Результат интеллектуальной деятельности: Способ геонавигации бурильного инструмента и управления его траекторией при проводке скважин в нужном направлении

Предложение относится к буровой технике и предназначено для контроля положения ствола горизонтальной скважины, а именно для геонавигации бурильного инструмента и управления его траекторией при проводке скважин в нужном направлении, в частности наведения забоя скважины на целик нефти, точное положение которого в пласте не было известно и носит случайный характер.

В буровой технике известно средство для контроля положения ствола горизонтальной скважины между кровлей и подошвой пласта - коллектора (пат. РФ №2362012, «Устройство для контроля положения ствола горизонтальной скважины», приор. 21.01.2008, опубл. 20.07.2009). Известное устройство содержит: установленные в непосредственной близости от долота датчики гамма-каротажа (ГК), ориентированные под углом 180° друг к другу, и феррозонд (ФЗ), расположенный под углом 90° к диаметральной оси датчиков ГК, в котором указанные датчики ГК и ФЗ расположены в отдельном измерительном наддолотном модуле с беспроводным электромагнитным каналом связи и снабжены электронной схемой согласования сигналов ФЗ с импульсами датчиков ГК, содержащей: блок управления, коммутатор переключения импульсов датчиков ГК, счетчики импульсов ГК, а также суммарный счетчик импульсов ГК, при этом выход измерительной обмотки ФЗ подключен к входу блока управления, определяющего полярность выходного сигнала ФЗ и связанного с коммутатором, обеспечивающим переключение каналов прохождения импульсов счетчиков ГК в зависимости от полярности выходного сигнала ФЗ в соответствующие счетчики импульсов ГК, обозначенные как: ГК - «верх» или ГК - «низ», выходы которых соединены с суммарным счетчиком импульсов ГК - «сумма», соединенным с измерительной схемой наддолотного модуля.

Известное изобретение повышает оперативность управления процессом проводки при горизонтальном бурении скважин с помощью системы MWD (measurement while drilling - измерения в процессе бурения), в частности, в маломощных пластах.

Недостатком указанного устройства является следующее.

Устройство предназначено для проводки горизонтального ствола скважины по проектной траектории в тонкослоистом нефтенасыщенном пласте с известным его положением в геологическом разрезе или для контроля положения ствола горизонтальной скважины относительно кровли и подошвы пласта - коллектора, что является более простой задачей по сравнению с задачей проводки горизонтальной скважины к месту расположения в пласте локального «целика» нефти, точное местоположение которого в пласте по его мощности и простиранию точно не известно.

Известен эффективный метод выделения локальных целиков нефти в межскважинном пространстве (МСП) с помощью электрического зондирования с дневной поверхности горной породы становлением поля - ЭЗС-Б, с помощью которого точно определяют границы целика нефти (И.А. Яхина. Зондирования становлением электрического поля в ближней зоне (ЭЗС-Б) при оценке нефтенасыщенности Куанбашской площади. // Современные проблемы геофизики. Девятая Уральская молодежная научная школа по геофизике: сборник материалов. Екатеринбург, УрО РАН, 2008).

Известный метод предусматривает расположение на дневной поверхности земли генераторного контура и внутри него измерительных контуров (петель) над предполагаемой площадью нефтенасыщенной зоны в пласте, возбуждение в генераторной петле импульсного зондирующего тока и регистрацию измерительными петлями электродвижущей силы - ЭДС переходных процессов, служащей основанием для вычисления кажущегося удельного электрического сопротивления горной породы, что позволяет определить точные координаты и границы целика нефти в пласте.

Известен способ геоэлектроразведки, в котором над траекторией горизонтальных скважин на время добычи высоковязкой нефти и битумов располагают на дневной поверхности стационарно генераторный контур и внутри него систему измерительных контуров, производят измерения ЭДС переходных процессов, служащей основанием для вычисления кажущегося удельного электрического сопротивления пластов. Во время измерений ЭДС определяют временные задержки, на которых на фоне сигналов, регистрируемых одновременно всеми измерительными контурами, наблюдается контрастный рост наведенной ЭДС, которая соответствует сигналу от металлической обсадной колонны скважины. Привязывают ЭДС на выделенных временных задержках к траектории ее прохождения, используя сигнал от металлической колонны в качестве реперного, с целью привязки результатов измерений по площади и глубине (Пат. РФ №2560997, приор. 09.01.2014, опубл. 09.07.2015).

Известный способ обеспечивает переодическую регистрацию текущего состояния электропроводности горной породы по глубине в режиме мониторинга и позволяет осуществлять экспресс-контроль за динамикой извлечения высоковязких нефтей вдоль профиля горизонтальных скважин в реальном масштабе времени.

Технической задачей, решаемой известным способом, является привязка измеряемой в околоскважинном пространстве ЭДС к траектории горизонтальной скважины, пересекающей продуктивную залежь высоковязкой нефти.

Другая техническая задача возникает при проводке горизонтальной скважины, при которой требуется учитывать геометрические параметры строения пересекаемых пластов (наклон, толщина) с целью точного наведения горизонтального ствола в нужном направлении, в частности наведения забоя скважины на целик нефти, точное положение которого в пласте не известно и носит случайный характер. При этом необходимо привязывать трассу прохождения горизонтальной скважины к текущему состоянию электропрводности горной породы (измеряемой ЭДС), определяющей характер насыщения (нефть, вода) в околоскважинном пространстве.

При определении задачи, решаемой заявленным изобретением, прототипом было выбрано техническое решение по пат. РФ №2362012 «Устройство для контроля положения ствола горизонтальной скважины», содержащее координатную систему MWD управления проводкой ствола бурящейся скважины, работающей на основе бескабельного электромагнитного канала связи.

Задачей предложенного изобретения является создание способа, обеспечивающего повышение точности наведения забоя ствола бурящейся горизонтальной скважины в нужном направлении, в частности проводки горизонтальной скважины к целику нефти, точное местонахождение которого в МСП не определено.

Указанная задача решается тем, что в способе геонавигации бурильного инструмента и управления его траекторией при проводке скважин в нужном направлении, включающем контроль в режиме реального времени за положением бурильного инструмента в МСП при проходке скважин с помощью координатной системы MWD, работающей на базе бескабельного электромагнитного канала связи, одновременно применяют метод ЭЗС-Б, предусматривющий стационарное расположение на поверхности земли над местом предполагаемого нахождения целика нефти в МСП генераторного контура и внутри него измерительных контуров (петель) по всей площади расположения в МСП нефтенасыщенной зоны, возбуждение в генераторной петле импульсного зондирующего тока и регистрацию измерительными петлями электродвижущей силы - ЭДС переходных процессов, служащей основанием для вычисления кажущегося удельного электрического сопротивления горной породы для определения координат и границы целика нефти, занимающего неопределенное положение в МСП, при этом обеспечивают контроль в режиме реального времени за положением бурильного инструмента в МСП при проходке скважины, бурящейся в сторону указанного целика нефти, с учетом координат и границ расположения указанного целика нефти в МСП, определяемого методом ЭЗС-Б, и в процессе производимого контроля вносят в координатную систему MWD для ориентации бурильного инструмента в МСП поправки, обеспечивающие изменение направления в ориентации бурильного инструмента в сторону расположения указанного целика нефти.

На фиг. 1 представлена схема наведения забоя бурящейся скважины в сторону расположения в МСП целика нефти.

На фиг. 2 дана проекция контура целика нефти на дневную поверхность земли, размещения генераторной и измерительной петель системы ЭЗС-Б и проекция горизонтального ствола бурящейся скважины на дневную поверхность земли.

На фиг. 3 представлена блок-схема обработки информационных сигналов, поступающих от координатной системы MWD и системы ЭЗС-Б.

На фиг. 1 изображен продуктивный пласт 1, в котором бурится горизонтальная скважина (ГС) 2 с помощью бурильного инструмента, содержащего координатную систему MWD 3, двигатель 4 с долотом 5. Продуктивный пласт 1 ограничен кровлей 6 и подошвой 7.

В толще пласта 1 на некотором удалении от места забуривания 8 ГС 2 находится целик нефти 10, который расположен от кровли 6 на расстоянии h^цкр, а от подошвы 7 - на расстоянии h^цпод. Задняя граница 11 целика 10 удалена от места забуривания 8 ГС 2 на расстояние ΔL^ц задн. Передняя граница 12 целика нефти удалена от места забуривания 8 ГС 2 на расстояние ΔL^ц перед.

Горизонтальный ствол 9 скважины 2 имеет отклонение от вертикали на зентиный угол α и отход забоя 13 от места забуривания 8 ГС 2 на расстояние ΔL. Угол отклонения забоя 13 от направления север-юг (N-S) в горизонтальной плоскости, который определяет азимут β ствола скважины (фиг. 2).

Положение забоя 13 в скважине находится от кровли 6 на расстоянии h^зкр, а от подошвы 7 на расстоянии h^зпод.

Скважинная часть системы измерения координат MWD 3 забоя 13 функционально связана беспроводным электромагнитным каналом связи с наземной антенной 14 и блоком 15 для измерения и вычисления угловых α, β и линейных ΔL, h^зкр, h^зпод координат. Наземная антенна 14 имеет выходные контакты 16 и 17 (фиг. 2).

Над проекцией целика 10 на земле расположена генераторная петля 18 системы ЭЗС-Б с входными контактами 19 и 20.

Внутри генераторной петли 18 уложены измерительные петли 21, выходы которых с помощью отдельных размыкателей 22 подсоединены к общим контактам 23 и 24 блока 25 измерения и вычисления координат целика нефти 10 (фиг. 3).

Наземная блок-схема 26 обработки информационных сигналов, поступающих от координатной системы MWD и системы ЭЗС-Б (фиг. 3), включает в свой состав блок 15 для измерения и вычисления координат α, β, ΔL, h^зкр, h^зпод. системы MWD 3, входы 16 и 17 которого подключены к наземной антенне 14, а также - блок 25 измерения и вычисления координат: h^цкр, h^цпод, ΔL^ц задн, ΔL^ц перед. целика нефти 10 в пласте 1, его входы 19, 20, 23, 24 подключены к системы ЭЗС-Б.

Блок 15 своим выходом 27 соединен с входом 28 блока 29 сравнения текущих измеренных координат: α, β, ΔL, h^зкр, h^зпод. системы MWD 3 и измеренных координат: h^цкр, h^цпод, ΔL^ц задн, ΔL^ц перед. целика нефти 10 в пласте 1 системы ЭЗС-Б. Выход 27 также соединен с входом 30 блока 31 формирования выходных команд исполнительными устройствами буровой установки (на фиг. не показаны).

Блок 25 измерения и вычисления координат целика нефти 10 своим выходом 32 подсоединен к входу 33 блока 29.

Выход 34 блока 29 соединен с входом 30 блока 35 управления проводкой горизонтальной скважины, с выхода 36 которого поступают выходные сигналы на вход 37 блока 31 формирования выходных команд исполнительными устройствами буровой установки для управления забойными параметрами α, β, ΔL, h^зкр, h^зпод.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

На начальном этапе определяют точные координаты положения целика нефти в МСП при помощи метода ЭЗС-Б, для чего на поверхности земли над предполагаемом местоположением целика нефти в МСП, наличие которого установлено, например, методом межскважинного просвечивания (А.Ф. Косолапов, Г.Г. Сафиуллин, Н.М. Ахметшин. Технология поисков целиков и останцев нефти методом межскважинного сейсмопросвечивания // Сб. трудов НТК. Актуальные проблемы нефтегазового дела. Уфа, УГНТУ, 2006 г., стр. 32-37), стационарно располагают генераторный контур (петля) 18 системы ЭЗС-Б с входными контактами 19 и 20.

Внутри генераторной петли 18 укладывают по схеме на фиг.2 измерительные петли 21, выходы которых с помощью отдельных размыкателей 22 подсоединены к общим контактам 23 и 24 блока 25 измерения и вычисления координат целика нефти 10.

Возбуждают в генераторной петле 18 импульсный зондирующий ток и осуществляют регистрацию измерительными петлями 21 электродвижущей силы - ЭДС переходных процессов, служащей основанием для вычисления по заложенной программе в блоке 25 кажущегося удельного электрического сопротивления пластов для вычисления и определения координат и границы (h^цкр, h^цпод, ΔL^ц задн, ΔL^ц перед.) целика нефти 10 в пласте 1 в МСП. Далее измеренные параметры (h^цкр, h^цпод, ΔL^ц задн, ΔL^ц перед.) поступают на вход 33 блока 29.

На следующем этапе в продуктивном пласте 1, ограниченном кровлей 6 и подошвой 7, бурится горизонтальная скважина 2 с помощью бурильного инструмента, содержащего координатную систему MWD 3, двигатель 4 с долотом 5.

Направление забуривания долота 5 отклонено от вертикали на величину зенитного угла α, а забой по азимуту отклонен от направления N-S (север-юг) на угол β (фиг. 1).

В процессе проводки горизонтального ствола 9 скважины 2 координатная система MWD 3, кроме зенитного угла α и азимута β, контролирует расстояние h^зкр забоя 13 в скважине от кровли 6 и от подошвы 7 - расстояние h^зпод, а также расстояние ΔL от места забуривания 8 горизонтального ствола 9 скважины 2 до забоя 13. При этом все сигналы от координатной системы MWD 3 передаются на поверхность по беспроводному электромагнитному каналу связи и принимаются наземной антенной 14 с выходными контактами 16 и 17, электрически связанными с блоком 15 для измерения и вычисления координат по заложенной программе (фиг. 2).

Блок 15 для измерения и вычисления координат забоя через выход 27 передает данные на вход 28 блока 29 сравнения текущих координат (α, β, ΔL, h^зкр, h^зпод.), измеренных системой MWD 3, с измеренными координатами (h^цкр, h^цпод, ΔL^ц задн, ΔL^ц перед.) целика нефти 10 в пласте 1, поступающими от петель 18 системы ЭЗС-Б из блока 25 на вход 33 блока 29.

Одновременно данные вычисления угловых (α, β) и линейных (ΔL, h^зкр, h^зпод.) координат забоя 13 передаются с выхода 27 блока 15 на вход 30 блока 31 формирования выходных команд исполнительными устройствами буровой установки.

Выход 34 блока 29 соединен с входом 30 блока 35 управления проводкой горизонтальной скважиной, с его выхода 36 данные поступают на вход 37 блока 31 формирования выходных команд исполнительными устройствами буровой установки для управления параметрами α, β, ΔL, h^зкр, h^зпод.

Таким образом, на завершающем этапе контроля и управления траекторией при проводке скважин сложного профиля, в частности проводки горизонтальной скважины к целику нефти, точное местонахождение которого в МСП не известно, в режиме реального времени производят сравнение текущих данных о координатах забоя горизонтальной скважины с данными о координатах целика нефти в пласте, при этом величина их расхождения служит управляющим сигналом для корректировки координат забоя бурящегося ствола горизонтальной скважины в направлении на целик нефти, которая осуществляется при помощи исполнительных механизмов буровой установки.

При сравнении текущих данных о координатах забоя горизонтальной скважины с данными о координатах целика нефти в пласте сопоставляются отдельно угловые (α, β) и линейные (ΔL, h^зкр, h^зпод., h^цкр, h^цпод.) координаты, причем точность наведения забоя 13 обеспечивается при соблюдении условия: и .

Реализацию заявляемого способа можно осуществить с помощью средств, содержащих детекторы интенсивности естественной гамма-активности и систему координатной навигации - MWD, которые обеспечивают проводку горизонтальной скважины (пат. РФ №2362012), одновременно применив методику выделения локальных целиков нефти в межскважинном пространстве (МСП) с помощью электрического зондирования с дневной поверхности горной породы становлением поля - ЭЗС-Б.

Постоянный мониторинг данных в режиме реального времени о координатах забоя горизонтальной скважины в сравнении с данными о координатах целика нефти в пласте позволяет производить более точную наводку забоя бурящейся горизонтальной скважины по направлению расположения целика или останца нефти.