Способ и система направленного бурения, использующие контуры многократной обратной связи

Изобретение относится к бурению скважин для добычи углеводородов. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для направленного бурения скважин. В частности, предложена система направленного бурения, содержащая: компоновку низа бурильной колонны, имеющую буровое долото и отклоняющий инструмент, выполненный с возможностью адаптивного управления направлением бурения; первый контур обратной связи, выполненный с возможностью обеспечения первого сигнала управления для отклоняющего инструмента; второй контур обратной связи, выполненный с возможностью обеспечения второго сигнала управления для отклоняющего инструмента; и набор датчиков для измерения во время бурения по меньшей мере одного из: деформации и перемещения в одной или более точках вдоль компоновки низа бурильной колонны, при этом первый и второй сигналы управления частично основаны на измерениях деформации или перемещения. Причем второй контур обратной связи содержит логическую схему, выполненную с возможностью оценки положения долота и по меньшей мере одного из: усилия на долото и срыва усилия на долото, основываясь частично на измерениях деформации и перемещения. При этом второй контур обратной связи содержит логическую схему, выполненную с возможностью оценки компенсации срыва усилия на долото, на основе оценки усилия на долото или срыва усилия на долото. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 10 ил.

 

В ходе разведки и добычи нефти и газа собирают и анализируют многие виды информации. Данная информация используется для определения количества и качества углеводородов в продуктивном пласте, а также для разработки или модификации стратегий для добычи углеводородов. Данные работы по разведке и добыче обычно включают бурение стволов скважин, где по меньшей мере некоторые из стволов скважин преобразуются в стационарные скважинные установки, такие как, добывающие скважины, нагнетательные скважины или наблюдательные скважины.

Многие буровые проекты предусматривают одновременное бурение в данном пласте нескольких скважин. Соответственно, в буровых проектах при увеличении глубины и горизонтальной протяженности подобных скважин существует повышенный риск того, что траектории подобных скважин могут отклоняться от заданных, а, в некоторых случаях, пересекаться или заканчиваться в таких неподходящих местах, что необходимо ликвидировать один или более стволов скважин. С помощью способа геофизических исследований измерений во время бурения (ИВБ) может быть получена информация для управления данными буровыми работами.

Использование данных геофизических исследований для направления бурения может помочь улучшить траекторию ствола скважины, это также приводит к остановкам во время бурения. В настоящее время управление буровыми работами в режиме реального времени, основываясь на данных геофизических исследований, не представляется возможным. Для этого существует несколько причин. Во-первых, даже при быстрых геофизических исследованиях {например, для измерения углов отклонителя долота, наклона и азимута/направления) требуется несколько минут. Кроме того, данные геофизических исследований часто передаются на поверхность спустя еще какое-то время {например, 3 минуты после прекращения буровых работ). Кроме того, из-за ограничений пропускной способности канала связи ограничивается количество данных геофизических исследований, которые могут быть переданы на поверхность. Кроме того, требуется время, чтобы определить новые команды направленного бурения и передать их с поверхности к компоновке низа бурильной колонны (КНБК). В настоящее время, данные геофизических исследований собирают вдоль траектории ствола скважины в местах, расположенных по меньшей мере на расстоянии 30 футов (9,14 метров) друг от друга, без учета данных о траектории бурения между местами, в которых проводятся геофизические исследования. При сборе данных геофизических исследований на меньших интервалах возможно увеличение задержек бурения пропорционально количеству собранных данных геофизических исследований и/или частоте проведения геофизических исследований для направления бурения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

Таким образом, с помощью графических материалов и последующего описания рассматриваются различные способы и системы направленного бурения, в которых используются множество контуров обратной связи. На графических материалах:

На Фиг. 1 проиллюстрировано схематическое представление оборудования для направленного бурения.

На Фиг. 2А и 2В проиллюстрированы блок-схемы компонентов управления направленным бурением.

На Фиг. 3 проиллюстрировано схематическое представление способа управления направленным бурением.

На Фиг. 4 проиллюстрировано схематическое представление динамической модели компоновки низа бурильной колонны (КНБК);

На Фиг. 5А-5С проиллюстрированы графики, показывающие примеры оценки бурения.

На Фиг. 6 проиллюстрирована комбинация графиков анализа физико-механических свойств горных пород.

На Фиг. 7 проиллюстрирована блок-схема способа направленного бурения.

Однако следует понимать, что конкретные варианты реализации изобретения, которые приводятся с помощью графических материалов и подробного описания, не ограничивают объем данного изобретения. Наоборот, для специалистов в данной области техники они являются основой для различия альтернативных форм, эквивалентов и модификаций, охваченных одним или более из приведенных вариантов реализации изобретения, ограниченных формулой изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В данной заявке описываются различные способы и системы для направленного бурения с использованием множества контуров обратной связи. Типовая система направленного бурения содержит компоновку низа бурильной колонны (КНБК), содержащую буровое долото и отклоняющий инструмент, выполненный с возможностью адаптивного управления направлением бурения. Система также содержит первый контур обратной связи (например, контур обратной связи проходит до поверхности земли), обеспечивающий первый сигнал управления отклонением для отклоняющего инструмента, и второй контур обратной связи (например, нисходящий скважинный контур обратной связи), обеспечивающий второй сигнал управления отклонением для отклоняющего инструмента. Система также содержит набор датчиков для измерения во время бурения по меньшей мере одного из: деформации и перемещения в одной или более точках вдоль компоновки низа бурильной колонны, причем первый и второй сигналы управления отклонением частично основаны на измерениях деформации или перемещения.

По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения первый контур обратной связи обеспечивает первый сигнал управления для отклоняющего инструмента частично на основе данных геофизических исследований измерений во время бурения (ИВБ) (например, данных отклонителя долота, наклона и азимута/направления) только периодически (например, каждые 30 футов (9,14 метров) или около того). Например, при необходимости, первый сигнал управления может быть скорректирован {например, когда отклонение траектории превышает пороговое значение), на основе разности между заданной траекторией скважины и измеренной траекторией бурения, оцененной на основе данных геофизических исследований ИВБ. Между тем, второй сигнал управления обеспечивается посредством второго контура обратной связи для отклоняющего инструмента чаще, чем первый сигнал управления и позволяет выполнять небольшие обновления направленного бурения, не дожидаясь новых команд для бурения с поверхности.

По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения второй контур обратной связи содержит пропорционально-интегрально-дифференцирующий (ПИД) регулятор, который в качестве входных данных принимает разность между измеренным положением бурового долота и оценочным положением бурового долота. Кроме того, выходной сигнал ПИД-регулятора может быть скорректирован на основе компенсации срыва усилия на долото с учетом обнаруженных проблем, таких как скачкообразное движение, износ долота и изменения пластов. Для определения второго сигнала управления к разности между выходным сигналом ПИД-регулятора и компенсацией срыва усилия на долото может быть применена инверсная кинематика. Такая компенсация срыва усилия на долото может быть определена, частично основываясь на измерениях деформации или перемещения в одной или более точках вдоль КНБК во время бурения, и путем отсоединения от синтеза ПИД-регулятора (т.е. ПИД-регулятор не должен учитывать срыва усилия на долото). Таким образом, ПИД-регулятор может стабилизировать систему намного быстрее по сравнению с ПИД-регулятором, который учитывает срыв усилия на долото. Путем совместного использования, как первого контура обратной связи, так и второго контура обратной связи для направления отклоняющего инструмента ускоряются операции направленного бурения при одновременном снижении интенсивности отклонения ствола скважины и/или других нежелательных проблем, возникающих во время бурения.

Для дальнейшего облегчения понимания описанных систем и способов на Фиг. 1 проиллюстрировано оборудование для направленного бурения. Посредством буровой платформы 2 поддерживается буровая вышка 4, содержащая талевый блок 6 для подъема и опускания бурильной колонны 8. Посредством верхнего привода 10 поддерживается и вращается бурильная колонна 8 при спуске через устье скважины 12. Буровое долото 14 приводится в действие посредством забойного двигателя и/или вращения бурильной колонны 8. При вращении бурового долота 14 образуется ствол скважины 16, который проходит через различные пласты. Буровое долото 14 является лишь одним элементом КНБК 50, которая, как правило, содержит одну или более утяжеленных бурильных труб (толстостенных стальных труб) для обеспечения веса и жесткости для облегчения процесса бурения. Некоторые из этих утяжеленных бурильных труб могут содержать каротажный прибор 26 для сбора данных геофизических исследований ИВБ, таких как положение, ориентация, нагрузка на долото, диаметр скважины, удельное электрическое сопротивление и т.д. Ориентация прибора может быть определена в значениях угла торца бурильного инструмента (вращательная ориентация), угла наклона (уклон), и направления по компасу, каждое из которых может быть получено на основании измерений магнитометров, инклинометров, и/или акселерометров, хотя в качестве альтернативы могут использоваться другие типы датчиков, например, гироскопы. Более того, от датчиков 52, выполненных как единое целое с КНБК 50 и/или бурильной колонной 8, могут быть получены результаты измерения деформации и перемещения.

На Фиг. 1 проиллюстрировано, что данные геофизических исследований ИВБ, собранные каротажным прибором 26, а также результаты измерения деформации и перемещения, собранные с помощью датчиков 52 могут использоваться для того, чтобы направить буровое долото 14 вдоль ожидаемой траектории 18 относительно границ 46, 48 с использованием любой из различных соответствующих систем направленного бурения, функционирующих в режиме реального времени. Типовые отклоняющие механизмы содержат отклоняющие лопасти, «кривой переводник», а также роторную управляемую систему. Во время буровых работ насос 20 обеспечивает циркуляцию бурового раствора через подводящий трубопровод 22 к верхнему приводу 10, вниз по стволу скважины через внутреннюю часть бурильной колонны 8, через отверстия в буровом долоте 14, обратно на поверхность через кольцевое пространство 9 вокруг бурильной колонны 8 и в сточный резервуар 24. Буровой раствор переносит шлам из скважины 16 в резервуар 24 и содействует сохранению скважины в целостности. Кроме того, переводник для телеметрии 28, соединенный со скважинными приборами 26 выполнен с возможностью передачи данных телеметрии на поверхность посредством гидроимпульсной скважинной телеметрии. Передатчик в переводнике для телеметрии 28 модулирует сопротивление потоку бурового раствора для создания импульсов давления, распространяющихся к поверхности вдоль потока жидкости со скоростью звука. Один или более датчиков давления 30, 32 преобразуют сигнал давления в электрический сигнал(ы) для аналого-цифрового преобразователя сигналов 34. Отметим, что существуют другие виды телеметрии, которые могут использоваться для передачи сигналов из скважины к аналого-цифровому преобразователю. Для такой телеметрии может использоваться акустическая телеметрия, электромагнитная телеметрия или телеметрия через проводную бурильную трубу.

Аналого-цифровой преобразователь 34 передает сигналы давления в цифровом виде посредством канала связи 36 к компьютерной системе 37 или устройству обработки данных какого-нибудь другого типа. По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения компьютерная система 37 содержит блок обработки данных 38, который выполняет анализ данных геофизических исследований ИВБ и/или выполняет другие операции посредством выполнения программного обеспечения или команд, полученных от локального или удаленного энергонезависимого машиночитаемого носителя 40. Компьютерная система 37 также может содержать устройство(а) ввода 42 {например, клавиатуру, мышь, сенсорную панель и т.д.) и устройство(а) вывода 44 {например, монитор, принтер и т.д.). Данное устройство(а) ввода 42, и/или устройство(а) вывода 44 обеспечивают пользовательский интерфейс, который позволяет оператору взаимодействовать с КНБК 50, поверхностными/скважинными компонентами направленного бурения и/или программным обеспечением, выполняемым посредством блока обработки данных 38. Например, компьютерная система 37 может быть выполнена с возможностью выбора оператором опций направленного бурения, для проверки или корректировки собранных данных геофизических исследований ИВБ (например, от каротажного прибора 26), данных датчиков (например, от датчиков 52), параметров, полученных из данных геофизических исследований ИВБ или данных датчиков (например, измеренного положения долота, оценочного положения долота, усилия на долото, срыва усилия на долото, физико-механических свойств горных пород и т.д.), параметров динамической модели КНБК, таблиц состояния бурения, промежуточных точек, заданной траектории, ожидаемой траектории ствола скважины, оценочной траектории ствола скважины и/или для выполнения других задач. По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения направленное бурение, выполняемое посредством КНБК 50, основывается на поверхностном контуре обратной связи и скважинном контуре обратной связи, как описано в данной заявке.

На Фиг. 2А и 2В проиллюстрированы компоненты для управления направленным бурением. Более конкретно, на Фиг. 2А проиллюстрирована первая схема управления для направленного бурения, в то время как на Фиг. 2В проиллюстрирована вторая схема управления для направленного бурения. В соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами реализации изобретения, первая и вторая схемы управления, проиллюстрированные на Фиг. 2А и 2В используются вместе, причем сигнал управления отклонением (например, сигнал 114), который обеспечивается второй схемой управления на Фиг. 2В, отклоняющий инструмент бурового долота 54 принимает чаще, чем сигнал управления отклонением (например, сигнал 108), который обеспечивается первой схемой управления на Фиг. 2А.

На Фиг. 2А множество датчиков 52A-52N обеспечивают ряд измерений 104 для логической схемы/модулей первого контура обратной связи 106. Например, ряд измерений 104 может соответствовать деформации, ускорению и/или изгибающим моментам, собранным в одной или более точках вдоль КНБК 50 и/или бурильной колонны 8. Кроме того, каротажный прибор 26 обеспечивает данные геофизических исследований ИВБ 105 для логической схемы/модулей первого контура обратной связи 106. Логическая схема/модули первого контура обратной связи 106 соответствуют аппаратному и/или программному обеспечению, выполненному с возможностью выполнения различных операций первого контура обратной связи. В то время как предполагается, что по меньшей мере некоторая часть логической схемы/модулей первого контура обратной связи 106 находится на поверхности земли, следует отметить, что не все из логической схемы/модулей первого контура обратной связи 106 должны находиться на поверхности земли. Например, некоторые из логической схемы/модулей первого контура обратной связи 106 могут находиться в скважине с КНБК 50 для управления количеством/типом информации, передаваемой на поверхность земли. В различных вариантах реализации изобретения ряд измерений 104 может обрабатываться в скважине или может передаваться для обработки на поверхность земли. Если ряд измерений 104 обрабатывается в скважине, параметры (например, усилие на долото, срыв усилия на долото, оценки физико-механических свойств горных пород, износ долота и т.д.), производные от ряда измерений 104 и/или другая информация могут передаваться на поверхность земли вместе с рядом измерений 104 или без него.

В соответствии по меньшей мере с некоторыми вариантами реализации изобретения логическая схема/модули первого контура обратной связи 106 оценивают усилие на долото или срыв усилия на долото из ряда измерений 104. Кроме того, логическая схема/модули первого контура обратной связи 106 могут оценивать физико-механические свойства горных пород и износ долота. Кроме того, логическая схема/модули первого контура обратной связи 106 могут обновлять динамический модуль КНБК, основываясь на анализе физико-механических свойств горных пород, оценках износа долота и/или других данных. Кроме того, логическая схема/модули первого контура обратной связи 106 могут обновлять ожидаемую траекторию ствола скважины в соответствии с механикой горных пород, оценок износа долота, моделей бурения и/или других данных. Кроме того, логическая схема/модули первого контура обратной связи 106 могут сравнивать самую последнюю ожидаемую траекторию ствола скважины с измеренной траекторией ствола скважины (например, полученной из данных геофизических исследований ИВБ 105). Кроме того, логическая схема/модули первого контура обратной связи 106 могут перенаправлять ожидаемое положение долота во второй контур обратной связи. Кроме того, логическая схема/модули первого контура обратной связи 106 могут применять инверсную кинематику к разности между ожидаемой траекторией ствола скважины и измеренной траекторией ствола скважины. Выходной сигнал операции инверсной кинематики может соответствовать сигналу управления отклонением 108 для отклоняющего инструмента бурового долота 54, который может соответствовать части КНБК 50. В качестве примера, отклоняющий инструмент бурового долота 54 может обновлять положения кулачка, используемого для отклонения, основываясь на сигнале управления отклонением 108.

На Фиг. 2В множество датчиков 52A-52N обеспечивают ряд измерений 104 для логической схемы/модулей второго контура обратной связи 112. Кроме того, ряд измерений 104 может соответствовать деформации, ускорению и/или изгибающим моментам, собранным в одной или более точках вдоль КНБК 50 и/или бурильной колонны 8. Кроме того, логическая схема/модули первого контура обратной связи 106 обеспечивают один или более входных сигналов 107 для логической схемы/модулей второго контура обратной связи 112. Например, по меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения входной сигнал 107 соответствует ожидаемому положению долота. Логическая схема/модули второго контура обратной связи 112 соответствуют аппаратному и/или программному обеспечению, выполненному с возможностью выполнения различных операций второго контура обратной связи. Предполагается, что для обеспечения частых обновлений сигнала управления отклонением 114 логическая схема/модули второго контура обратной связи 112 находятся в скважине. В качестве примера, некоторые или все логические схемы/модули 104 могут находиться вместе с КНБК 50 в скважине.

Аналогично логической схеме/модулям первого контура обратной связи 106, логическая схема/модули второго контура обратной связи 112 оценивают усилие на долото или срыв усилия на долото из ряда измерений 104. Соответственно, в некоторых вариантах реализации изобретения логическая схема/модули первого контура обратной связи 106 и логическая схема/модули второго контура обратной связи 112 могут совместно использовать логическую схему для выполнения этапа оценки усилия на долото или срыва усилия на долото из ряда измерений 104. Кроме того, логическая схема/модули второго контура обратной связи 112 могут оценивать положение долота из ряда измерений 104. Кроме того, логическая схема/модули второго контура обратной связи 112 могут определять разность между ожидаемым положением долота (например, входной сигнал 107) и оценочным положением долота. Кроме того, логическая схема/модули второго контура обратной связи 112 могут определять и применять величину компенсации срыва усилия на долото. Кроме того, логическая схема/модули второго контура обратной связи 112 могут применять инверсную кинематику. Выходной сигнал операции инверсной кинематики может соответствовать сигналу управления отклонением 114 для отклоняющего инструмента бурового долота 54, который соответствует части КНБК 50. Например, отклоняющий инструмент бурового долота 54 может обновлять положения кулачка, используемого для отклонения, основываясь на сигнале управления отклонением 114.

По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения логическая схема/модули второго контура обратной связи 112 содержат ПИД-регулятор, который принимает разность между ожидаемым положением долота (например, входной сигнал 107) и оценочным положением долота. Определенная величина компенсации срыва усилия на долото, определенная посредством логической схемы/модулей второго контура обратной связи 112, подается на выход ПИД-регулятора. Для данной конфигурации ПИД-регулятора операции инверсной кинематики выполняются над разностью между выходным сигналом ПИД регулятора и величиной компенсации срыва усилия на долото.

На Фиг. 3 проиллюстрирован способ управления направленным бурением 60. В способе 60 представлены КНБК 50 с каротажным прибором 26, датчики 52, отклоняющий инструмент 54 и буровое долото 14. При бурении посредством КНБК 50 результаты измерений деформации и/или перемещения (например, ряда измерений 104) собираются с помощью датчиков 52 и подаются в блок-наблюдатель 72. Более конкретно, ряд измерений 104 может содержать результаты измерений в режиме реального времени силы деформации и результаты измерений ускорения в направлениях х, у, z. Кроме того, ряд измерений 104 может содержать результаты измерений в режиме реального времени силы деформации в направлении вращения. Ряд измерений 104 может также содержать результаты измерений в режиме реального времени растяжения, кручения, изгиба и вибрации в утяжеленных бурильных трубах и/или точках вдоль КНБК 50. Разрешение данных, соответствующих ряду измерений 104, может быть скорректировано путем добавления или уменьшения количества используемых датчиков 52. Кроме того, положение датчиков 52 и/или конструкция КНБК 50 может корректироваться для облегчения сбора соответствующего ряда измерений 104.

Блок-наблюдатель 72 определяет данные усилия на долото из ряда измерений 104, собранных с помощью датчиков 52, и перенаправляет данные усилия на долото в блок инверсной динамики 84. По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения блок-наблюдатель 72 использует модель КНБК для оценки положения долота и усилия на долото, на основе ряда измерений 104 (например, результатах измерений ускорения/силы деформации/крутящего момента). Например, модель КНБК может представлять КНБК 50 как линейную модель, составленную из N масс-пружин-демпеферов, как проиллюстрировано на Фиг. 4. Более конкретно, динамическая модель КНБК является разложенной в направлениях х, у, z, а также в направлениях скручивания, где для каждого из направлений может использоваться упрощенная 3-массовая модель КНБК на Фиг. 4. На Фиг. 4 верхняя масса (M1) представляет массу утяжеленных бурильных труб в заданном направлении, средняя масса (М2) представляет массу трубы между утяжеленными бурильными трубами и буровым долотом 14 в заданном направлении, а нижняя масса (М3) представляет массу бурового долота 14 в заданном направлении. Три массы взаимодействуют друг с другом вдоль заданного направления посредством пружин k1-k4 и демпферов c13. По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения коэффициенты пружин и демпферов являются производными от таких факторов, как взаимодействие растяжения и изгиба между элементами КНБК 50 и силы трения между КНБК 50 и стенкой ствола скважины. Сравнение ряда измерений 104 в разное время позволяет отслеживать смоделированное усилие на долото и смоделированные срывы усилий на долото. Хотя в реальности динамика бурения является нелинейной, аппроксимация, обеспечиваемая линейной моделью с корректируемыми параметрами (например, модель КНБК на Фиг. 4), является достаточно точной для применения в направленном бурении, описанном в данной заявке. В качестве примера, параметры модели могут быть обновлены с течением времени, когда остаточные данные модели и/или когда скорость изменения остаточных данных модели превышает заранее заданный порог.

Возвращаясь к Фиг. 3, блок-наблюдатель 72 также выполнен с возможностью оценки положения долота, основываясь на ряде измерений 104. Для оценки положения долота с помощью ряда измерений 104 в качестве первоначальной оценки используется положение долота, полученное с помощью геофизических исследований. В случае, когда ускорения долота и изгибающие моменты вдоль его главных осей доступны из ряда измерений 104 линейная система, представляющая динамику КНБК поддается наблюдению (например, может использоваться модель КНБК на Фиг. 4). Поскольку КНБК 50 зависит как от способа, так и от помех при измерении, для оптимизации оценки положения долота может применяться фильтр Калмана. Во всех случаях, когда доступны данные геофизических исследований ИВБ, первоначальное положение долота соответственно сбрасывается, затем используется фильтр Калмана для определения положения долота в режиме реального времени до тех пор, пока не будут доступны следующие данные геофизических исследований ИВБ. Разность между положением долота, измеренным с использованием данных геофизических исследований ИВБ, и оценочным положением долота может использоваться для калибровки фильтра Калмана и характеристик датчиков. Такие калибровки могут скорректировать статистику помех, обусловленную фильтром Калмана и оценкой смещения датчика, так что точность оценки повышается по мере выполнения процесса бурения.

Положение долота, оцененное блоком-наблюдателем 72 направляется к логической схеме сравнения 80, с помощью которой между ожидаемым положением долота и оценочным положением долота получают разность, которая в качестве входного сигнала передается к ПИД-регулятору 82. ПИД-регулятор 82 использует разность между ожидаемым положением долота и оценочным положением долота для получения выходного сигнала для корректировки силы, которая будет направлять долото 14 к ожидаемой траектории. По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения ПИД-регулятор выполнен с возможностью оценки интенсивности отклонения ствола скважины или ограничений искривления. Выходной сигнал ПИД-регулятора 82 подается на логическую схему сравнения 86, которая сравнивает выходной сигнал ПИД-регулятора с величиной компенсации срыва усилия на долото с выходным сигналом блока инверсной динамики 84. Для блока инверсной динамики 84, «Р» обозначает передаточную функцию от отклоняющего инструмента 54 к буровому долоту 14, а передаточная функция «Q» является заранее заданной так, что QP-1 аппроксимирует инверсную динамику буровой системы. Выходной сигнал блока инверсной динамики 84 соответствует величине компенсации срыва усилия на долото, что предотвращает реакцию ПИД-регулятора на усилия срыва долота, повышая стабильность управления бурением. Как проиллюстрировано, разность между выходным сигналом ПИД-регулятора и величиной компенсации срыва усилия на долото подается на блок инверсной кинематики 88, который подает сигнал управления отклонением 114 на отклоняющий инструмент 54. По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения отклоняющий инструмент 54 выполнен с возможностью корректировки направления бурового долота 14 (и, следовательно, направления бурения) в режиме реального времени, основываясь на сигнале управления бурением 114. Корректировка направления бурового долота может достигаться, например, путем изменения положений кулачка отклоняющего инструмента 54 для отклонения КНБК 50.

Отклоняющий инструмент 54 также выполнен с возможностью корректировки направления бурового долота 14 (и, следовательно, направления бурения) в режиме реального времени, основываясь на сигнале управления бурением 108. Как проиллюстрировано, сигнал управления бурением 108 является результатом функционирования контура обратной связи, где блок-наблюдатель 72 принимает ряд измерений 104 от датчиков 52 и подает на выход данные об усилии на долото к блоку оценки физико-механических свойств горных пород/износа долота 74. Блок оценки физико-механических свойств горных пород/износа долота 74 выполнен с возможностью функционирования в режиме реального времени для обнаружения изменений горных пород или износа долота. На Фиг. 5А-5С и Фиг. 6 проиллюстрированы различные графики, связанные со срывами усилия на долото, изменениями горных пород и/или износом долота, которые могут быть обнаружены посредством блока оценки физико-механических свойств горных пород/износа долота 74. На Фиг. 5А проиллюстрирован изменяющийся крутящий момент на долоте с несколькими пиками в виде функции времени, указывающий на скачкообразный характер вращения. На Фиг. 5В проиллюстрировано медленное увеличение усилия на долото в виде функции времени, указывающее на износ долота. На Фиг. 5С проиллюстрировано быстрое увеличение усилия на долото в виде функции времени, указывающее на изменение свойств пласта.

На Фиг. 6 проиллюстрированы графики, отображающие обнаруживаемые ошибки, основываясь на анализе усилия на долото. Более конкретно, возвратное усилие на долото может быть проверено с помощью срыва отклонения КНБК 50. Срыв выполняется, например, посредством отклоняющего инструмента 54 под различными углами изгиба вдоль направлений х и у. Взаимосвязь между углами изгиба и оценочным усилием на долото может быть охарактеризована в ходе бурения в разные временные интервалы t1-t6. Хотя проиллюстрированные разные временные интервалы t1-t6 расположены равномерно, данный анализ может выполняться с использованием разных временных интервалов и/или неравномерно расположенных временных интервалов. Для каждого из разных временных интервалов представлены два графика, иллюстрирующие усилие на долото (ƒ_x) в зависимости от направления (θ_х или θ_у), и соответствующая твердость горной породы вдоль разных направлений. В случае, когда бурение выполняется в одном пласте, кривые усилия на долото для каждого направления, как правило, остаются одинаковыми, как проиллюстрировано для временных интервалов t1 и t2. Резкие изменения на обоих графиках во временном интервале t3 указывают на изменение пласта. Между тем, более пологие кривые, проиллюстрированные для временных интервалов t4-t6 указывают на налипание породы на долото. Анализ кривых усилия на долото, подобных проиллюстрированным на Фиг. 6 является одним из способов для выбора корректировок бурения. Например, располагая сведениями о взаимосвязи усилия на долото/угла изгиба, путем обновлений направленного бурения возможно достижение более легкого бурения (снижается потребление энергии и износ долота).

Выходной сигнал блока оценки физико-механических свойств горных пород/износа долота 74 подается к блоку повторного моделирования 62 и к блоку оптимизации траектории 64. По меньшей мере в некоторых вариантах реализации изобретения для уменьшения количества ошибок в способе 60 блок повторного моделирования 62 обновляет одну или более моделей или параметры модели, используемые для первого и второго контура обратной связи. Например, блок повторного моделирования 62 может обновлять модель или параметры модели, используемые блоком-наблюдателем 72 для отображения динамики КНБК (например, модель КНБК, связанную с Фиг. 4). Модель КНБК позволяет оценивать усилие на долото, срыв усилия на долото и/или положение долота из ряда измерений 104, собранных посредством датчиков 52. Кроме того, блок повторного моделирования 62 может обновлять передаточную функцию «Р» и/или «Q», используемую блоком инверсной динамики 84. Кроме того, могут быть обновлены блоки инверсной кинематики 68 и 88. Блок оптимизации траектории 64 также может быть обновлен с помощью блока повторного моделирования 62. Обновления, обеспечиваемые блоком повторного моделирования 62 могут быть автоматизированными или могут вводиться оператором (например, посредством пользовательского интерфейса, отображающего данные, опции выбранной модели и/или результаты моделирования изменений модели).

До или после обновления, блок оптимизации траектории 64 определяет ожидаемую траекторию ствола скважины на основании физико-механических свойств горных пород и/или износа долота на выходе блока 74, а также ограничений, связанных с условиями бурения, и ограничений, связанных с окружающей средой. Данная ожидаемая траектория сравнивается с измеренной траекторией посредством логической схемы сравнения 65, причем измеренная траектория определяется из данных геофизических исследований ИВБ. Разность между ожидаемой траекторией и измеренной траекторией подается из логической схемы сравнения 65 к блоку планирования траектории 66, который определяет обновления ожидаемого положения долота и/или другие траектории бурения. Если разность между ожидаемой траекторией и измеренной траекторией меньше порогового значения, блок планирования траектории 66 может просто сохранить текущую траекторию или не выполнять никаких операций. Если необходимо изменение траектории, ожидаемое положение долота или трассировка (например, в виде короткого промежутка времени, короткой траектории или низкой интенсивности отклонения ствола скважины) направляется к блоку инверсной кинематики 68, который переводит ожидаемое положение долота или трассировку в сигнал управления бурением 108 (например, положение кулачка) для бурового инструмента 54. Ожидаемое положение долота также направляется к логической схеме сравнения 80, которая сравнивает ожидаемое положение долота с оценочным положением долота, как описано выше.

Различные компоненты, описанные для способа 60, могут соответствовать программным модулям, аппаратному обеспечению и/или логическим схемам, находящимся в скважине или на поверхности земли. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения все компоненты внутри прямоугольника 70 соответствуют скважинным компонентам, в то время как другие компоненты соответствуют поверхностным компонентам. В разных вариантах реализации изобретения блок оценки физико-механических свойств горных пород/износа долота 74 может соответствовать скважинному компоненту или поверхностному компоненту.

Кроме того, компоненты, описанные для способа 60, могут рассматриваться как часть первого и второго контуров обратной связи, описанных в данной заявке. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения все компоненты внутри прямоугольника 70 являются частью второго контура обратной связи, в то время как другие компоненты являются частью первого контура обратной связи. Блок-наблюдатель 72 можно рассматривать как часть первого и второго контура обратной связи. Кроме того, для первого и второго контуров обратной связи могут использоваться отдельные блоки наблюдателей. В таком случае блок-наблюдатель для второго контура обратной связи определяет усилие на долото и оценочное положение долота, а блок-наблюдатель для первого контура обратной связи определяет усилие на долото.

В способе 60 динамика бурения разбивается на быстрые и медленные шкалы времени. Более конкретно, обновления для сигнала управления бурением 108 соответствуют медленной шкале времени, в то время как обновления для сигнала управления бурением 114 соответствует быстрой шкале времени. Например, сигнал управления бурением 108 может обновляться каждый раз, когда происходит отклонение траектории от порогового значения, в то время как сигнал управления бурением 114 обновляется в режиме реального времени с частотой не менее 10 раз в секунду. Такое разделение зависит от характера динамики бурения, изменений окружающих условий, а также доступности данных. Обновления медленной шкалы времени связанны с первым контуром обратной связи, описанным в данной заявке, и соответствуют медленно изменяющейся динамике, включающей модель бурильной колонны, модель износа долота, модель физико-механических свойств горных пород, конструкцию траектории бурения, а также обновления данных геофизических исследований ИВБ. Обновления быстрой шкалы времени связаны со вторым контуром обратной связи, описанным в данной заявке, соответствуют быстро меняющейся динамике, включающей динамику долота (усилие на долото и положение долота) и управляющего механизма отклоняющего инструмента 54. Для обеспечения возможности обновлений быстрой шкалы времени блок-наблюдатель 72 должен быть расположен в скважине (например, совместно с КНБК 50) для оценки в режиме реального времени как усилия на долото, так и положения долота. Кроме того, для корректировки отклонений траектории в режиме реального времени ПИД-регулятор 82 должен быть расположен в скважине (например, совместно с КНБК 50). Хотя опорная траектория бурения (выходной сигнал блока планирования траектории 66), используемая ПИД-регулятором 82, обновляется, основываясь на медленной шкале времени, величина компенсации срыва усилия на долото, обеспечиваемая блоком обратной динамики 84, обновляется на основании быстрой временной шкалы, при этом повышается стабильность работы ПИД-регулятора 82.

На Фиг. 7 проиллюстрирован способ управления направленным бурением 200. В способе 200 во время бурения измеряют деформацию и/или перемещение в одной или более точках вдоль КНБК (блок 202). В блоке 204 из первого контура обратной связи на отклоняющий инструмент КНБК подают первый сигнал управления. В блоке 206 из второго контура обратной связи на отклоняющий инструмент подают второй сигнал управления. В блоке 208 с течением времени на основе результатов измерения деформации или перемещения корректируют первый и второй сигналы управления отклонением.

Варианты реализации изобретения, описанные в данной заявке, включают:

А: Систему направленного бурения, которая содержит компоновку низа бурильной колонны, имеющую буровое долото и отклоняющий инструмент, выполненный с возможностью адаптивного управления направлением бурения. Система дополнительно содержит первый контур обратной связи, который обеспечивает первый сигнал управления отклонением для отклоняющего инструмента, и второй контур обратной связи, который обеспечивает второй сигнал управления отклонением для отклоняющего инструмента. Система дополнительно содержит набор датчиков для измерения во время бурения по меньшей мере одного из: деформации и перемещения в одной или более точках вдоль компоновки низа бурильной колонны, при этом первый и второй сигналы управления частично основаны на измерениях деформации или перемещения.

В: Способ направленного бурения, который включает измерение по меньшей мере одного из: деформации и перемещения в одной или более точках вдоль компоновки низа бурильной колонны. Способ дополнительно включает подачу к отклоняющему инструменту компоновки низа бурильной колонны первого сигнала управления от первого контура обратной связи и подачу к отклоняющему инструменту второго сигнала управления от второго контура обратной связи. Способ дополнительно включает корректировку первого и второго сигналов управления по времени, основываясь частично на измерениях деформации или перемещения.

Каждый из вариантов реализации А и В может содержать один или более следующих дополнительных элементов в любой комбинации. Элемент 1: второй контур обратной связи содержит логическую схему, которая оценивает положение долота и по меньшей мере одно из: усилие на долото и срыв усилия на долото, основываясь частично на измерениях деформации и перемещения. Элемент 2: второй контур обратной связи содержит логическую схему, которая оценивает компенсацию срыва усилия на долото, основываясь на оценке усилия на долото или срыва усилия на долото. Элемент 3: величина компенсации срыва усилия на долото подается на выход ПИД-регулятора, при этом в качестве входного сигнала ПИД-регулятор принимает разность между ожидаемым положением долота и оценочным положением долота. Элемент 4: первый контур обратной связи содержит логическую схему, которая оценивает по меньшей мере одно из: усилие на долото и срыв усилия на долото, основываясь частично на измерениях деформации и перемещения. Элемент 5: первый контур обратной связи содержит логическую схему, которая оценивает по меньшей мере одно из: физико-механические свойства горных пород и износ долота, основываясь на оценочном усилии на долото или срыве усилия на долото. Элемент 6: первый контур обратной связи содержит оптимизатор траектории ствола скважины для определения ожидаемой траектории ствола скважины, основываясь частично на оценочных физико-механических свойствах горных пород или износе бурового долота. Элемент 7: первый сигнал управления обновляется во всех случаях, когда происходит отклонение траектории от порогового значения, при этом второй сигнал управления обновляется с фиксированной частотой. Элемент 8: первый контур обратной связи определяет первый сигнал управления, основываясь частично на разнице между ожидаемой траекторией ствола скважины и измеренной траекторией ствола скважины. Элемент 9: дополнительно содержащий логическую схему для обновления моделей или параметров модели, используемую в первом контуре обратной связи и втором контуре обратной связи.

Элемент 10: дополнительно включающий оценку, посредством второго контура обратной связи, положения долота и по меньшей мере одного из: усилия на долото и срыва усилия на долото, основываясь частично на измерениях деформации и перемещения. Элемент 11: дополнительно включающий оценку, посредством второго контура обратной связи, компенсации срыва усилия на долото, основываясь на оценке усилия на долото или срыва усилия на долото. Элемент 12: дополнительно включающий подачу, посредством второго контура обратной связи, величины компенсации срыва усилия на долото на выход ПИД-регулятора; и прием в качестве входного сигнала ПИД-регулятора разности между ожидаемым положением долота и оценочным положением долота. Элемент 13: дополнительно включающий оценку, посредством первого контура обратной связи, по меньшей мере одного из: усилия на долото и срыва усилия на долото, основываясь частично на измерениях деформации и перемещения. Элемент 14: дополнительно включающий оценку, посредством первого контура обратной связи, по меньшей мере одного из: физико-механических свойств горных пород и износа долота, основываясь на оценочном усилии на долото или срыве усилия на долото. Элемент 15: дополнительно включающий определение, посредством первого контура обратной связи, ожидаемой траектории ствола скважины, основываясь на оценочных физико-механических свойствах горных пород или износе бурового долота. Элемент 16: дополнительно включающий корректировку первого сигнала управления во всех случаях, когда происходит отклонение траектории от порогового значения; и корректировку второго сигнала управления с фиксированной частотой. Элемент 17: дополнительно включающий периодическое обновление моделей или параметров модели, используемой в первом контуре обратной связи и втором контуре обратной связи. Элемент 18: дополнительно включающий определение первого сигнала управления, частично основываясь на разнице между ожидаемой траекторией ствола скважины и измеренной траекторией ствола скважины.

Многочисленные вариации и модификации станут очевидными для специалистов в данной области техники после того, как они полностью ознакомятся с вышеприведенным описанием. Предполагается, что последующая формула изобретения будет истолкована для охвата всех подобных изменений и модификаций.

1. Система направленного бурения, содержащая:

компоновку низа бурильной колонны, имеющую буровое долото и отклоняющий инструмент, выполненный с возможностью адаптивного управления направлением бурения;

первый контур обратной связи, выполненный с возможностью обеспечения первого сигнала управления для отклоняющего инструмента;

второй контур обратной связи, выполненный с возможностью обеспечения второго сигнала управления для отклоняющего инструмента; и

набор датчиков для измерения во время бурения по меньшей мере одного из: деформации и перемещения в одной или более точках вдоль компоновки низа бурильной колонны, при этом первый и второй сигналы управления частично основаны на измерениях деформации или перемещения;

причем второй контур обратной связи содержит логическую схему, выполненную с возможностью оценки положения долота и по меньшей мере одного из: усилия на долото и срыва усилия на долото, основываясь частично на измерениях деформации и перемещения, и

при этом второй контур обратной связи содержит логическую схему, выполненную с возможностью оценки компенсации срыва усилия на долото, на основе оценки усилия на долото или срыва усилия на долото.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что компенсация срыва усилия на долото подается на выход ПИД-регулятора (пропорционально-интегрально-дифференцирующий регулятор), ПИД-регулятор выполнен с возможностью принятия разности между ожидаемым положением долота и оценочным положением долота в качестве входного сигнала.

3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что первый контур обратной связи содержит логическую схему, выполненную с возможностью оценки по меньшей мере одного из: усилия на долото и срыва усилия на долото, основанной частично на измерениях деформации и перемещения.

4. Система по п. 3, отличающаяся тем, что первый контур обратной связи содержит логическую схему, выполненную с возможностью оценки по меньшей мере одного из: физико-механических свойств горных пород и износа долота, на основании оценочного усилия на долото или срыва усилия на долото.

5. Система по п. 4, отличающаяся тем, что первый контур обратной связи содержит оптимизатор траектории ствола скважины для определения ожидаемой траектории ствола скважины, основанного частично на оценочных физико-механических свойствах горных пород или износе бурового долота.

6. Система по любому из пп. 1-5, отличающаяся тем, что отклонение траектории от порогового значения вызывает во всех случаях обновление первого сигнала управления, при этом обновление второго сигнала управления происходит с фиксированной частотой.

7. Система по любому из пп. 1-5, отличающаяся тем, что первый контур обратной связи выполнен с возможностью определения первого сигнала управления, основанного частично на разнице между ожидаемой траекторией ствола скважины и измеренной траекторией ствола скважины.

8. Система по любому из пп. 1-5, дополнительно содержащая логическую схему обновления моделей или параметров модели, используемую в первом контуре обратной связи и втором контуре обратной связи.

9. Способ управления направленным бурением, включающий этапы, в которых:

измеряют во время бурения по меньшей мере одно из: деформацию и перемещение в одной или более точках вдоль компоновки низа бурильной колонны;

подают первый сигнал управления от первого контура обратной связи на отклоняющий инструмент компоновки низа бурильной колонны;

подают второй сигнал управления из второго контура обратной связи на отклоняющий инструмент; и

корректируют первый и второй сигналы управления по времени, основываясь частично на измерениях деформации или перемещения;

оценивают, посредством второго контура обратной связи, положение долота и по меньшей мере одного из: усилие на долото и срыв усилия на долото, основываясь частично на измерениях деформации и перемещения; и

оценивают, посредством второго контура обратной связи, компенсацию срыва усилия на долото, основываясь на оценке усилия на долото или срыва усилия на долото.

10. Способ по п. 9, дополнительно включающий этапы, в которых:

подают, посредством второго контура обратной связи, величину компенсации срыва усилия на долото на выход ПИД-регулятора; и

принимают, посредством ПИД-регулятора, в качестве входного сигнала разность между ожидаемым положением долота и оценочным положением долота.

11. Способ по п. 9, дополнительно включающий этап, в котором оценивают, посредством первого контура обратной связи, по меньшей мере одно из: усилие на долото и срыв усилия на долото, основываясь частично на измерениях деформации и перемещения.

12. Способ по п. 11, дополнительно включающий этап, в котором оценивают, посредством первого контура обратной связи, по меньшей мере одно из: физико-механические свойства горных пород и износ долота, основываясь на оценочном усилии на долото или срыве усилия на долото.

13. Способ по п. 12, дополнительно включающий этап, в котором вычисляют ожидаемую траекторию ствола скважины посредством первого контура обратной связи, основываясь на оценочных физико-механических свойствах горных пород или износе бурового долота.

14. Способ по любому из пп. 9-13, дополнительно включающий этап, в котором корректируют первый сигнал управления во всех случаях, когда происходит отклонение траектории от порогового значения; и корректируют второй сигнал управления с фиксированной частотой.

15. Способ по любому из пп. 9-13, дополнительно включающий периодическое обновление моделей или параметров модели, используемой в первом контуре обратной связи и втором контуре обратной связи.

16. Способ по любому из пп. 9-13, дополнительно включающий этап, в котором определяют первый сигнал управления, основываясь частично на разнице между ожидаемой траекторией ствола скважины и измеренной траекторией ствола скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к электротехнике. Технический результат состоит в повышении надежности.

Группа изобретений относится к области исследования, передачи данных и электроэнергии в буровых скважинах. Система содержит электроприводной скважинный прибор, спусковую колонну гибких труб, прикрепленную к скважинному прибору, для размещения скважинного прибора в пустотелом стволе скважины, трубу-кабель, размещенную внутри колонны гибких труб и функционально связанную со скважинным прибором.

Изобретение относится к области направленного бурения и может быть использовано для передачи данных. Техническим результатом является увеличение пропускной способности при передаче данных.

Изобретение относится к бурению скважины, в частности к соединительным устройствам для использования совместно с бурильной колонной, и может быть использовано для передачи сигналов по электромагнитному каналу связи.

Изобретение относится к области промысловой геофизики, а именно к телеметрическим системам для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения и передачи их на поверхность.

Изобретение относится к способу и системе оптимизации добычи в скважине. Техническим результатом является оптимизация добычи углеводородного сырья из скважины.

Предлагаемое изобретение относится к системе контроля скважины, обеспечивающей получение данных с информацией, например, о положении и количестве газа, нефти и/или воды по мере выкачивания углеводородов из нефтяного или газового месторождения с использованием обсадной колонны в скважине, находящейся в пласте, обсадная колонна имеет вертикальную часть вблизи верха и внутреннюю поверхность, система содержит первый и второй датчики для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте.

Изобретение относится к скважинным телеметрическим системам, используемым при бурении скважин, а именно к трубе с проводной линией, такой как бурильная труба, которая приспособлена для передачи данных и/или энергии между одним или несколькими участками внутри ствола скважины и поверхностью.

Изобретение относится к передаче предупреждений об опасности пересечения скважин на удаленное устройство. Способ включает этапы, на которых определяют обрабатывающим устройством, соединенным с инструментами в выбуриваемой скважине, существование опасности пересечения первой скважины со второй скважиной, принимают полевой вычислительной машиной сообщение, причем сообщение содержит предупреждение о том, что существует опасность пересечения первой скважины, которая является выбуриваемой скважиной, со второй скважиной, отправляют полевой вычислительной машиной сообщение по беспроводной связи посредством беспроводной сети сторонней компании на мобильное устройство и отображают уведомление, отражающее предупреждение, в удаленном графическом пользовательском интерфейсе мобильного устройства и в полевой вычислительной машине.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области геофизических исследований скважин, а именно к способам для осуществления измерения и контроля параметров скважины.

Изобретение относится к бурению сближенных скважин и может быть использовано для определения расстояния между ними. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для определения расстояния между сближенными скважинами.

Изобретение относится к бурению сближенных скважин и может быть использовано для определения расстояния между ними. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для определения расстояния между сближенными скважинами.

Изобретение относится бурению скважин и может быть использовано для определения расстояния и направления между сближенными скважинами. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для определения расстояния между скважинами.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к устройствам регистрации гамма-излучения. Предложено устройство вращающейся секции роторной управляемой системы, содержащее: внешний корпус; приводной вал, находящийся по меньшей мере частично внутри внешнего корпуса и вращательно независимый от внешнего корпуса; буровое долото, присоединенное к приводному валу; и по меньшей мере один детектор гамма-излучения, вращательно присоединенный к приводному валу внутри внешнего корпуса.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для повышения эффективности разработки нефтяных низкопроницаемых залежей с применением повторного гидравлического разрыва пласта (ГРП) с изменением направления трещины ГРП.

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано для направления ствола скважины вдоль заданной траектории. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для бурения скважин по заданной траектории.

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано для контроля расположения пробуриваемой скважины относительно целевой скважины. В частности, предложена скважинная дальномерная система, содержащая: первый оптический волновод, размещенный в первой скважине формации, причем первый оптический волновод расположен вдоль части осевой длины первой скважины; по меньшей мере второй оптический волновод, расположенный вдоль по меньшей мере той же самой осевой длины первой скважины, что и первый оптический волновод; и источник звука, размещенный во второй скважине и акустически связанный с указанной формацией.

Изобретение относится к средствам дальнометрии в процессе бурения скважин и может быть использовано для определения расстояния и направления между соседними скважинами.

Изобретение относится к бурению сближенных скважин и может быть применено для определения расстояния между скважинами. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств.

Изобретение относится к системе и способу определения местоположения инструмента во время бурения. Техническим результатом является обеспечение непрерывного отслеживания местоположения инструмента с учетом деформирования узла нижней части бурильной колонны.

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано для определения расстояния между скважинами. Техническим результатом является повышение точности и надежности позиционирования скважины относительно другой скважины. В частности, предложен способ внутрискважинной дальнометрии, включающий: размещение первого магнитного диполя в стволе первой скважины; размещение трехосного магнитного диполя в стволе второй скважины; получение значения первого измерения магнитного поля, распространяющегося между стволами первой и второй скважин, причем магнитное поле имеет естественную форму; вычисление направления указанного первого измерения магнитного поля на основании естественной формы магнитного поля; и наведение компоновки низа бурильной колонны, исходя из траектории подхода. Причем естественная форма магнитного поля определяет траекторию подхода, по которой наводится компоновка низа бурильной колонны, и вычисление расстояния между стволами первой и второй скважин на основании амплитуды первого измерения магнитного поля. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к бурению скважин для добычи углеводородов. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств для направленного бурения скважин. В частности, предложена система направленного бурения, содержащая: компоновку низа бурильной колонны, имеющую буровое долото и отклоняющий инструмент, выполненный с возможностью адаптивного управления направлением бурения; первый контур обратной связи, выполненный с возможностью обеспечения первого сигнала управления для отклоняющего инструмента; второй контур обратной связи, выполненный с возможностью обеспечения второго сигнала управления для отклоняющего инструмента; и набор датчиков для измерения во время бурения по меньшей мере одного из: деформации и перемещения в одной или более точках вдоль компоновки низа бурильной колонны, при этом первый и второй сигналы управления частично основаны на измерениях деформации или перемещения. Причем второй контур обратной связи содержит логическую схему, выполненную с возможностью оценки положения долота и по меньшей мере одного из: усилия на долото и срыва усилия на долото, основываясь частично на измерениях деформации и перемещения. При этом второй контур обратной связи содержит логическую схему, выполненную с возможностью оценки компенсации срыва усилия на долото, на основе оценки усилия на долото или срыва усилия на долото. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 10 ил.

Наверх