможность реализовать на практике эти и другие варианты осуществления. Другие варианты осуществления могут быть использованы, и в них могут быть осуществлены структурные, логические и электрические изменения. Различные варианты осуществления не обязательно исключают друг друга, так некоторые варианты могут быть скомбинированы с одним или несколькими вариантами осуществления для формирования новых вариантов осуществления. Поэтому нижеследующее раскрытие не несет ограничивающего характера.

В различных вариантах осуществления оптический вычислительный элемент может быть предусмотрен для работы внутри скважины для обеспечения оптического анализа текучей среды и состава материала окружающей скважину среды, связанной с бурением. Примером оптического вычислительного элемента является многомерный оптический элемент (МОЭ). Оптический вычислительный элемент, расположенный в устройстве или системе для обеспечения эксплуатационной функциональности с другими компонентами, может называться интегрированным оптическим элементом. Пример принципов работы МОЭ может быть найден в работе авторов Майрик, Соями, Шиза, Фарр, Хайбах, Грир, Ли и Приоре (Myrick, Soyami, Schiza, Farr, Haibach, Greer, Li and Priore) «Применение многомерного оптического вычисления для простых точечных измерений в ближней ИК-области спектра» (Application of multivariate optical computing to simple near-infrared sample point measurements), Сборник научных трудов SPIE, вып. 4574 (2002). Свет от источника может проходить через образец или отражаться от него и быть частично передаваемым и отражаемым от МОЭ, содержащего интерференционный фильтр. Разность между передаваемым и отраженным оптическими спектрами составляет S(λ)L(λ), где S(λ) - спектр света от образца, а L(λ) - спектральная характеристика, обеспечиваемая МОЭ. Так как детекторы измеряют интенсивность, то измеренная разность представляет собой интеграл S(λ)L(λ)dλ через диапазон длин системы. Когда спектральную характеристику L(λ) МОЭ выбирают, чтобы обеспечить измерение определенного вещества, выходной сигнал системы обеспечивает относительное измерение концентрации этого вещества. Разнообразные МОЭ могут быть использованы для исследования различных веществ. Пример многомерных оптических элементов для оптического анализа системы может быть найден в патентной заявке США US 7911605. Дополнительно, один способ конструкции МОЭ, содержащий технологии нелинейной калибровки, может быть найден в публикации патентной заявки США 2010/0153048.

МОЭ представляет собой оптический вычислительный элемент, который может рассматриваться как аналог компьютера, использующий свет для осуществления только одного вычисления. МОЭ может быть выполнен с возможностью складывать, вычитать, умножать и делить. Отмечают, что сложение, вычитание, умножение и деление являются операциями, которые могут быть использованы для нахождения так называемой регрессии. Под регрессией обычно понимают процесс обратный получению информации, в котором получают определенные данные из более обширного массива данных. Когда свет (электромагнитное излучение) взаимодействует с объектом, независимо от его формы, оптически активные химические и физические характеристики объекта, зашифровываются в свете. МОЭ могут быть выполнены, по существу, как оптические процессоры с регрессионными векторами для извлечения релевантных данных об объекте, взаимодействующем со светом.

МОЭ, осуществляющие вычисления в оптической области, могут быть выполнены подобно оптическим фильтрам. Оптические фильтры могут быть выполнены как интерфейсный фильтр, абсорбирующий фильтр, голографический фильтр или другие формы фильтра электромагнитного излучения. Оптический фильтр обычно предназначен для пропускания или отражения определенного диапазона длин волн, где диапазон, главным образом, является непрерывным подмножеством света. Например, оптический фильтр может быть реализован как фильтр Гаусса, режущий фильтр, фильтр широкого диапазона или фильтр другого типа, структурированный по отношению к одному или нескольким непрерывным диапазонам частот (длин волн) света, так что фильтр пропускает или отражает свет по отношению к его частотам. Оптический фильтр, в основном, имеет удельную передающую характеристику, показывающую определенное количество света, которое пропускает или отражает фильтр в диапазоне частот, который может быть назван шириной спектра. Выходящий из этих фильтров свет имеет выбранные частоты, общая интенсивность которых может быть установлена. Однако в отличие от фильтров, МОЭ может обеспечивать более извлекаемые данные, чем общая интенсивность проходящего света.

С использованием технологий конструирования фильтров, может быть зашифрован регрессионный вектор в фильтр, образующий МОЭ. Зашифрованный регрессионный вектор использует свойства интерференции света. Свет может интерферировать с собой, обеспечивая положительную или отрицательную интерференцию. Эта положительная или отрицательная интерференция позволяет осуществлять математические вычисления на самом свете. При регрессионном векторе, зашифрованном в оптическом фильтре, при прохождении света через зашифрованный оптический фильтр, могут быть выполнены вычисления. Зашифрованный фильтр в такой конфигурации больше не является фильтром в традиционном смысле этого слова. Вдобавок путем распознавания шифровки образца или вектора скалярного произведения регрессии в фильтре, образующем МОЭ, можно выделить информацию из оптического потока к МОЭ с намного более высоким разрешением, чем по ширине спектра МОЭ. Так как свойства пропускания и абсорбции материалов обычно зависят от длины волны, оптический вычислительный элемент может быть расположен относительно других оптических компонентов, что обеспечивает свет, направляемый к оптическому вычислительному элементу, с выбранным диапазоном длин волн.

В различных вариантах осуществления оптический вычислительный элемент, такой как МОЭ, может быть организован для работы внутри ствола скважины. Оптические вычислительные элементы, выполненные как часть бурового инструмента, могут быть использованы для различных областей применения, включая извлечение физической и/или химической информации о стволе скважины, о текучих средах в стволе скважины, но не ограничены ими, применение выделенной информации для мониторинга безопасности бурения и для управления буровым долотом при бурении. Для сбора информации о стволе скважины, свет, полученный в результате взаимодействия со стволом скважины, может проходить через оптический вычислительный элемент, предназначенный для исследования характеристики ствола скважины. При взаимодействии света с оптическим вычислительным элементом, свет математически обрабатывают на этом оптическом вычислительном элементе. Сигнал, выходящий из оптического вычислительного элемента, можно передавать детектору. Сигнал, выходящий из оптического детектора, соответствует ответу на запрос, сделанному зашифрованным оптическим элементом. Например, сигнал, выходящий из оптического детектора, может соответствовать оценке характеристик ствола скважины или текучих сред в стволе скважины. Характеристики могут включать в себя концентрации анализируемых веществ в стволе скважины или в текучих средах, но не ограничивается этим. Выходной сигнал детектора может быть прямо пропорционален исследуемой характеристике. Выходной сигнал может отличаться от прямой зависимости из-за таких факторов, как легкая нелинейность детектора или калибровки системы, которая не может быть идеально линейной. Например, если в МОЭ зашифрована слегка нелинейная калибровка, тогда выходящий световой сигнал также может быть слегка нелинейным. Из-за этих вариаций выходной сигнал из детектора является оценкой исследуемой характеристики. Однако выходной сигнал может напрямую быть связан с исследуемой характеристикой.

Исследуемая характеристика может содержать, в числе прочего, состав ствола скважины, текучей среды, состав текучей среды в месте контакта с поверхностью ствола скважины или пористость ствола скважины. Исследуемая характеристика может включать в себя относительные концентрации различных материалов, связанных с бурением. Например, при исследовании разреза залежи оптический вычислительный элемент может обеспечить данные, относительно относительных концентраций таких материалов, как песок, карбонат или глина, в разрезе. Эти данные обеспечивают информацию о качестве разреза залежи на основе материалов, присутствующих в разрезе. Качественный анализ может быть выполнен по отношению к текучим средам, таким как нефть и вода. Вдобавок данные, переданные оптическим вычислительным элементом, могут быть использованы для управления направлением бурения от разреза воды к разрезу нефти.

На фиг. 1 показана блок-схема варианта осуществления устройства 100, содержащего оптический вычислительный элемент 105. Свет может быть направлен на оптический вычислительный элемент 105, выполненный таким образом, что часть света проходит через оптический вычислительный элемент 105 к детектору 107, а часть света отражается от оптического вычислительного элемента 105 на детектор 109. Свет, направляемый к оптическому вычислительному элементу 105, может характеризовать взаимодействие с исследуемым материалом. Связь может быть установлена со светом, пропускаемым через материал, светом, отраженным от материала, светом, испускаемым материалом, или светом, рассеиваемым материалом. Для получения коэффициента пропускания или отражения материала свет может быть направлен к материалу источником, встроенным в устройство 100. Устройство 100 также может содержать другие оптические компоненты, такие как фильтры и светоделители, для проведения к оптическому вычислительному элементу 105 света с диапазоном длин волн, соответствующим исследуемому материалу.

На фиг. 2 показаны отличительные признаки варианта осуществления способа определения характеристики в стволе скважины с использованием оптического вычислительного элемента. На этапе 210 свет от стенки ствола скважины направляют к оптическому вычислительному элементу. Зондирующий свет может быть направлен на стенку скважины таким образом, что перенаправление зондирующего сигнала от стенки ствола скважины обеспечивает направление света от стенки ствола скважины к оптическому вычислительному элементу. Зондирующий свет может быть сгенерирован, с использованием зонда, физически контактирующего со стенкой ствола скважины, при этом зондирующий свет проходит от зонда к стенке ствола скважины. Зонд может соскребать материал со стенок ствола скважины. Такой материал может содержать некоторое количество фильтрационной корки бурового раствора, естественным образом откладывающейся на стволе скважины.

Удаление такого материала обеспечивает механизм отражения света от внутренней поверхности оптического зонда и ствола скважины. В ходе чего получают данные об этой поверхности. В различных вариантах осуществления в качестве материалов оптического зонда могут быть использованы сапфир, сульфит цинка, алмаз или карбид кремния. Эти материалы твердые, они могут выполнять функцию оптического проводника в ствол скважины и в то же время удалять фильтрационную корку. Использование этих материалов может быть соотнесено с выбором оптического источника, так что зонд, выполненный из выбранного материала, является оптически прозрачным для определенного диапазона длин волн. Зондирующий свет также может генерироваться источником, расположенным в инструменте, содержащем оптическое вычислительное устройство, и передаваться через текучую среду к стенке буровой скважины.

В варианте осуществления оптический проводник зондирующего света, распространяющегося между инструментом, содержащим оптическое вычислительное устройство, и стволом скважины, может быть образован буровым раствором. Часть бурового раствора, стекающего вниз к центру бурильной колонны, может быть налита возле места расположения инструмента, так что часть этого бурового раствора протекает между инструментом и стенкой скважины. Этот буровой раствор обеспечивает проводник, через который может распространяться свет между стенкой буровой скважины и инструментом. Буровой раствор обеспечивает относительно прозрачную среду, по существу, не содержащую твердых частиц, так как в этой части режим его стока обеспечивает отсутствие твердых частиц. Буровой раствор образует проводник, позволяющий исследовать стенку скважины без прямого контакта с зондом.

На этапе 220 проводят анализ светового сигнала, выходящего из оптического вычислительного элемента в ответ на свет, принимаемый оптическим вычислительным элементом от стенки ствола скважины. На этапе 230 определяют характеристику, связанную со стенкой ствола скважины, путем анализа светового сигнала, выходящего из оптического вычислительного элемента. На основе определенной характеристики может быть сгенерирован сигнал для направленного бурения. Генерирование сигнала для направленного бурения может содержать геоуправление бурением. Геоуправление бурением может содержать поддержание ствола скважины в пределах углеводородной залежи. Генерирование сигнала для направленного бурения может содержать генерирование управляющего сигнала для обеспечения заблаговременного предупреждения об условиях бурения.

Определение характеристики, связанной со стенкой ствола скважины, может содержать определение одной или нескольких из приведенных далее характеристик: пористость, состав стенки ствола скважины или измерение пластовой текучей среды, соответствующей стенке ствола скважины. Вдобавок значения характеристики, связанной со стенкой ствола скважины, могут быть установлены во время перемещения инструмента, на котором расположено оптическое вычислительное устройство, вдоль длины ствола скважины. По этим значениям может быть построена двухмерная карта стенки ствола скважины. Вдобавок загрязнение бурового раствора во время бурения может отслеживаться путем анализа частоты светового сигнала, выходящего из оптического вычислительного элемента в ответ на свет, направляемый к оптическому вычислительному элементу, по отношению к которому буровой раствор является прозрачным.

На фиг. 3 показаны отличительные признаки варианта осуществления примера способа бурения с использованием оптического вычислительного элемента. На этапе 310 один или несколько оптических вычислительных элементов используют для определения оптической характеристики бурового раствора в бурильной колонне при бурении. В варианте осуществления используют только один оптический вычислительный элемент для определения оптической характеристики бурового раствора в бурильной колонне при бурении. На этапе 320 используют один или несколько оптических вычислительных элементов для определения оптической характеристики текучей среды в кольцевом пространстве бурильной колонны. Кольцевое пространство представляет собой пространство между двумя объектами, например между стволом скважины и обсадной трубой, где обсадная труба является трубой, расположенной в стволе скважины, между обсадной трубой и трубой или между бурильной колонной и стенкой ствола скважины.

На этапе 330 осуществляют мониторинг разницы оптических характеристик бурового раствора и текучей среды в кольцевом пространстве. Способ может содержать измерение текучих сред, проникающих в пласт из-за положения бурового долота в процессе бурения. На основании данных мониторинга разницы оптических характеристик бурового раствора и текучей среды в кольцевом пространстве можно определить характеристику, связанную с текучей средой в кольцевом пространстве. На основании этой характеристики может быть сгенерирован сигнал для направленного бурения. Генерирование сигнала для направленного бурения может содержать геоуправление бурением или генерирование управляющего сигнала для обеспечения заблаговременного предупреждения об условиях безопасности бурения.

На фиг. 4 показана блок-схема варианта осуществления примера системы 400, использующей оптический вычислительный элемент 405, работающий во время бурения. Оптический вычислительный элемент 405 расположен в корпусе 401, который может быть прикреплен к бурильной колонне. В корпусе 401 может быть предусмотрено окно 402, принимающее свет из внешней относительно корпуса 401 области, так что свет направлен из области снаружи бурильной колонны в оптический вычислительный элемент 405, когда корпус 401 установлен на бурильной колонне. Аналитический блок 420 может быть выполнен с возможностью обеспечения сигнала, основанного на выходном сигнале оптического вычислительного элемента 405, в ответ на прием света из наружной относительно бурильной колонны области, при этом сигнал, выходящий из аналитического блока, обеспечивает направленное бурение на основании характеристики области, определенной по выходному сигналу оптического вычислительного элемента 405. Система 400 также может содержать оптический источник 415 для генерирования света, отражаемого из наружной по отношению к корпусу области таким образом, что отраженный свет обеспечивает принимаемый свет, направленный к оптическому вычислительному элементу 405. Также система может содержать дополнительное окно 403, выполненное таким образом, чтобы сгенерированный оптическим источником 415, расположенным в корпусе 401, свет выходил из корпуса 401 для отражения из наружной по отношению к корпусу 401 области.

Окна 402 и 403 могут состоять из материала, прозрачного для диапазона длин волн, требующегося для оптического вычислительного элемента 405. Выбираемый для окон 402 и 403 материал может быть твердым, таким как, например, сапфир. Другие прозрачные материалы с твердостью, подходящей для внутрискважинного использования, могут содержать карбид кремния или другие твердые материалы, обеспечивающие оптическую прозрачность для выбранного диапазона длин волн.

Система 400 может содержать оптические детекторы 408, расположенные относительно оптического вычислительного элемента 405, для измерения света, направленного от оптического вычислительного элемента 405 к соответствующему детектору. Расположение оптических детекторов 408 может быть объединено с аналитическим блоком 420 для направления сигналов к аналитическому блоку 420. Аналитический блок 420 выполнен с возможностью определения разности между буровым раствором в бурильной колонне при бурении и текучей средой в кольцевом пространстве бурильной колонны на основании сигналов. Система 400 также может содержать оптические элементы 411 для направления света от оптического вычислительного элемента 405 к оптическим детекторам 408. Оптические элементы 411 могут содержать один или более оптический компонент, например линзы, фильтры или светоделители. Система 400 также может содержать оптические элементы 413 для направления света к оптическому вычислительному элементу 405 из окна 402. Оптические элементы 413 могут содержать один или несколько оптических компонентов, например линз, фильтров или светоделителей.

На фиг. 5 показана система 400, содержащая зонд 515, физически расположенный на корпусе 401 для контакта со стенкой ствола скважины. Зонд 515 выполнен с возможностью генерирования зондирующего света, при этом зонд 515 физически расположен на корпусе 401 для контакта со стенкой ствола скважины таким образом, что зондирующий свет проходит от зонда 515 к стенке ствола скважины, обеспечивая принимаемый снаружи по отношению к корпусу 401 свет, направленный к оптическому вычислительному элементу 405. Зонд 515 может выполнять роль проводника, выходящего из источника 415 света наружу из корпуса 401. Зонд 515 выполнен с возможностью соскребания материала со стенки ствола скважины. В качестве материала для зонда 515 могут быть использованы сапфир, сульфит цинка, алмаз или карбид кремния. Эти материалы твердые, они могут выполнять функцию оптического проводника к стенке ствола скважины и в то же время удалять фильтрационную корку со стенки ствола скважины. Использование этих материалов может быть соотнесено с выбором оптического источника, так что зонд 515, выполненный из выбранного материала, является оптически прозрачным для определенного диапазона длин волн.

Зонд 515 может быть выполнен с использованием прокладки, сильно прижимаемой к стенке ствола скважины. С использованием прокладки текучая среда может извлекаться из пласта в скважину, что позволяет очистить стенку от фильтрата и обеспечить свободный проход текучей среды в пласт. Свободный проход текучей среды обеспечивает оптический проводник для направления света от источника 415 к стенке ствола скважины. Текучей средой может быть вода, нефть, газ или их смесь. Качество оптического проводника зависит от типа текучей среды, извлекаемой при помощи прокладки. Альтернативно, вместо извлечения текучей среды из пласта для обеспечения оптического проводника прокладка может омываться оптически прозрачной текучей средой. Для эффективного удаления материала со стенки ствола скважины зонд 515 также может быть реализован путем вдавливания устройства, подобного шноркелю, на дюйм или около этого в ствол скважины. Нажатие может производиться путем воздействия гидравлического давления около 10000-20000 фунтов на кв. дюйм на вдавливаемый в ствол скважины шноркель.

В различных вариантах осуществления оптический вычислительный элемент, например многомерный оптический элемент, может быть использован для геоуправления. При встраивании в каротажный прибор элементы МОЭ могут обеспечить измерения состава стенки ствола скважины, включая измерения границ, разрывов и пластовых флюидов. Эти измерения могут быть преобразованы в карту стенки ствола скважины для визуализации ситуации внутри скважины, передаваемую бурильщикам. Информация от обработанных данных МОЭ может быть объединена с другой информацией для принятия решения о выборе курса ствола скважины. Другая информация может содержать информацию относительно процесса бурения, включая данные об участках, удаленных от места бурения, около которого расположен инструмент на базе МОЭ. Так как данные от инструмента на базе МОЭ собирают с участков, находящихся в непосредственной близости, эта информация, по существу, обеспечивает большую картину процесса бурения. Вдобавок информация от обработанных данных МОЭ может быть включена в электронные системы управления для автоматического направленного бурения, так что действия бурильщиков могут быть направлены на мониторинг геоуправления и общее регулирование процесса бурения.

На фиг. 6 проиллюстрирована схема варианта осуществления примера бурового инструмента 600 для геофизических исследований во время бурения, содержащего окно 602, через которое свет может быть отражен от стенки 604 ствола скважины. Буровой инструмент 600 может быть расположен в напорном корпусе за буровым долотом 626. Как показано на фиг. 6, буровое долото 626 направлено в плоскость напластования 606 в направлении L+. Для минимизации воздействий внутрискважинных текучих сред может быть установлено окно 602. Например, окно 602 может быть установлено на опорной лапе 612 или любом другом выступе корпуса бурового инструмента 600. Окно 602 может быть вставлено таким образом, чтобы оно было защищено от абразивного износа. Окно 602 также может быть защищено от абразивного износа путем защитных конструкций некоторой формы. Такие защитные конструкции могут быть использованы как со вставленными окнами 602, так и без них. Окна 602 могут быть очень маленькими, например размера оптоволоконных окончаний. Освещение стенки 604 ствола скважины может осуществляться через окно 602 или через отдельное окно. В ходе бурения путь окна 602 регистрирует узкую спираль вдоль стенки 604 ствола скважины, обеспечивая двухмерную (2D) карту характеристик стенки ствола скважины, как показано на фиг. 7.

На фиг. 7 показана диаграмма геофизических исследований в двух различных периодах времени относительно работы инструмента 600, изображенного на фиг. 6, во время вращения при перемещении в направлении L+. Отслеживаемый из окна 602 сигнал 721 обеспечивает рисунок для времени t1, а отслеживаемый из окна 602 сигнал 723 обеспечивает рисунок для более позднего времени t2. Как можно видеть, рисунок разворачивается через ударную плоскостью напластования 606 под углом, обозначенным в 721, для того, чтобы быть полностью в пределах зоны, обозначенной в 721.

Данные инструмента, полученные с помощью оптического вычислительного элемента, например МОЭ, могут быть использованы для определения и указания на то, что бурение происходит в целевой зоне. Непрерывная обработка данных с инструмента может быть использована для поддержания процесса бурения в определенной целевой зоне, которая может быть залежью нефти. Если обнаружилось, что участок, в который был осуществлен вход, не является целевым, данные инструмента могут быть использованы для непрерывного бурения в сторону в текущем направлении в течение некоторого количества времени до достижения целевой зоны или же данные инструмента могут быть использованы для перенаправления продвижения бурового инструмента через мягкую породу, а не твердый песчаник. Вдобавок управление направлением продвижения с использованием инструмента не обязательно выполняется с единственной целью определения и удержания бурового инструмента в разрезе залежи, но также может быть использовано для идентификации конкретной литологической зоны, в которой расположен инструмент.

Свет, отраженный от стенки ствола скважины, может быть обработан одним или несколькими оптическими вычислительными элементами, например МОЭ, для измерения различных характеристик пласта. Например, обработка отраженного света оптическими вычислительными элементами может определить концентрацию углеводородных молекул, а также состав породы. Карта стенки ствола скважины, полученная обработкой с использованием оптических вычислительных элементов, может обеспечить индикацию залежей и граничных поверхностей, через которые проходит ствол скважины. Оператор, наблюдающий карту, может принять управленческие решения, такие как, например, решения о поддержании ствола скважины в резервуаре продуктивной зоны. Могут быть приняты решения об уходе с участков. Альтернативно, результаты обработки автоматически могут быть направлены в аналитический блок автоматизированной системы для определения параметров управления бурением. Автоматизированная система может содержать один или более процессор, запоминающую систему и логическое устройство для сравнения результатов с сохраненной информацией, содержащей свойства продуктивных зон. Сохраненная информация может содержать свойства участков, которые необходимо обойти. Геоуправленческий анализ может содержать итерационный процесс оценки изменений в обрабатываемом свете относительно сравнений обрабатываемого света относительно сохраненной информации. Количественная оценка этих изменений может служить основанием для регулирования геоуправления.

Информация об измерениях оптических вычислительных элементов может быть передана с соответствующим положением инструмента и информацией об ориентации к обрабатывающему пункту на поверхности, где она может быть проанализирована и представлена оператору для управления направлением продвижения ствола скважины. Альтернативно, внутрискважинная электроника выполнена с возможностью анализа данных измерений оптических вычислительных элементов, наряду с другой информацией, для автоматического управления стволом скважины.

Инструменты с оптическими вычислительными элементами, такими как МОЭ, используемые для измерения характеристик стенки ствола скважины, могут быть приспособлены для обеспечения информативного просмотра текучих сред скважины с использованием света при энергиях излучения, прозрачных для бурового раствора, которые наталкиваются на стенки ствола скважины. Оптические вычислительные элементы выполнены с возможностью обеспечения мониторинга загрязнения бурового раствора. Такие устройства могут быть организованы как с помощью дифференциальной технологии, так и путем непосредственного измерения характеристик текучей среды в кольцевом пространстве. Дифференциальные технологии, например, могут содержать мониторинг разницы между оптическими характеристиками бурового раствора в бурильной колонне и текучей среды в кольцевом пространстве бурильной колонны. Размещение одного или нескольких оптических элементов, таких как МОЭ, позволяет осуществлять измерения характеристик текучих сред, проникающих в пласт при работе бурового долота. В отличительной конфигурации для мониторинга свойств текучей среды может быть использован один оптический вычислительный элемент для «свежего бурового раствора» и текучей среды в кольцевом пространстве, уравновешивающий значительное количество общих изменений режима.

Во время бурения пластовая текучая среда может вторгаться в область бурового раствора около бурового долота. Около бурового долота материал может содержать буровой раствор с небольшим количеством пластовой текучей среды, затекающей в ствол скважины с буровым раствором. Технология исследования этих относительно небольших количеств пластовой текучей среды может содержать вычитание воздействия самого бурового раствора. Сам по себе буровой раствор, перед тем как в него в ходе бурения попадут компоненты в следовых количествах, по существу, является материалом, протекающим через кольцевую трубу недалеко от бурового долота. Показания бурового раствора без следовых компонентов могут быть получены путем исследования текучей среды, протекающей внутри трубы. Таким образом, исследование текучей среды, протекающей внутри трубы, по сравнению с текучей средой, содержащей следовые количества компонентов пласта, снаружи трубы обеспечивает дифференциальное измерение. Определение разности между текучими средами внутри и снаружи бурильной колонны осуществляет измерение характеристик пластовой текучей среды (присутствующей в следовых количествах) с высоким разрешением. Высокое разрешение является результатом большого количества измерений, общепринятых для текучих сред внутри и снаружи. Дифференциальное измерение может быть реализовано одним или несколькими вычислительными элементами.

На фиг. 8 показано расположение оптического вычислительного элемента 805, исследующего буровой раствор, затекающий в буровое долото 826 и вытекающий из него, при бурении. Оптический вычислительный элемент 805 может быть расположен на бурильной колонне 829 около бурового долота 826 в стволе скважины со стенкой 804. Источник 815 испускает свет, направляемый через окно 802-2 к буровому раствору, текущему по направлению к буровому долоту 826. Буровой раствор, текущий по направлению к буровому долоту 826, может течь в бурильной колонне 829. Источник 815 также может испускать свет, направляемый через окно 802-1 к буровому раствору, текущему в обратном направлении от бурового долота 826, который может содержать пластовые компоненты 819. Альтернативно, можно использовать два различных источника света. Разность характеристик двух текучих сред, текущих в двух направлениях, по существу, является характеристикой компонентов 819. Разностная операция над сигналами измерений между двумя направлениями позволяет исключить общие факторы, формирующие значительную часть каждого индивидуального измерения. Разностная операция обеспечит данные о компонентах с большим разрешением, чем определение компонентов 819 непосредственно, как части текучей среды, текущей от бурового долота 826.

Свет, отраженный от бурового раствора, текущего по направлению к буровому долоту 826, принимает окно 802-2. Альтернативно, окно 802-2 может быть организовано как два окна, одно из которых передает свет от источника 815, а другое принимает свет, отраженный от бурового раствора, текущего по направлению к буровому долоту 826. Свет, отраженный от бурового долота, текущей от бурового долота 826, принимает окно 802-1. Альтернативно, окно 802-1 может быть организовано как два окна, одно из которых передает свет от источника 815, а другое принимает свет, отраженный от бурового раствора, текущего от бурового долота 826. Свет, принимаемый в окне 802-1, и свет, принимаемый в окне 802-2, направляют к оптическому вычислительному элементу 805.

Оптический вычислительный элемент 805 может быть связан с четырьмя детекторами 808-1, 808-2, 808-3 и 808-4, которые могут быть привязаны к сигналам D1, D2, D3 и D4 соответственно. Могут быть использованы дополнительные оптические компоненты для направления и обеспечения подходящим светом оптического вычислительного элемента 805 и детекторов 808-1, 808-2, 808-3 и 808-4. Эти дополнительные оптические компоненты могут содержать линзы, фильтры и светоделители, не показанные на фигуре с целью упрощения представления расположения оптического вычислительного элемента 805. Сигналы D1 и D3 отражаются от оптического вычислительного элемента 805 к соответствующим детекторам 808-1 и 808-3, а сигналы D2 и D4 передаются через оптический вычислительный элемент 805 к соответствующим детекторам 808-2 и 808-4. Разница между передаваемыми и отраженными сигналами непосредственно соотносится с концентрацией интересующего компонента. Отношение соответствующих свойств может быть выражено как (k1D1-k2D2)/(k3D3-k4D4), где k1, k2, k3 и k4 - соответствующие константы.

Хотя мониторинг разницы в насыщенности пласта можно осуществлять на поверхности, проведение этого измерения внутри скважины улучшает работу. Например, управленческие решения с использованием внутрискважинного устройства МОЭ могут быть приняты сразу, без задержек, по сравнению со способом измерения на поверхности. Задержки измерений на поверхности включают время транспортировки грунта и текучей среды от бурового долота, обычно 0,5 часа - 1 час.

Использование одного или нескольких МОЭ, организованных для выполнения внутрискважинных измерений, текучие среды, истекающие из пласта, могут контролироваться с целью определения содержания в них различных соединений. Например, МОЭ может быть использован для мониторинга метана, являющегося самым легким компонентом нефти и с легкостью проникающего в ствол скважины. За счет определения содержания метана буровое долото может быть направлено к областям с более высокими концентрациями метана.

Мониторинг соединений не ограничивается только метаном. Мониторинг на основе МОЭ содержит исследование следующих соединений: пропан, легкие углеводороды и другие соединения, относительно конкретного бурения. Управление на основе анализа выходного сигнала внутрискважинного МОЭ может быть проведено на основании распределения не только одного компонента. Например, если мониторинг на основе МОЭ показывает увеличение отношения метана к бутану, это может означать, что бурение идет в сторону газового купола, так как увеличение отношения метана к концентрации бутана означает, что участок обогащен газовыми компонентами. Для нефтеориентированного бурения эти показания могут быть использованы для управляемого возвращения из области, обогащенной газом, в разрез нефтяной залежи. Управление направлением бурения может производиться для поддержания процесса в соответствующем месте скважины с распределением компонентов легких углеводородов, таких как метан, этан, пропан, бутан, пентан и гексан, но не ограничиваясь ими. Такое направленное бурение использует информацию о химическом составе от внутрискважинных МОЭ, исследующих сами компоненты бурового раствора.

В противоположность мониторингу текучих сред на поверхности, применение внутрискважинных МОЭ предполагает расположение сенсора ближе к буровому долоту. На поверхности компоненты шлама распределяются по ширине относительно трубы при перемещении текучей среды наверх бурильной колонны. Шлам представляет собой буровой раствор, который может содержать твердые и другие компоненты, переходящие в буровой раствор во время бурения. Отсюда внутрискважинный сенсор МОЭ, расположенный ближе к буровому долоту, по сравнению с исследованием текучей среды на поверхности, обеспечивает измерения, в которых исследуемый буровой раствор подвергнут меньшей поперечной дисперсии. Вдобавок свойства шлама, определенные на поверхности, лишь косвенно характеризуют текучую среду, тогда как внутрискважинные исследования шлама могут обеспечить прямой мониторинг текучей среды до и после бурового долота и, следовательно, отражают различие с более высоким разрешением. При меньшей поперечной дисперсии и более высоком разрешении потенциальные продуктивные зоны могут быть идентифицированы точнее.

Использование устройств оптического вычислительного элемента, такого как МОЭ, внутри скважины позволяет осуществить лучший контакт вода-нефть. Это обеспечивает улучшение работы, так как метан, менее растворимый в воде, чем углеводороды, может быть обнаружен оптическим вычислительным элементом, расположенным близко к месту его локализации в скважине. Вдобавок внутрискважинный оптический вычислительный элемент может отслеживать резкое повышение концентраций определенных компонентов перед тем, как они достигнут поверхности. Например, внутрискважинный оптический вычислительный элемент может отслеживать такие компоненты, как H2S или метан, информация о которых может позволить нейтрализовать «всплески или выбросы» еще до их возникновения. Всплеск - поток пластовых текучих сред в ствол скважины во время бурения. Выброс - неконтролируемый поток текучих сред из залежи в ствол скважины, иногда имеющий катастрофические последствия на поверхности. Выбросы могут содержать минерализованную воду, нефть, газ или их смесь. Если произошел всплеск или выброс, то внутрискважинный оптический вычислительный элемент может быть приспособлен к управлению системой и/или бурильщики могут получить предупреждение о всплесках или выбросах заблаговременно.

Измерение с использованием оптического вычислительного элемента, такого как внутрискважинный МОЭ, также может быть приспособлено для мониторинга таких соединений как метан, этан, CO2, H2S или других летучих компонентов. Это обеспечивает механизм безопасности, в котором генерируется раннее предупреждение относительно присутствия этих летучих компонентов. Например, H2S обычно реагирует с щелочным шламом, так что по анализу шлама на поверхности не всегда можно понять, что бурение проходит через разрез залежи, содержащей H2S.

Внутрискважинные измерительные устройства МОЭ выполнены с возможностью мониторинга летучих компонентов в шламе при бурении, так как достигается точка насыщения шлама этими летучими компонентами. Свойства бурового раствора относительно их насыщения газами, т.е. определенное количество газа, которое может быть растворено в шламе, до разложения на две фазы при определенном давлении и температуре, обычно хорошо понятны. Так как измерение на основе МОЭ обеспечивает анализ химического состава, внутрискважинное устройство МОЭ может быть использовано для мониторинга этих газов с целью раннего обнаружения всплесков. Например, когда устройство МОЭ обеспечивает раннее обнаружение всплеска путем определения момента образования двух фаз в скважине, на поверхности могут быть предприняты соответствующие действия. Вдобавок, если устройство МОЭ приспособлено для мониторинга быстро возрастающей концентрации метана или летучих компонентов, могут быть предприняты подавляющие шаги для предотвращения возникновения всплеска. Устройство МОЭ или другой оптический вычислительный элемент, как инструмент внутрискважинного измерения, в соответствии с раскрытыми здесь устройствами, может предотвратить развитие сценариев выбросов.

В отличие от измерений текучей среды на поверхности, внутрискважинные измерения с использованием оптических вычислительных элементов, таких как МОЭ, могут обеспечить моментальную передачу информации, ввиду размещения элемента относительно продуктивной зоны, или целевой зоны. Такая моментальная передача информации может быть особенно полезна при горизонтальном бурении, позволяя поддерживать процесс в целевой зоне. Оптический вычислительный элемент на основе информации, полученной от инструмента для каротажа во время бурения, может быть объединен с другой информационной «большой картиной» для помощи оператору буровой установки в идентификации и следовании желаемых путей стволом скважины или для обеспечения данными для идентификации и следования требуемыми путями прохода ствола скважины под управлением автоматизированной системы. В различных вариантах осуществления геоуправление может быть реализовано на основе полных или частичных измерений МОЭ. Диапазон таких измерений может быть ограничен, а надежности таких измерений могут мешать внутрискважинные текучие среды. Тем не менее, такие измерения обеспечивают энергетически малозатратный вариант получения высококачественных измерений состава пласта.

На фиг. 9 показаны отличительные признаки варианта осуществления способа, содержащего использование данных от оптического вычислительного элемента, а также других данных, для геоуправления. На этапе 910 собирают массив данных, относящихся к бурению. Они могут включать в себя данные, полученные с помощью одной или нескольких техник измерения. Например, собранные данные могут содержать изображение акустического каротажа, гамма-каротажа и данные о сопротивлении, полученные измерениями с использованием различных инструментов. Они могут содержать акустический и электромагнитный инструменты, исследующие пласт на относительно большом расстоянии от ствола скважины. Получение этого массива данных может включать в себя работу инструментов для сбора данных.

На этапе 920 генерируют данные от инструмента с использованием внутрискважинного вычислительного элемента при бурении. Сигналы, выходящие из детекторов инструмента, организованного с оптическим вычислительным элементом, могут быть проанализированы для генерирования данных относительно химического состава около инструмента. Инструмент обычно может быть расположен около бурового долота при геофизических исследованиях во время бурения. Это устройство обеспечивает данные для оценки пласта около точки бурения.

На этапе 930 определяют место бурения относительно окружающего пласта с использованием собранных и сгенерированных данных. Данные о химическом составе, сгенерированные оптическим вычислительным элементом, могут быть объединены с визуальными данными от других инструментов для отображения на поверхности с целью мониторинга и/или совершения действий направленного геоуправления. Вдобавок данные о химическом составе, сгенерированные оптическим вычислительным элементом около бурового долота, могут быть объединены с другими данными, такими как данные о сопротивлении, относительно областей, удаленных от бура, для идентификации направления для геоуправления скважиной.

На этапе 940 осуществляют геоуправление скважиной на основе оценочного значения, полученного на предыдущем этапе. Геоуправление может включать, среди прочих действий, поддержание скважины в желаемой целевой области, например залежи, направление скважины через области, легче поддающиеся бурению. Геоуправление может контролироваться оператором с поверхности системы. Геоуправление могут контролировать внутрискважинные электронные компоненты, организованные для сбора данных, осуществления сравнений и генерирования управляющих сигналов для направления бурового долота с использованием инструкций, хранимых в электронных компонентах. Внутрискважинный контроль геоуправлением с поверхности может отслеживать оператор.

На фиг. 10 показана блок-схема примера варианта осуществления системы 1000, содержащей инструмент 1010 с оптическим вычислительным элементом 1005, способным работать внутри скважины. Инструмент 1010 может содержать оптические детекторы 1008, оптические элементы 1011 и источник 1015 зонда, работающий в связи с оптическим вычислительным элементом 1005. Система 1000 может быть предназначена для работы оптического вычислительного элемента 1005 в соответствии с раскрытым в настоящем документе. Система 1000 может содержать контроллер 1025, память 1035, электронное устройство 1065 и блок 1040 связи.

Контроллер 1025, память 1035 и блок 1040 связи могут быть приспособлены для работы в качестве блока обработки данных для регулирования работы инструмента 1010 способом, похожим или идентичным тому, что раскрыт в настоящем документе. Такой блок обработки данных может быть реализован с использованием блока 1030 обработки данных в виде отдельного блока или распределенного среди компонентов системы 1000, содержащей электронное устройство 1065. Контроллер 1025 и память 1035 могут работать для контроля активации источника 1015 зонда и сбора сигналов от инструмента 1010. Сбор сигналов может содержать сигналы оптических детекторов 1008 для анализа химического состава на основе данных, сгенерированных инструментом 1010 в соответствии с процедурами измерения, и сигнала, обрабатываемого способом, раскрытым в настоящем документе. Система 1000 может быть предназначена для работы способом, похожим или идентичным структурам, связанным с фиг. 1-9 и 11.

Система 1000 также может содержать шину 1027, где шина 1027 обеспечивает электрическую проводимость среди компонентов системы 1000. Шина 1027 может содержать адресную шину, информационную шину и управляющую шину, каждая из которых находится в независимом структурированном или интегрированном формате. Шина 1027 может быть реализована с использованием некоторого количества различных каналов передачи, что позволяет распределить компоненты системы 1000. Блок 1040 связи может содержать внутрискважинные связи, управляемые шиной 1027. Такие внутрискважинные связи могут содержать телеметрическую систему. Использование шины 1027 может регулировать контроллер 1025.

В различных вариантах осуществления периферийные устройства 1045 могут содержать дополнительные устройства памяти и/или другие управляющие устройства, которые могут работать в связи с контроллером 1025 и/или памятью 1035. В варианте осуществления контроллер 1025 реализован как процессор или группа процессоров, которые могут работать независимо, в зависимости от заданной функции. Периферийные устройства 1045 могут быть снабжены одним или несколькими дисплеями 1055, как распределенный компонент на поверхности, который может быть использован в соответствии с инструкциями, сохраненными в памяти 1035, для реализации пользовательского интерфейса для мониторинга работы инструмента 1010 и/или компонентов, распределенных в системе 1000. Пользовательский интерфейс может быть использован для ввода значений параметров работы, так что система 1000 может работать автономно, по существу, без вмешательства пользователя.

На фиг. 11 изображен вариант осуществления системы 1100 на буровой установке, в которой система 1100 содержит измерительный инструмент 1110, выполненный с оптическим вычислительным элементом. Система 1100 содержит инструмент 1110, имеющий оптический вычислительный элемент, который может быть реализован подобным или идентичным устройством, раскрытым в настоящем документе. Система 1100 может содержать буровую установку 1102, расположенную на поверхности 1104 скважины 1106, и колонну буровых труб, соединенных вместе и образующих бурильную колонну 1129, опущенную через стол бурового ротора 1107 в ствол 1112 скважины. Буровая установка 1102 может обеспечивать опору для бурильной колонны 1129. Бурильная колонна 1129 может работать, проходя через стол бурового ротора 1107, для осуществления бурения ствола скважины 1112 через поверхность пластов 1114 породы. Бурильная колонна 1129 может содержать буровую трубу 1118 и сборный узел 1120 для забоя скважины, расположенный на нижней части буровой трубы 1118.

Сборный узел 1120 для забоя скважины может содержать воротник 1115 бура, измерительный инструмент 1110, прикрепленный к воротнику 1115 бура, и буровое долото 1126. Буровое долото 1126 может создавать ствол 1112 скважины путем проникновения через поверхность 1104 и субповерхность пластов 1114.

Измерительный инструмент 1110 выполнен для реализации в стволе скважины системы измерений во время бурения, такой как система для каротажа во время бурения. Измерительный инструмент 1110 может содержать оптические детекторы, оптические элементы и источник зонда, работающий в связи с оптическим вычислительным элементом. Система 1100 выполнена с возможностью работы оптического вычислительного элемента в соответствии с раскрытым в настоящем документе. Измерительный инструмент 1110 может содержать блок обработки данных для анализа сигналов, сгенерированных измерительным инструментом 1110, и передачи результатов измерений, сгенерированных измерительным инструментом 1110, на поверхность по стандартным механизмам связи для работы скважины. Альтернативно, измерительный инструмент 1110 может содержать электронные компоненты со связным интерфейсом для передачи сигналов, сгенерированных измерительным инструментом 1110, на поверхность по стандартным механизмам связи для работы скважины, где сигналы могут быть проанализированы на блоке обработки данных.

В различных вариантах осуществления измерительный инструмент 1110 может быть встроен в корпус 1170 инструмента, связанный с каротажным кабелем 1174, таким как, например, для применения в качестве кабель-троса. Корпус 1170 инструмента может содержать измерительный инструмент 1110, содержащий оптические детекторы, оптические элементы и источник зонда, работающий в связи с оптическим вычислительным элементом. Система 1100 выполнена с возможностью работы оптического вычислительного элемента в соответствии с приведенным в настоящем документе раскрытием. Измерительный инструмент 1110 может содержать блок обработки данных для анализа сигналов, сгенерированных измерительным инструментом 1110, и передачи результатов измерений, сгенерированных измерительным инструментом 1110, на поверхность по стандартным механизмам связи для работы скважины. Альтернативно, измерительный инструмент 1110 может содержать электронные компоненты со связным интерфейсом для передачи сигналов, сгенерированных измерительным инструментом 1110, на поверхность по стандартным механизмам связи для работы скважины, где сигналы могут быть проанализированы на блоке обработки данных. Каротажный кабель 1174 может быть реализован как проводной кабель (множество линий питания и связи), монокабель (одиночный проводник) и/или трос (без проводников для передачи энергии или связей) или любой другой подводящей конструкции для использования в стволе 1112 скважины.

Во время бурения бурильную колонну 1129 можно вращать посредством стола бурового ротора 1107. В дополнение, или в качестве альтернативного варианта, также можно приводить во вращение сборный узел 1120 для забоя скважины посредством двигателя (например, забойного двигателя), расположенного внизу ствола скважины. Воротники 1115 бура могут быть использованы для добавления веса буровому долоту 1126. Утяжеленные буровые трубы 1115 также могут придавать жесткость забойному блоку 1120 для обеспечения передачи забойным блоком 1120 дополнительного веса буровому долоту 1126 и, в свою очередь, помогать буровому долоту 1126 проникнуть через поверхность 1104 и субповерхность пластов 1114.

Во время бурения шламовый насос 1132 может нагнетать буровой раствор (иногда известную специалистам как «буровой шлам») из шламовой ямы 1134 через шланг 1136 в буровую трубу 1118 и вниз к буровому долоту 1126. Буровой раствор может вытекать из бурового долота 1126 и возвращаться на поверхность 1104 через кольцевое пространство 1140 между буровой трубой 1118 и сторонами ствола 1112 скважины. Буровой раствор затем может возвращаться в шламовую яму 1134, где эту текучую среду фильтруют. В некоторых вариантах осуществления для охлаждения бурового долота 1126, а также ее смазки во время бурения может быть использована буровой раствор. Дополнительно, буровой раствор может быть использован для удаления отсечек субповерхности пласта 1114, создаваемых работой бурового долота 1126.

В различных вариантах осуществления машиночитаемое устройство хранения, такое как компьютерно-читаемое устройство хранения, содержит машиновыполняемые инструкции, которые, при их выполнении контроллером, таким как процессор, заставляют работать измерительный инструмент в скважине с использованием оптического вычислительного элемента. Эти инструкции обеспечивают механизм для работы измерительного инструмента способом, похожим или идентичным измерениям, имеющим оптический вычислительный элемент, связанный с фиг. 1-11. Машиночитаемое устройство хранения не ограничивается устройством какого-либо типа. Кроме того, машиночитаемое устройство хранения, в этом документе является физическим устройством, хранящим данные, представленные физической структурой в устройстве. Машиночитаемые устройства хранения могут содержать полупроводниковые устройства памяти, оптические устройства, магнитные устройства, но не ограничены ими. Примеры машиночитаемых устройств хранения содержат постоянное запоминающее устройство ПЗУ (ROM), память с произвольной выборкой ППВ (RAM), накопитель на магнитных дисках, оптическое запоминающее устройство, флеш-память, а также другие электронные, магнитные и/или оптические устройства памяти, но не ограничены ими.

Несмотря на то, что в настоящем документе были проиллюстрированы и описаны конкретные варианты осуществления, специалисту в данной области понятно, что любой механизм, который рассчитан на достижение той же цели, может быть заменен на показанные конкретные варианты. Различные варианты осуществления включают перестановку и/или комбинации раскрытых в настоящем документе вариантов. Понятно, что описание приведено в качестве иллюстрации, а не с целью ограничения, и что использованная в документе фразеология или терминология приведена с пояснительной целью. Комбинации вышеуказанных вариантов осуществления или другие варианты осуществления будут очевидны специалисту в данной области при изучении приведенного выше описания.

1. Система для направленного бурения, содержащая:

оптический вычислительный элемент (105; 405; 805), расположенный в корпусе (401), выполненном с возможностью крепления к бурильной колонне;

окно (402) в корпусе, выполненное с возможностью получения света извне корпуса таким образом, чтобы свет был направлен из области снаружи бурильной колонны к оптическому вычислительному элементу, когда корпус установлен на бурильной колонне; и

аналитический блок (420), предназначенный для обеспечения сигнала на основании сигнала, выходящего из оптического вычислительного элемента в ответ на прием оптическим вычислительным элементом света из области снаружи бурильной колонны, обеспечиваемый сигнал предназначен для направленного бурения на основании характеристики области, определенной по сигналу, выходящему из оптического вычислительного элемента.

2. Система по п. 1, причем данная система дополнительно содержит оптический источник (415) для генерирования света, отражаемого извне корпуса (401) таким образом, чтобы отраженный свет обеспечивал принимаемый свет, направленный к оптическому вычислительному элементу (105; 405; 805).

3. Система по п. 2, причем данная система содержит дополнительное окно (403), выполненное таким образом, чтобы сгенерированный оптическим источником (415), расположенным в корпусе (401), свет выходил из корпуса, отражаясь извне корпуса.

4. Система по п. 1, причем данная система содержит зонд (515), предназначенный для генерирования зондирующего света, при этом зонд физически расположен на корпусе (401) для контакта со стенкой (604) ствола скважины таким образом, чтобы зондирующий свет, проходящий от зонда к стенке ствола скважины, обеспечивал принимаемый извне корпуса свет.

5. Система по п. 4, в которой зонд выполнен с возможностью соскребания материала со стенки ствола скважины.

6. Система по любому из пп. 1-5, причем данная система содержит оптические детекторы (1008), расположенные соотносительно с оптическими вычислительными элементами (105; 405; 805) для измерения света, направленного от оптического вычислительного элемента к соответствующему оптическому детектору.

7. Система по п. 6, в которой расположение оптических детекторов связано с аналитическим блоком (420) для обеспечения сигналов к аналитическому блоку, выполненному с возможностью определения разницы между буровым раствором в бурильной колонне в процессе бурения и текучей средой в кольцевом пространстве бурильной колонны на основании сигналов.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к способу оценки косметических средств, предназначенных для оказания улучшающего действия на состояние морщин. Способ оценки улучшающего состояние морщин эффекта исследуемого косметического средства содержит образование морщин из складок на выращенном пласте рогового слоя.

Изобретение относится к определению аналита в пробе физиологической жидкости. При осуществлении способа используют тест-элемент, имеющий тестовое поле с аналитическим реагентом, приспособленным для проведения оптически обнаруживаемой аналитической реакции в присутствии аналита.

Изобретение относится к области контроля полупроводниковых устройств. Способ оценки качества гетероструктуры полупроводникового лазера включает воздействие на волноводный слой гетероструктуры полупроводникового лазера световым излучением, не испытывающим межзонное поглощение в его активной области, но поглощаемым на свободных носителях в волноводном и ограничительных слоях гетероструктуры, регистрацию величины интенсивности светового излучения, прошедшего через указанный слой при отсутствии тока накачки и при заданной величине тока накачки, определение величины внутренних оптических потерь по соответствующей формуле.

Изобретение относится к ядерной энергетике и предназначено для оперативного контроля точности установки тепловыделяющих сборок (ТВС) в рабочей активной зоне ядерного реактора типа ВВЭР, РБМК.

Изобретение может быть использовано в биологии и медицине. Определение концентрации металла в коллоидном растворе металла в воде проводят путем определения показателя экстинкции раствора в спектральном интервале с длиной волны 195-205 нм.

Изобретение относится к области силовой лазерной оптики и касается способа определения плотности дефектов поверхности оптической детали. Способ включает в себя облучение участков поверхности оптической детали пучком импульсного лазерного излучения с гауссовым распределением интенсивности, регистрацию разрушения поверхности, наиболее удаленного от точки максимальной интенсивности пучка лазерного излучения, определение соответствующего этому разрушению значения интенсивности пучка εi, определение зависимости плотности вероятности f(ε) разрушения поверхности оптической детали от интенсивности излучения и выбор наименьшего значения интенсивности пучка εimin.

Изобретение относится к медицине, а точнее к области контроля эффективности стерилизации медицинской продукции влажным теплом (паром). .

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.

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.

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.

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