Система и способы выполнения измерений дальности с применением привязки к третьей скважине



Система и способы выполнения измерений дальности с применением привязки к третьей скважине
Система и способы выполнения измерений дальности с применением привязки к третьей скважине
Система и способы выполнения измерений дальности с применением привязки к третьей скважине

 


Владельцы патента RU 2619952:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности пластовых измерений для определения местоположения ствола скважины. Предложен способ получения измерений дальности, содержащий этапы, на которых осуществляют: ввод тока в пласт из ствола первой скважины для наведения электромагнитного поля в пласте; прием тока из пласта в стволе второй скважины; измерение электромагнитного поля с помощью по меньшей мере одной антенны, установленной по меньшей мере в одном из стволов первой скважины и второй скважины; идентификацию местоположения ствола третьей скважины в пласте по меньшей мере частично на основе измерений электромагнитного поля и на основе идентифицированного местоположения ствола третьей скважины изменение параметра бурения бурильной компоновки, установленной в пласте за пределами ствола третьей скважины, в которой меняется параметр бурения. Раскрыта также система для реализации указанного способа. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится в общем к операциям бурения скважин и, конкретнее, к системам и способам выполнения измерений дальности с применением привязки к третьей скважине.

В некоторых случаях, например, при неуправляемом выбросе может потребоваться пересечение первой скважины, называемой целевой скважиной, второй скважиной, называемой глушащей скважиной. Вторую скважину можно бурить для пересечения целевой скважины, например, для сброса давления в скважине с неуправляемым выбросом. Ввод в контакт целевой скважины с глушащей скважиной обычно требует многочисленных забойных измерений для идентификации точного местоположения целевой скважины. Обычно данные измерения требуют взаимодействия между целевой скважиной и глушащей скважиной, а также измерений, проводимых компоновкой измерений во время бурения в глушащей скважине. К сожалению, доступ в целевую скважину может быть затруднен в некоторых случаях, например, по причине частичного разрушения обсадной колонны при выбросе, затрудняющего взаимодействие между целевой и глушащей скважинами. Кроме того, методики измерения с применением только глушащей скважины могут давать неточные или недостаточно точные измерения. Например, если возбуждение в пласте и последующие измерения выполняются только в глушащей скважине, возбуждение в пласте может мешать измерениям.

ФИГУРЫ

Некоторые специфические являющиеся примером варианты осуществления изобретения можно понять из следующего описания и прилагаемых чертежей.

На Фиг. 1 показана схема примера буровой системы согласно аспектам настоящего изобретения.

На Фиг. 2 показана схема примера буровой системы, согласно аспектам настоящего изобретения.

На Фиг. 3 показана схема примера способа измерения дальности, согласно аспектам настоящего изобретения.

Хотя изобретение показано и описано в виде являющихся примерами вариантов осуществления, данные примеры не налагают ограничений на изобретение, и никаких таких ограничений не предполагают. Изобретение может претерпевать значительные модификации, замены и иметь эквиваленты по форме и функциям, понятные специалисту в данной области техники, применяющему данное изобретение. Показанные и описанные варианты осуществления изобретения являются только примерами и не исчерпывают объема изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится в общем к операциям бурения скважин и, конкретнее, системам и способам выполнения измерений дальности с применением привязки к третьей скважине.

В данном документе подробно описаны иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения. В интересах ясности описаны не все признаки фактической реализации. Должно быть ясно, что в разработке любого такого конкретного варианта осуществления, можно применять ряд решений, обусловленных реализацией, для достижения конкретных целей, которые могут меняться в различных вариантах реализации. Кроме того, понятно, что такая разработка может являться сложным и затратным по времени, но тем не менее рутинным мероприятием для специалиста в данной области техники, применяющего изобретение.

Для лучшего понимания настоящего изобретения ниже приведены примеры его конкретных вариантов осуществления. Никоим образом нельзя считать данные примеры ограничивающими или определяющими объем изобретения. Варианты осуществления настоящего изобретения можно применять в горизонтальных, вертикальных, наклонно-направленных, многоствольных, с п-образными соединениями, пересекающихся, обходных (пробуренных вокруг прихваченного в скважине инструмента и обратно в скважину под ним) или иных нелинейных стволах скважин в подземных пластах любого типа. Варианты осуществления можно применять в нагнетательных скважинах, и эксплуатационных скважинах, в том числе эксплуатационных скважинах добычи минерального сырья, например сероводорода, углеводородов, или в геотермальных скважинах, а также при строительстве стволов скважин для строительства туннелей при переходе рек и других скважин для строительства туннелей при строительстве вблизи поверхности, или скважинных п-образных трубопроводов, используемых для транспортировки текучих сред, например, углеводородов. Варианты осуществления, описанные ниже, не являются ограничительными в отношении реализации.

Согласно аспектам настоящего изобретения системы и способы получения измерений дальности описаны в данном документе. Один пример способа, рассмотренный ниже, включает в себя ввод электрического тока (альтернативно именуется просто "током") в пласт из ствола первой скважины, причем ток наводит электромагнитное ("ЕМ") поле в пласте. Обычно, ток является переменным током ("АС"). Как описано ниже, ток может создаваться с помощью электрода, установленного в стволе первой скважины, или с помощью подачи электропитания на обсадную колонну, установленную в стволе первой скважины. Ток может приниматься в стволе второй скважины, например, на электроде, установленном в стволе второй скважины. Наведенное электромагнитное поле можно измерять. Электромагнитное поле можно измерять, например, из ствола первой скважины, ствола второй скважины или ствола другой скважины в пласте. Способ может также включать в себя идентификацию местоположения ствола третьей скважины в пласте по меньшей мере, частично, на основе измерения электромагнитного поля. В некоторых вариантах осуществления одна или оба из первой скважины и второй скважины могут представлять собой глушащие скважины, третья скважина может представлять собой целевую скважину. Кроме того, параметр бурения бурильной компоновки, установленной в пласте, можно менять на основе местоположения ствола третьей скважины. В некоторых вариантах осуществления, бурильная компоновка может устанавливаться в глушащей скважине, и параметром бурения может являться траектория глушащей скважины, вычисленная для пересечения целевой скважины. Предпочтительно, как описано подробно ниже, при использовании третьей скважины для измерений дальности ввод тока, прием тока и измерение может полностью перемещаться из целевой скважины и частично из глушащей скважины, увеличивая глубину измерения и достоверность измерений.

На Фиг. 1 показан пример буровой системы 100, включающей в себя дополнительный ствол скважины для измерений дальности в дополнение к одной глушащей скважине и одной целевой скважине согласно аспектам настоящего изобретения. Буровая система 100 включает в себя буровые установки 101 и 190, смонтированные на поверхности 103 и установленные над стволами скважин 102 и 106, соответственно, в подземном пласте 104. Ствол дополнительной скважины 107 может также располагаться в подземном пласте 104. В показанном варианте осуществления скважина 106 может находиться в процессе бурения и может представлять собой глушащую скважину, предназначенную для пересечения целевой скважины, как описано ниже. Буровая установка 190 может соединяться с бурильной компоновкой 150, содержащей бурильную колонну 108 и компоновку 109 низа бурильной колонны (КНБК). КНБК 109 может содержать буровое долото 110 и устройство 112 измерений во время бурения. В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере один электрод 113 и по меньшей мере одна антенна 111 могут соединяться с КНБК 109. Как описано ниже, по меньшей мере один электрод 113 может вводить в пласт ток 115 или принимать из пласта ток 115, и по меньшей мере одна антенна 111 может измерять электромагнитное поле 120 в пласте 104, наведенное током 115. Наведенное электромагнитное поле 120 может указывать местоположение ствола 102 скважины. Как понятно специалисту в данной области техники в отношении данного изобретения, положение по меньшей мере одного электрода 113 и по меньшей мере одной антенна 111 можно переносить в различные места по бурильной компоновке. Дополнительно, в некоторых вариантах осуществления, одно или оба из электродов 113, и антенну 111 можно исключить из бурильной компоновки 150.

Скважина 102 может представлять собой целевую скважину, которая полностью или частично пробурена буровой установкой 101 с бурильной компоновкой аналогичной бурильной компоновке 109. Скважина 102 может являться необсаженной, частично обсаженной или полностью обсаженной. В некоторых случаях скважина 102 может являться прошедшей заканчивание скважиной, которая некоторое время эксплуатировалась, но на которой произошел катастрофический отказ, например, неконтролируемый выброс. В некоторых вариантах осуществления скважине 102 может требоваться пересечение бурильной компоновкой 109 и скважиной 106, при этом давление в скважине 102 можно уменьшить. Как описано выше, идентификация точного местоположения целевой скважины 102 может являться затруднительной. Но знание точного местоположения целевой скважины может требоваться для выбора или изменения такого параметра бурения бурильной компоновки 109, например, как траектория бурения бурильной компоновки 109 для пересечения целевой скважины 102.

Согласно аспектам настоящего изобретения, может применятьcя дополнительная скважина 107, иная чем глушащая скважина 106 и целевая скважина 102, как часть измерений дальности для увеличения точности пластовых измерений. В некоторых вариантах осуществления скважина 107 может представлять собой ранее пробуренную скважину для геофизических исследований или эксплуатационную скважину в пласте 104. Аналогично, как описано ниже и показано на Фиг. 2, дополнительная скважина может также являться второй глушащей скважиной, которую бурят для пересечения целевой скважины. В показанном варианте осуществления забойный инструмент 116 на каротажном кабеле установлен в скважине 107 на каротажном кабеле 119. Как можно видеть, забойный инструмент 116 содержит по меньшей мере один электрод 118 и по меньшей мере одну антенну 117. По меньшей мере один электрод 118 может вводить переменный ток 115 в пласт 104 или принимать переменный ток 115 из пласта 104, и по меньшей мере одна антенна 117 может измерять электромагнитное поле 120, наведенное в пласте 104 током 115. Наведенное электромагнитное поле 120 может указывать местоположение скважины 102. В некоторых вариантах осуществления переменный ток может также вводиться в пласт или приниматься из пласта 104 на электроде (не показано), установленном в целевой скважине 102. При этом можно увеличить заметность целевой скважины 102. Как понятно специалисту в данной области техники, для данного изобретения конфигурация забойного инструмента 116 может меняться включением в состав по меньшей мере одного электрода 118 и по меньшей мере одной антенны 117, или исключением любого из указанного.

Забойный инструмент 116 и бурильная компоновка 150 могут поддерживать связь с блоком 105 управления на поверхности. Забойный инструмент 116, например, может поддерживать связь с поверхностью по каротажному кабелю 119, и данные, принимаемые на поверхности, могут передаваться в блок 105 управления напрямую или через беспроводную систему связи. Бурильная компоновка 150 и, в частности, КНБК 109, могут поддерживать связь с поверхностью через систему телеметрии. В некоторых вариантах осуществления блок 105 управления может содержать систему обработки информации с процессором и запоминающим устройством, соединенным с процессором. Запоминающее устройство может содержать инструкции, обеспечивающие передачу процессором управляющих сигналов на КНБК 109 и забойный инструмент 116. Например, блок 105 управления может обеспечивать ввод тока в пласт по меньшей мере одним из электродов на КНБК 109 или забойном инструменте 116, обеспечивать прием тока по меньшей мере одним из электродов на другом КНБК 109 или забойном инструменте 116, и обеспечивать измерение электромагнитного поля 120 одной из по меньшей мере одной антенны на КНБК 109 или забойном инструменте 116. Измерения могут затем приниматься на блоке 105 управления, который может обрабатывать измерения и менять параметр бурения бурильной компоновки 150 на основе обработанных измерений.

На Фиг. 2 показан другой пример буровой системы 200, включающей в себя дополнительную скважину для измерений дальности кроме одной глушащей скважины и одной целевой скважины согласно аспектам настоящего изобретения. Буровая система 200 включает в себя буровые установки 201, 290 и 230 смонтированные на поверхности 203 и установленные над стволами скважин 202, 206 и 207, соответственно, расположенными в подземном пласте 204. В отличие от показанного на Фиг. 1, где дополнительная скважина 107 является существующей скважиной, скважина 207 может находиться в процессе бурения, аналогично скважине 206, и обе могут представлять собой глушащие скважины, предназначенные для пересечения целевой скважины/ствола скважины 202. Буровые установки 290 и 230 могут соединяться с бурильными компоновками 250 и 219, соответственно, где бурильные компоновки 250 и 219, соответственно, содержат бурильные колонны 208 и 275 и КНБК 209 и 260. КНБК 209 и 260 могут соответственно содержать буровые долота 210 и 265 и устройства 212 и 270 измерений во время бурения. В некоторых вариантах осуществления по меньшей мере один электрод 213 и 218 и по меньшей мере одна антенна 211 и 217 может соединяться с КНБК 209 и 260, соответственно. Как описано ниже, по меньшей мере один электрод одной КНБК 209 и 260 может вводить ток 215 в пласт и другой электрод может принимать ток 215. Аналогично, одна или обе из антенн 211 и 217 могут измерять электромагнитное поле 220 в пласте 204. Как описано ниже, электромагнитное поле 220 может возбуждаться в пласте 204 и вокруг скважины 202. С помощью измерения электромагнитного поля 220 буровые системы 100 и 200 могут идентифицировать местоположение целевой скважины/ствола скважины 202.

Положения электродов 213 и 218 на Фиг. 2, а также положения антенн 211 и 217, не накладывают ограничений. Например, в некоторых вариантах осуществления, один или оба из электродов и антенна могут исключаться из бурильных компоновок. Кроме того, число и положения стволов скважин в пластах 104 и 204 не накладывает ограничений. В некоторых вариантах осуществления дополнительные скважины могут применятьcя для исполнения способа измерения дальности. Например, вместо ввода тока в пласт или приема тока из пласта на бурильной компоновке в глушащей скважине ствол четвертой скважины с забойным инструментом аналогичным забойному инструменту 116 может применятьcя для ввода тока в пласт. В таких вариантах осуществления от бурильной компоновки может не требоваться ввод тока или прием тока, при этом от бурильной компоновки требуется только измерение электромагнитного поля в пласте. При этом можно увеличить точность измерений, поскольку на измерения не влияет интерференция от введенного или принятого на бурильной компоновке тока.

Согласно некоторым вариантам осуществления способ получения измерений дальности также описан в данном документе. Способ может применяться в системах 100 и 200 и аналогичных системах. В некоторых вариантах осуществления способ может включать в себя ввод тока в пласт из первой скважины. Ток может вводиться с электродов, установленных в стволе скважины или в некоторых вариантах осуществления, с помощью подачи электроэнергии на обсадную колонну, установленную в стволе скважины. Способ может дополнительно содержать прием тока из пласта в стволе второй скважины. Ток может приниматься, например, через электроды, установленные в стволе скважины, или другую конструкцию возврата тока, известную в технике данного изобретения. Дополнительно, способ может включать в себя измерение наведенного электромагнитного поля с применением, например, по меньшей мере одной антенны, установленной в одной из стволов первой скважины и второй скважины.

Как показано на Фиг. 1, в одном варианте осуществления ток 115 может вводиться в пласт 104 по меньшей мере с одного электрода 113 в бурильной компоновке 150 и может приниматься по меньшей мере на один электрод 118 в забойном инструменте 116. В другом варианте осуществления ток 115 может вводиться в пласт 104 по меньшей мере с одного электрода 118 в забойном инструменте 116 и может приниматься по меньшей мере на один электрод 113 в бурильной компоновке 150. В любом из вариантов осуществления наведенное электромагнитное поле 120 может измеряться с помощью по меньшей мере одной антенны 111, установленной в стволе скважины 106 или по меньшей мере одной антенны 117, установленной в стволе скважины 107.

Как показано на Фиг. 2, в одном варианте осуществления ток 215 может вводиться в пласт 204 по меньшей мере с одного электрода 213 в бурильной компоновке 250, и может приниматься по меньшей мере на один электрод 218 в бурильной компоновке 219. В другом варианте осуществления ток 215 может вводиться в пласт 204 по меньшей мере с одного электрода 218 в бурильной компоновке 219, и может приниматься по меньшей мере на один электрод 213 в бурильной компоновке 250. В любом из вариантов осуществления наведенное электромагнитное поле 220 можно измерять с помощью по меньшей мере одной антенны 213, установленной в стволе скважины 206 или по меньшей мере одной антенны 217 установленной в стволе скважины 207. Дополнительно, как указано выше, ввод тока и прием можно выполнять в стволах скважин, отдельных от глушащей скважины и целевой скважины. В таких случаях, измерение может проводиться на антенне, установленной на бурильной компоновке в стволе глушащей скважины, с вводом и приемом тока в стволах двух скважин отдельных от целевой и глушащей скважин.

В некоторых вариантах осуществления способ может дополнительно включать в себя идентификацию местоположения ствола третьей скважины в пласте на основе, по меньшей мере частично, измерений электромагнитного поля. Третья скважина может представлять собой целевую скважину. Как описано выше, ток, введенный в пласт, может наводить электромагнитное поле в пласте. Наведенное электромагнитное поле может идентифицировать изменения в пласте, в том числе местоположение целевой скважины. Полученные измерения электромагнитного поля могут передаваться в блок управления, где может определяться местоположение целевой скважины. Например, измерения электромагнитного поля можно сравнивать с пластовой моделью или включать в состав пластовой модели, которая создана с применением ранее собранных и обработанных данных пластовых геофизических исследований. Местоположение ствола третьей скважины можно идентифицировать, например, применяя сравнение обновленной пластовой модели.

В некоторых вариантах осуществления идентификация местоположения ствола третьей скважины в пласте на основе, по меньшей мере частично, измерений электромагнитного поля может включать в себя идентификацию местоположения ствола третьей скважины по отношению по меньшей мере к одному из стволов первой скважины и второй скважины. Как показано на Фиг. 3, можно идентифицировать направление и расстояние между стволом А первой скважины, стволом В второй скважины, и стволом целевой скважины. В некоторых вариантах осуществления местоположение ствола целевой скважины можно идентифицировать с помощью измерения дальности до ствола целевой скважины от ствола первой скважины или ствола В второй скважины. Дополнительно, в некоторых вариантах осуществления местоположение ствола целевой скважины можно идентифицировать с помощью триангуляции положения ствола целевой скважины, используя его направление и расстояние до обоих, ствола А первой скважины и ствола В второй скважины. В некоторых других вариантах осуществления местоположение ствола целевой скважины можно идентифицировать с помощью определения расстояния между стволом А первой скважины и стволом В второй скважины, определяя направление от каждого из стволов скважин до целевой скважины, и применяя тригонометрические функции для идентификации положения целевой скважины. Ствол А первой скважины и ствол В второй скважины могут являться стволами глушащих скважин, скважин геофизических исследований или других скважин, описанных выше. Кроме того, ствол А первой скважины или ствол В второй скважины могут являться стволами существующих эксплуатационных скважин, или другим пластовым элементом с известным местоположением. В таких случаях, местоположение ствола целевой скважины можно идентифицировать по отношению к известному местоположению.

После идентификации местоположения ствола третьей скважины способ может также включать в себя изменение параметра бурения бурильной компоновки, установленной в пласте на основе местоположения ствола третьей скважины. Как описано выше, ствол третьей скважины может представлять собой целевую скважину, с которой требуется пересечение глушащей скважины. Ствол глушащей скважины может находиться в процессе бурения и может включать в себя установленную бурильную компоновку. Примерами глушащих скважин являются скважины 106, 206 и 207, описанные выше. В некоторых вариантах осуществления, текущее положение и траекторию бурильной компоновки или КНБК можно идентифицировать, применяя измерения электромагнитного поля, пластовую модель, описанную выше или измерительное оборудование, включенное в состав бурильной компоновки/КНБК. В некоторых вариантах осуществления данные текущего положения и траектории КНБК могут передаваться в блок управления вместе с измерениями наведенного электромагнитного поля. Блок управления может корректировать параметр бурения, например, траекторию бурильной компоновки согласно указанным выше данным, при этом глушащая скважина направляется к целевой скважине. В варианте, где бурится несколько глушащих скважин, например, как показано на Фиг. 2, параметры бурения всех глушащих скважин могут меняться на основе местоположения ствола третьей скважины.

Таким образом, настоящее изобретение успешно адаптируется для достижения целей и преимуществ, как упомянутых, так и присущих ему. Частные варианты осуществления, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и практически реализовать отличающимися, но эквивалентными способами, понятными специалисту в данной области техники, использующему идеи, изложенные в данном документе. Кроме того, не налагается ограничений по деталям конструкции или конструктивным решениям, показанным в данном документе, кроме указанных в формуле изобретения, приведенной ниже. Поэтому очевидно, что частные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, можно менять или модифицировать и все такие вариации рассматриваются относящимися к объему и сущности настоящего изобретения. Также, термины в формуле изобретения имеют свое простое общепринятое значение, если иное ясно и четко не указано заявителем. Неопределенные артикли "a" или "an", примененные в формуле изобретения, означают в данном документе один или больше одного элемента, который предваряют.

1. Способ получения измерений дальности, содержащий:

ввод тока в пласт из ствола первой скважины для наведения электромагнитного поля в пласте;

прием тока из пласта в стволе второй скважины;

измерение электромагнитного поля с помощью по меньшей мере одной антенны, установленной по меньшей мере в одном из стволов первой скважины и второй скважины;

идентификацию местоположения ствола третьей скважины в пласте по меньшей мере частично на основе измерений электромагнитного поля; и

на основе идентифицированного местоположения ствола третьей скважины изменение параметра бурения бурильной компоновки, установленной в пласте за пределами ствола третьей скважины, в которой меняется параметр бурения.

2. Способ по п. 1, в котором:

бурильная компоновка устанавливается в стволе первой скважины;

первая скважина представляет собой глушащую скважину; и

третья скважина представляет собой целевую скважину.

3. Способ по п. 2, дополнительно содержащий:

ввод по меньшей мере одной антенны и по меньшей мере одного электрода в ствол второй скважины;

прием тока по меньшей мере на одном электроде; и

измерение электромагнитного поля с помощью по меньшей мере одной антенны.

4. Способ по п. 1, в котором:

бурильная компоновка устанавливается в стволе второй скважины;

вторая скважина представляет собой глушащую скважину; и

третья скважина представляет собой целевую скважину.

5. Способ по п. 4, дополнительно содержащий:

ввод по меньшей мере одной антенны и по меньшей мере одного электрода в ствол первой скважины;

ввод тока с помощью по меньшей мере одного электрода; и

измерение электромагнитного поля с помощью по меньшей мере одной антенны.

6. Способ по п. 2 или 4, в котором бурильная компоновка содержит по меньшей мере один электрод и по меньшей мере одну антенну, и при этом электромагнитное поле измеряют, применяя по меньшей мере одну антенну.

7. Способ по п. 1, в котором:

бурильная компоновка устанавливается в стволе первой скважины;

вторая бурильная компоновка устанавливается в стволе второй скважины;

первая и вторая скважины представляют собой первую и вторую глушащие скважины, соответственно; и

третья скважина представляет собой целевую скважину.

8. Способ по п. 7, дополнительно содержащий:

изменение параметра бурения второй бурильной компоновки на основе местоположения ствола третьей скважины.

9. Способ по п. 1, дополнительно содержащий одно из следующего:

ввод второго тока в пласт из ствола третьей скважины; и

прием тока из пласта в стволе третьей скважины;

при этом третья скважина представляет собой целевую скважину.

10. Способ по п. 1, в котором этап идентификации местоположения ствола третьей скважины в пласте по меньшей мере частично на основе измерений электромагнитного поля содержит:

идентификацию местоположения ствола третьей скважины по отношению по меньшей мере к одному из ствола первой скважины и ствола второй скважины.

11. Способ по любому из предшествующих пп. 1-5, в котором параметр бурения содержит траекторию бурильной компоновки.

12. Система для получения измерений дальности, содержащая:

первый электрод, установленный в стволе первой скважины в пласте;

второй электрод, установленный в стволе второй скважины в пласте;

по меньшей мере одну антенну, установленную по меньшей мере в одном из стволов первой скважины и второй скважины;

блок управления, поддерживающий связь с первым электродом, вторым электродом и по меньшей мере одной антенной, при этом блок управления:

обеспечивает ввод тока в пласт первым электродом;

обеспечивает прием тока из пласта вторым электродом;

обеспечивает измерение по меньшей мере одной антенной электромагнитного поля, наведенного током;

идентифицирует местоположение ствола третьей скважины в пласте по меньшей мере частично на основе измерений электромагнитного поля; и

меняет параметр бурения бурильной компоновки, установленной в пласте за пределами ствола третьей скважины, при этом параметр бурения меняется на основе местоположения ствола третьей скважины.

13. Система по п. 12, в которой:

бурильная компоновка устанавливается в стволе первой скважины;

первая скважина представляет собой глушащую скважину; и

третья скважина представляет собой целевую скважину.

14. Система по п. 13, дополнительно содержащая забойный инструмент, установленный в стволе второй скважины, при этом второй электрод и по меньшей мере одна антенна соединяются с забойным инструментом.

15. Система по п. 12, в которой:

бурильная компоновка устанавливается в стволе второй скважины;

вторая скважина представляет собой глушащую скважину; и

третья скважина представляет собой целевую скважину.

16. Система по п. 15, дополнительно содержащая забойный инструмент, установленный в стволе первой скважины, при этом первый электрод и по меньшей мере одна антенна соединяются с забойным инструментом.

17. Система по п. 13 или 15, дополнительно содержащая третий электрод, установленный в стволе третьей скважины, при этом блок управления обеспечивает ввод третьим электродом второго тока в пласт или прием тока из пласта.

18. Способ по п. 1, в котором:

бурильная компоновка устанавливается в стволе первой скважины;

вторая бурильная компоновка устанавливается в стволе второй скважины;

первая и вторая скважины представляют собой первую и вторую глушащие скважины, соответственно; и

третья скважина представляет собой целевую скважину.

19. Способ получения измерений дальности, содержащий:

ввод тока в пласт из ствола первой скважины для наведения электромагнитного поля в пласте;

прием тока из пласта в стволе второй скважины;

измерение электромагнитного поля на бурильной компоновке, установленной в пласте;

идентификацию местоположения ствола третьей скважины в пласте по меньшей мере частично на основе измерений электромагнитного поля; и

изменение траектории бурения бурильной компоновки, установленной для пересечения со стволом третьей скважины.

20. Способ по п. 19, в котором:

бурильная компоновка устанавливается в стволе четвертой скважины;

ток вводится из первого электрода, соединенного с первым забойным инструментом, установленным в стволе первой скважины; и

ток принимается на втором электроде, соединенном со вторым забойным инструментом, установленным в стволе второй скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к средствам контроля процесса строительства скважин. В частности, предложена система оперативного контроля и анализа процесса строительства скважин, включающая блок сбора и передачи данных, блок ввода данных, базу данных, блок администрирования, блок визуализации, модуль загрузки, состоящий из блока загрузки данных инклинометрии, блока загрузки данных исследований скважины, блока загрузки топографической информации по скважине.

Изобретение относится к средствам для обеспечения бурения сближенных параллельных скважин. Техническим результатом является обеспечение точного определения расстояния между параллельными скважинами за счет исключения или минимизации влияния различных факторов на электромагнитные сигналы в процессе измерения.

Изобретение относится к горному делу и предназначено для определения пространственного положения взрывных шпуров. Предложен тренажер глазомерного определения направления забуриваемых шпуров относительно плоскости забоя, состоящий из пластины в виде дуги с расположенной на ней угловой шкалой, имитатора буровой машины, включающего буровой молоток с телескопической опорой, телескопическую буровую штангу, выполненную с возможностью соединения с шаровой пятой шарового шарнира, закрепленного на плоскости забоя, а также источника света, соединенного с буровым молотком, при расположении в одной вертикальной плоскости оси источника света, бурового молотка, буровой штанги и шарового шарнира.

Изобретение относится к горному делу и предназначено для определения пространственного положения скважин. Техническим результатом является повышение точности определения пространственных углов заложения скважин.

Изобретение относится к горному делу и предназначено для определения пространственного положения взрывных шпуров. Тренажер глазомерного определения положения буровой штанги относительно забоя состоит из имитатора буровой машины, включающего буровой молоток с буровой штангой, выполненной телескопической с возможностью соединения с шаровой пятой шарового шарнира, закрепленного на плоскости забоя, присоединенной к буровому молотку шарнирно телескопической опоры, соединенной с основанием, размещенного на верхней площадке бурового молотка параллельно его оси угломера, снабженного угломерной шкалой в виде полукруга со стрелкой, а также указателя горизонтальных углов с расположенной на нем линейной угловой шкалой, при этом тренажер дополнительно снабжен закрепленным на буровом молотке по его продольной оси держателем, а также размещенным на плоскости забоя репером, причем репер и держатель взаимосвязаны с указателем горизонтальных углов, а линейная угловая шкала проградуирована по формуле.

Изобретение относится к буровой технике и предназначено для геонавигации бурильного инструмента и управления его траекторией при проводке скважин в нужном направлении.

Изобретение относится к средствам обеспечения проводки скважины при операциях направленного бурения. В частности, предложен скважинный отклоняющий инструмент, содержащий: корпус скважинного отклоняющего инструмента; отклоняющий механизм для управления направлением бурения подземного ствола скважины; датчики для измерения углового положения подземного ствола скважины; и скважинный процессор.

Изобретение относится к области бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин, в частности к определению угловых параметров пространственной ориентации бурового инструмента (азимута, зенитного угла и угла установки отклонителя в апсидальной плоскости).

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам отслеживания бурения множества скважин относительно друг друга. Техническим результатом является повышение точности обнаружения магнитного градиента за счет минимизации влияния тока на магнитный градиометр.

Изобретение относится к способу и системе прямого моделирования скважинного изображения свойств пласта. Техническим результатом является повышение эффективности прямого моделирования скважинного изображения свойств пласта.
Наверх