СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССА ВЗАИМНОГО ОРИЕНТИРОВАНИЯ СТВОЛОВ ПРИ КУСТОВОМ БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
CONTROL SYSTEM OF MUTUAL ORIENTATION PROCESS OF SHAFTS DURING CLUSTER DRILLING OF OIL AND GAS WELLS

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных скважин, преимущественно кустовым способом на суше и на море с использованием телеметрической системы, и предназначено для контроля относительного положения скважин с целью предотвращения встречи их стволов.
Известна система предупреждения встречи стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин, состоящая из датчика вибрации или датчиков вибрации, усилителя-преобразователя сигнала, технологического контроллера, записывающего устройства в виде ПЭВМ с программным обеспечением, устройства оповещения в виде средств (световой и/или звуковой) сигнализации.
Датчик вибрации или датчики вибрации установлены на устье эксплуатационной скважины и соединены с усилителем-преобразователем сигнала. Усилитель-преобразователь сигнала подключен к технологическому контроллеру, выходы которого соответственно соединены с ПЭВМ с программным обеспечением и с устройством оповещения.
Связь между устройствами системы предупреждения встречи стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин осуществляется по проводной (кабельной) или комбинированной (проводной и радиосвязью) линии (пат. РФ №2235844, приор. 25.02.2003, опубл. 10.09.2004).
При использовании упругих волн, распространяющихся от долота бурящейся скважины вдоль эксплуатационной скважины, возможно их полное затухание за счет гашения горной породой, находящейся между бурящейся скважиной и эксплуатационной колонной. Кроме того, применение известного решения ограничено возможностью определения сближения или удаления бурящейся скважины относительно только одной колонны ранее пробуренной скважины.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой является система контроля процесса взаимного ориентирования стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин, содержащая глубинную часть, включающую генератор электромагнитных колебаний, выполненный в виде установленного над долотом диполя, обеспечивающего электромагнитную связь между колонной бурящейся скважины и по меньшей мере одной эксплуатационной колонной ранее пробуренной скважины, и наземную часть, включающую преобразователь комплексного электрического сопротивления участка цепи, образованной бурильной колонной и горной породой около дипольной области, в напряжение и n преобразователей комплексного электрического сопротивления участка цепи, образованной эксплуатационной колонной и участком горной породы, заключенной между долотом бурящейся скважины и эксплуатационной колонной ранее пробуренной скважины, в напряжение, где n-число ранее пробуренных скважин, выходы указанных n преобразователей комплексного электрического сопротивления в напряжение подсоединены к информационным входам коммутатора, выход которого и выход преобразователя комплексного электрического сопротивления участка цепи, образованной бурильной колонной и горной породой около дипольной области, в напряжение подсоединены ко входу сумматора, подключенного к фильтру, подсоединенному через образцовый усилитель к схеме сравнения с опорным напряжением, выход которой подключен ко входу технологического контроллера, информационный выход которого подключен ко входу блока памяти, а управляющие выходы - к управляющему входу коммутатора и входам блоков сигнализации и управления буровым насосом (пат. РФ №2405106, приор. 18.06.2009, опубл. 27.11.2010).
Недостатком известной системы является использование в качестве информативного параметра амплитуды напряжения, пропорционального величине комплексного сопротивления участка цепи (породы) между долотом бурящейся скважины и эксплуатационной колонной, величина которой в условиях анизотропии залегания разных пластов будет являться функцией не столько расстояния между ними (как было бы в изотропной среде), а зависеть от свойств пласта, проходимого в данный момент долотом в бурящейся скважине, и следовательно, иметь непрогнозируемый случайный характер. При использовании такого канала связи существует высокая вероятность как ложных срабатываний системы о критическом приближении стволов бурящейся скважины и эксплуатационной колонны ранее пробуренной скважины, так и наоборот, ошибочном определении достаточности удаления при его реальных критических значениях.
Кроме того, в условиях общего заземления эксплуатационной колонны и наземного оборудования пробуренной скважины через трубопроводную обвязку выделить индивидуальные комплексные сопротивления участков цепи «эксплуатационная колонна-долото бурящейся скважины» крайне затруднительно.
Задачей изобретения является повышение точности определения относительного положения забоя бурящейся скважин и обеспечение надежности срабатывания системы в процессе контроля сближения или удаления бурящейся скважины относительно неограниченного количества эксплуатационных колонн ранее пробуренных скважин с идентификацией номеров этих скважин.
Поставленная задача решается тем, что в системе контроля процесса взаимного ориентирования стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин, содержащей глубинную часть, включающую источник питания и генератор электромагнитных колебаний, выполненный в виде установленного в бурящейся скважине над долотом диполя, обеспечивающего электромагнитную связь между колонной бурящейся скважины и по меньшей мере одной эксплуатационной колонной ранее пробуренной скважины, и наземную часть, включающую преобразователь параметра, являющегося функцией электрической характеристики участка цепи, образованной колонной бурящейся скважины и горной породой около дипольной области, в напряжение и m преобразователей параметра, являющегося функцией электрической характеристики участка цепи, образованной эксплуатационной колонной ранее пробуренной скважины и участком горной породы, заключенной между долотом бурящейся скважины и эксплуатационной колонной ранее пробуренной скважины, в напряжение, где m - число ранее пробуренных скважин, в отличие от известного технического решения (пат. 2405106) указанные преобразователи выполнены в виде тороидальной катушки индуктивности (катушка), расположенной коаксиально в верхней части колонны на устье бурящейся скважины, и m катушек, расположенных в верхней части эксплуатационных колонн на устье ранее пробуренных скважин, где m - число ранее пробуренных скважин (при m≥1). При этом в качестве электрической характеристики участков горной породы выбрана величина параметра тока, наводимого в колоннах труб генератором электромагнитных колебаний.
Кроме того, выходы указанных m катушек снабжены полосовыми усилителями сигнала, поступающего на регистратор напряжения, подсоединенный к информационным входам коммутатора, выход которого подсоединен к входу сумматора, подключенного к фильтру, подсоединенному через образцовый усилитель к схеме сравнения с опорным значением напряжения, которым служит выход тороидальной катушки бурящейся скважины. Последнее является гарантией корректного сравнения токов даже при сильных изменениях (скачках) тока, подаваемого в колонну источником переменного тока с блоком модуляции и подачи тока (источник питания).
Выход схемы сравнения подключен к входу технологического контроллера, информационный выход которого подключен к входу блока памяти, а управляющие выходы - к управляющему входу коммутатора и входам блоков сигнализации и управления буровым насосом.
Решение поставленной задачи в предлагаемом изобретении достигается благодаря использованию в качестве контролируемого параметра величины наводимого тока в колоннах труб и использованию электромагнитного канала связи, что приводит к повышению надежности определения относительного положения стволов скважин.
Сущность изобретения поясняется фигурой 1, где представлена общая схема системы контроля процесса взаимного ориентирования стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин, фигурой 2, где дана блочная электронная схема системы, и фигурой 3, где представлена схема устройства для преобразования наводимого тока в колоннах в напряжение (преобразователь).
Система контроля процесса взаимного ориентирования стволов при кустовом бурении нефтяных и газовых скважин (фиг.1) содержит установленный в колонне бурящейся скважины 1 (глубинная часть) источник переменного тока 2 с блоком модуляции и подачи тока в колонну (источник питания), генератор электромагнитных колебаний 3, выполненный в виде установленного над долотом 4 диполя 5 с диэлектрической вставкой 6, разделяющей колонну на верхнюю часть 7 и нижнюю часть 8, и обеспечивающего электромагнитную связь между колонной бурящейся скважины 1 и по меньшей мере с одной эксплуатационной колонной ранее пробуренной скважины 9, и наземную часть, включающую один преобразователь 10 параметра, являющегося функцией электрической характеристики участка цепи, образованной колонной бурящейся скважины 1 и горной породой около дипольной области, в напряжение и m преобразователей 11 параметра, являющегося функцией электрической характеристики участка цепи, образованной эксплуатационной колонной ранее пробуренной скважины 9 и участком горной породы, заключенной между долотом 4 бурящейся скважины 1 и эксплуатационной колонной ранее пробуренной скважины 9, в напряжение, где m - число ранее пробуренных скважин (при m≥1).
1
2
m
Указанные преобразователи 10 и 11 выполнены в виде тороидальной катушки индуктивности (катушка) 12, расположенной коаксиально в верхней части колонны на устье 13 бурящейся скважины 1, и m таких же катушек 12, 12,…, 12, расположенных в верхней части эксплуатационных колонн на устье ранее пробуренных скважин 9, где m - число ранее пробуренных скважин (при m≥1) (фиг.3).
При этом в качестве электрической характеристики участков горной породы выбрана величина параметра тока, наводимого в колоннах труб источником переменного тока 2 (фиг.3).
1
2
m
В электронной схеме системы (фиг.2) выходы указанных m катушек (12, 12, …, 12) подсоединены к информационным входам коммутатора 14, выход которого подсоединен к входу сумматора 15, подключенного к фильтру 16, подсоединенному через образцовый усилитель 17 к схеме сравнения 18 с опорным значением напряжения, которым служит выход катушки 12 бурящейся скважины 1. Последнее является гарантией корректного сравнения токов даже при сильных изменениях (скачках) тока генератора электромагнитных колебаний.
Выход схемы сравнения 18 подключен к входу технологического контроллера 19, информационный выход которого подключен к входу блока памяти 20, а управляющие выходы - к управляющему входу коммутатора 14 и входам блоков 21 сигнализации и управления буровым насосом.
В верхней части колонны ранее пробуренной скважины 9 могут быть расположены одна или несколько установленных друг над другом наземных катушек 12 (на фиг.3 указаны три катушки) с полосовыми усилителями сигнала 22, поступающего на регистратор напряжения 23, соединенный с коммутатором 14. Магнитопровод 24 катушек выполнен в виде цилиндра, высота которого H значительно превышает его толщину d, и установлен коаксиально колонне на устье 13 скважины. Катушка 12 с магнитопроводом 24, преобразователь сигнала 22 и регистратор напряжения 23 образуют преобразователь 10 (11).
Технологический контроллер 19 управляет работой коммутатора 14 в соответствии с заранее запрограммированным алгоритмом опроса эксплуатационных скважин 9. Кроме того, технологический контроллер позволяет идентифицировать номер эксплуатационной скважины, к которой приближается бурящаяся скважина, за счет того, что соответствующий сигнал, поступающий от коммутатора 14, идентифицируется с номером скважины, к обсадной колонне которой приближается долото 4 на минимально близкое расстояние.
Устройство работает следующим образом.
Колонна бурящейся скважины 1 разделена диэлектрической вставкой 6, генератор электромагнитных колебаний выполнен в виде установленного над долотом 4 диполя 5, обеспечивающего электромагнитную связь между колонной бурящейся скважины 1 и по меньшей мере одной эксплуатационной колонной ранее пробуренной скважины 9 (фиг.1).
1
2
m
На забое бурящейся скважины 1 с помощью источника переменного тока 2 с блоком модуляции и подачи тока в колонну труб 1, разделенных диэлектрической вставкой 6, в скважину по трубе 1 подают модулированный информативным (полезным) сигналом ток, который, проходя по колонне 1, генерирует коаксиальное колонне 1 электромагнитное поле, которое создает переменный магнитный поток электромагнитной индукции, пронизывающий витки катушек 12, 12, …, 12 на устье ранее пробуренной скважины 9 и, соответственно, переменную ЭДС на зажимах этой катушки (фиг.3).
Форма снимаемой с катушки ЭДС определяется модулем шифрования скважинного блока измерений (не показано ввиду общеизвестности). Таким образом, полезным сигналом служит изменение напряжения на зажимах катушки, являющегося функцией переменного тока, текущего в колонне бурильных труб, определяемой переменной ЭДС источника переменного тока.
Далее сигнал обрабатывается электронной схемой (фиг.2) и поступает в схему сравнения 18, где сравнивается с опорным значением напряжения, которым служит выход катушки 12 бурящейся скважины 1.
Выход схемы сравнения 18 подключен к входу технологического контроллера 19, информационный выход которого подключен к входу блока памяти 20, а управляющие выходы - к управляющему входу коммутатора 14 и входам блоков 21 сигнализации и управления буровым насосом.
rms
Таким образом, в процессе бурения скважины 1 в пространстве между долотом 3 бурящейся скважины 1 (нижней частью 7 диполя 5) и колонной ранее пробуренной скважины 9 изменяется объем горной породы и, как следствие, изменяются наводимые в эксплуатационной колонне ранее пробуренной скважины 9 токи. Отслеживая изменение эффективных значений токов I:
где
rms
I - эффективное значение токов, A;
I(t) - величина наводимого тока, A;
2
1
(T-T) - временной период интегрирования, не меньший, чем 100 периодов электромагнитных колебаний генератора электромагнитных колебаний, с;
t - время, с;
и сравнивая их с током в колонне труб бурящейся скважины 1, появляется возможность получать информацию о расстоянии между долотом бурящейся скважины 1 и колонной ранее пробуренной скважины 9. Расстояние между скважинами обратно пропорционально току, который измеряется при помощи ЭДС (напряжения) на зажимах катушки.
Исходя из полученной информации, в режиме реального времени производят сравнение значения контролируемого расстояния с априори установленным максимальным значением расстояния и при его достижении производят отключение бурового насоса и/или оперативное оповещение путем звуковой и световой сигнализации.