Определение расстояния магнитными средствами при бурении параллельных скважин

Определение расстояния магнитными средствами при бурении параллельных скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ НА ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящая заявка на изобретение имеет притязание на приоритет предварительной заявки на патент США № 60/822,598 с датой подачи 16 августа 2006, имеющей название "Magnetic Ranging While Drilling Parallel Wells." Настоящая заявка на изобретение может являться родственной заявке на патент США № 11/550839 с датой подачи 19 октября 2006, имеющей название "Method and Apparatus for Locating Well Casings from an Adjacent Wellbore", и заявке на патент США № 11/781,704, с датой подачи 23 июля 2007, имеющей название "Method for Optimizing Magnetic Signals and Detecting Casing."

ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Для бурения, например, пары параллельных скважин 102, 104 для областей применения с использованием гравитационного режима разработки с обработкой пласта паром, ГРОПП (Steam Assisted Gravity Drainage, SAGD), что показано на Фиг.1, использовались различные способы. Важной задачей при бурении таких скважин является достижение соответствующего расположения каждой скважины относительно друг друга. Используемый здесь термин "первая" горизонтальная скважина используют таким образом, что он относится к той скважине 102, которую бурят сначала (и которую в известном уровне техники заканчивают первой) и которая обычно является нижней продуктивной скважиной. В различных вариантах осуществления изобретения бурение "первой" скважины 102 может производиться незадолго перед бурением второй скважины. В отличие от этого термин "вторая" скважина относится к скважине 104, являющейся верхней скважиной, которую в известном уровне техники завершают второй по порядку.

Часто для бурения мелких скважин (глубиной несколько сотен метров) используют буровую установку для наклонного бурения. В буровой установке для наклонного бурения бурильная труба входит в землю под углом приблизительно 45°, поэтому может быть быстро создана скважина под углом 90°, то есть горизонтальная. После бурения в желательной зоне первую скважину 102 заканчивают хвостовиком со щелевидными продольными отверстиями и колонной насосно-компрессорных труб. Хвостовик со щелевидными отверстиями обычно имеет наружный диаметр (НД), равный 7 дюймам или 9-5/8 дюйма. Насосно-компрессорные трубы обычно имеют НД, равный 3-1/2 дюйма, и продолжаются до "носка" скважины. К "пятке" продуктивной скважины также может идти вторая колонна насосно-компрессорных труб.

Со ссылкой теперь на Фиг.2, затем в колонне насосно-компрессорных труб скважины № 1 102 размещают инструмент 202, спускаемый в скважину на тросе. Инструмент 202, спускаемый в скважину на тросе, необходим для определения расстояния между двумя скважинами 102, 104 и их относительного местоположения, то есть для определения информации, необходимой для регулировки направления второй скважины (№ 2) таким образом, чтобы она была параллельной скважине № 1. Компоновка 212 низа бурильной колонны, КНБК (BHA), в скважине № 2 104 содержит инструмент 214 для скважинных измерений в процессе бурения, СИПБ (MWD), и систему 216 для направленного бурения, например, поворотный двигатель с отклоняющим переводником или поворотную систему роторного бурения.

Существует два известных из уровня техники способа магнитной дальнометрии с использованием инструмента, спускаемого в скважину на тросе, внутри насосно-компрессорных труб.

В первом способе инструмент 202, спускаемый в скважину на тросе, формирует магнитное поле (), которое может быть измерено инструментом 214 для СИПБ в скважине № 2 (см. патент США № 5,485,089, RE 36,569, статью A. Kuckes и др. "New Electromagnetic Ranging/Surveying Method for Drilling Parallel Horizontal Twin Wells", SPE Drilling and Completion, June 1966, p.85-90). Инструмент 202, спускаемый в скважину на тросе, содержит большой соленоид, который формирует магнитное поле с известной (заданной) напряженностью и с известным (заданным) распределением поля. Насосно-компрессорные трубы и хвостовик обсадной колонны со щелевидными отверстиями оказывают воздействие на магнитное поле, но их влияние может быть устранено путем калибровки соленоида внутри насосно-компрессорных труб и обсадной колонны того же самого размера, выполняемой на поверхности. Величина измеренного магнитного поля указывает расстояние между этими двумя скважинами 102, 104, а направление магнитного поля указывает их относительные положения.

Теперь, со ссылкой на Фиг.3, во втором способе в переводнике 312, расположенном вблизи надбурового переходника, в скважине № 2 104 установлены сильные постоянные магниты, в то время как инструмент 302, спускаемый в скважину на тросе, содержит магнитометры (см. патент США № 5,589,775, статью T.L. Grills и др. "Magnetic ranging Technologies For Drilling Steam Assisted Gravity Drainage Well Pairs and Unique Well geometries - A Comparison of Technologies", SPE paper 79005, Nov. 4-7, 2002). Постоянные магниты вращаются вместе с надбуровым переходником, создавая, таким образом, вращающееся магнитное поле. Когда надбуровой переходник проходит мимо магнитометров 302, спускаемых в скважину на тросе, вращающиеся магниты 312 создают осциллирующее магнитное поле внутри насосно-компрессорных труб. Расстояние между скважинами 102, 104 получают из изменения магнитного поля с использованием измеренной глубины, на которой находится надбуровой переходник. Этот подход имеет недостаток, заключающийся в том, что магнитный переводник, расположенный вблизи надбурового переходника, расположен между отклоняющим переводником и надбурового переходника, за счет чего уменьшаются возможности системы по регулировке направления скважины.

Были предложены и иные способы, но они не были одобрены при бурении скважин, разрабатываемых в режиме ГРОПП (SAGD).

Система Single Wire Guidance™ ("однопроводная система регулировки направления") (см. патент США № 5,074,365, статью "Collision Avoidance Using a Single Wire Magnetic Ranging Technique at Milne Point, Alaska", C.R. Mallary et al, IADC/SPE paper 39389, March 3-6, 1998) содержит провод 402, служащий носителем электрического тока (I) к "носку" скважины № 1 102, при этом провод 402 является заземленным на обсадную трубу 404 (Фиг.4). Большая часть электрического тока возвращается на поверхность через обсадные трубы 404 и насосно-компрессорные трубы 406; однако на каждом футе вдоль их длины происходит утечка очень малой величины тока в пласт 200. Ток утечки изменяется от одного фута длины до другого фута длины в зависимости от свойств обсадной трубы, цемента и удельного сопротивления пласта. В общем случае обратный ток по обсадным трубам и насосно-компрессорным трубам может быть записан как I'(z), где z - измеренная глубина. Полный ток вдоль скважины № 1 102 равен I-I'(z). Полный ток является малым, изменяющимся и не является хорошо известным. Полный ток создает азимутальное магнитное поле вокруг ствола скважины, которое приблизительно может быть выражено следующим образом:

,

где - радиус-вектор от провода до точки наблюдения, - абсолютное значение вектора , - единичный вектор, указывающий направление от провода до точки наблюдения, - единичный вектор, указывающий направление вдоль оси провода, а Генри/м - магнитная проницаемость вакуума. Это магнитное поле может быть измерено посредством векторных магнитометров в инструменте 214 для СИПБ в скважине № 2 104. Направление на обсадную трубу может быть получено из трех ортогональных компонент магнитного поля. Однако расстояние до обсаженной скважины не может быть определено без точного значения тока утечки в зависимости от глубины, и отсутствует легкий способ получения I'(z).

Способ пассивной магнитной дальнометрии содержит операцию вставки постоянных магнитов внутрь стальной обсадной трубы. Постоянные магниты поочередно намагничены как "север-юг" (N-S) и "юг-север" (S-N) для создания распознаваемого распределения магнитного поля (патент США № 6,991,045). Магнитное поле измеряют магнитометрами для СИПБ, и эту информацию используют для регулировки направления скважины № 2. После этого постоянные магниты должны быть извлечены из обсаженной скважины.

Эти два стандартных способа магнитной дальнометрии, для которых требуется инструмент, спускаемый в скважину на тросе, в обсаженной скважине, являются неэффективными. Поскольку скважина является горизонтальной, то инструмент, спускаемый в скважину на тросе, необходимо постепенно проталкивать к "носку" скважины по мере бурения скважины № 2. Для этого требуется, чтобы скважина № 1 была оснащена оборудованием для непосредственного перемещения инструмента, спускаемого в скважину на тросе, посредством бурильной трубы, или буровыми насосами для спускания его вниз путем прокачки, или гибкими насосно-компрессорными трубами малого диаметра для проталкивания его вниз или спускаемым в скважину на тросе вытягивающим устройством для его извлечения. Все эти способы являются дорогостоящими и требуют наличия дополнительного оборудования на буровой площадке, предназначенного только лишь для перемещения инструмента, спускаемого в скважину на тросе.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На Фиг.1 показана пара параллельных скважин, разрабатываемых в режиме ГРОПП (SAGD) (известный уровень техники).

На Фиг.2 показан инструмент, спускаемый в скважину на тросе, размещенный внутри насосно-компрессорных труб скважины № 1 (известный уровень техники).

На Фиг.3 показана КНБК с наличием сильных постоянных магнитов, установленных в переводнике, расположенном вблизи надбурового переходника, в скважине № 2, а инструмент, спускаемый в скважину на тросе, который расположен в скважине № 1, содержит магнитометры (известный уровень техники).

На Фиг.4 показана система, в которой обеспечивают протекание электрического тока в скважине № 1 (известный уровень техники).

На Фиг.5 показан первый вариант осуществления магнитного инструмента определения расстояния, сконструированного в соответствии с раскрытием сущности настоящего изобретения.

На Фиг.6 показана часть магнитного инструмента для определения расстояния из Фиг.5 со сборочным узлом соленоида, снабженным турбогенератором.

На Фиг.7 показан второй вариант осуществления магнитного инструмента определения расстояния, сконструированного в соответствии с раскрытием сущности настоящего изобретения.

На Фиг.8 показан третий вариант осуществления магнитного инструмента определения расстояния, сконструированного в соответствии с раскрытием сущности настоящего изобретения.

На Фиг.9 показана картина распространения электрического тока для КНБК с наличием магнитного инструмента определения расстояния из Фиг.8 при бурении скважины с проводящим буровым раствором на водной основе.

На Фиг.10 показана схема последовательности операций для первого способа.

На Фиг.11 показана схема последовательности операций для второго способа.

На Фиг.12 показана схема последовательности операций для третьего способа.

На Фиг.13 показана относительная ориентация двух скважин.

На Фиг.14 показано относительное расстояние между двумя скважинами и их относительное положение.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

Раскрытие сущности настоящего изобретения относится к способу бурения двух или большего количества, по существу, параллельных скважин, показанных на Фиг.1 (соответственно, скважин 102 и 104). Способы из настоящего изобретения, сущность которых раскрыта здесь, могут обеспечить повышение эффективности процесса бурения за счет уменьшения времени, в течение которого буровые установки не производят бурение, или за счет устранения необходимости в наличии дополнительного оборудования, которое используют исключительно для перемещения инструмента, спускаемого в скважину на тросе, в обсаженной скважине.

Одной из областей применения являются скважины, разрабатываемые в режиме ГРОПП (гравитационный режим разработки с обработкой пласта паром), который используют для добычи тяжелой нефти, например находящиеся в Канаде. Западная Канада имеет балансовые запасы нефти объемом 2,6 триллиона баррелей. Ежедневная добыча с использованием ГРОПП составляет приблизительно 1 миллион баррелей нефти. В способе ГРОПП производят бурение двух параллельных друг другу горизонтальных скважин, причем расстояние между ними обычно равно 5 метрам. Эти скважины обычно имеют протяженность по горизонтали, равную одному километру или более. Поддержание желательного расстояния между скважинами в пределах 1 метра на таком расстоянии является очень сложной задачей и выходит за пределы возможностей стандартных измерений направления и угла наклона при СИПБ.

Для эффективной добычи нефти в областях применения с использованием ГРОПП необходимо обеспечение малого допустимого отклонения параметров в пространстве между этими двумя скважинами. Пар нагнетают в верхнюю горизонтальную скважину, и он нагревает тяжелую нефть, делая ее менее вязкой. Затем горячая нефть перетекает в нижнюю скважину, и ее выкачивают на поверхность. Поддержание точного расстояния между двумя горизонтальными скважинами при сохранении параллельности этих двух скважин относительно друг друга, и соответствующее расположение верхней скважины над нижней скважиной являются очень важными факторами для получения высокой продуктивности скважины. Две скважины, разрабатываемые в режиме ГРОПП, которые расположены соответствующим образом, могут обеспечивать добычу до 60% нефти, содержащейся в пласте. Россия и Венесуэла имеют месторождения тяжелой нефти, объем которых в каждой из этих стран превышает триллион баррелей, а Соединенных Штаты Америки имеют месторождения тяжелой нефти, объем которых превышает 200 миллиардов баррелей. Скважины, разрабатываемые в режиме ГРОПП, могут представлять собой самое рентабельное средство добычи этих громадных ресурсов.

В раскрытии сущности настоящего изобретения описано бурение и завершение двух или большего количества скважин, выполняемое почти одновременно, что, следовательно, сокращает время бурения приблизительно в два раза при использовании второй буровой установки для установки инструмента, спускаемого в скважину на тросе, в соответствующее положение в обсаженной скважине. Если в настоящее времени для установки инструмента, спускаемого в скважину на тросе, в соответствующее положение используют гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра, насосы или вытягивающее устройство, то больше они не требуются. Способ обеспечивает регулировку направления скважины № 2 параллельно скважине № 1 при одновременном бурении этих двух скважин. Кроме того, одновременная работа двух буровых установок может привести к эксплуатационной эффективности скважин, поскольку персонал и источники снабжения могут быть совместно использованы для двух буровых установок.

Ключевая проблема, решенная в раскрытии сущности настоящего изобретения, состоит в том, каким образом следует расположить скважину № 2 относительно скважины № 1 при одновременном бурении обеих скважин. Одно решение состоит в использовании магнитных средств для определения расстояния между двумя компоновками низа бурильной колонны (КНБК) во время бурения. Одна КНБК может содержать источник магнитного поля, а другая КНБК содержит магнитометры, предназначенные для обнаружения магнитного поля. Скважину № 1 бурят относительно геологии пласта, и она является опережающей относительно скважины № 2 на небольшое расстояние (обычно равное 10-100 м). Например, целесообразными являются расстояния, равные приблизительно 10 м, 20 м или 30 м, так как они соответствуют одной, двум или трем свечам бурильных труб. Скважину № 2 бурят параллельно первой скважине с использованием магнитной дальнометрии.

Несмотря на то, что термины "первая" скважина и "вторая" скважина обычно относятся здесь, соответственно, к нижней продуктивной скважине, которую заканчивают первой, и к расположенной выше непродуктивной скважине, которую заканчивают второй по порядку, в раскрытии сущности настоящего изобретения также могут быть использованы взаимозаменяемые термины "скважина A" и "скважина B", служащие только лишь для ссылки, для проведения различий между скважиной, в которой осуществляют генерацию магнитного поля, и скважиной, в которой производят измерение магнитного поля.

Один из вариантов осуществления изобретения показан на Фиг.5. Скважина № 1 102 снабжена КНБК 510, состоящей из головки 511 бура, поворотного двигателя или поворотной системы 512 роторного бурения, инструмента 513 для СИПБ, предназначенного для телеметрии и для измерений направления и угла наклона, возможно, каротажного устройства для каротажа во время бурения, КВБ (LWD) (который на чертеже не показан), предназначенного для измерения свойств пласта, и соленоида 515, расположенного в воротнике бура. Источником электроэнергии для соленоида 515 могут служить аккумуляторы или турбина, приводимая в действие буровым раствором. Соленоид 515 может быть установлен в узле оправки внутри воротника бура, как показано на Фиг.6, или может быть намотан вокруг наружной части воротника бура. Со ссылкой на Фиг.6, в предпочтительном варианте осуществления изобретения воротник бура 601 является немагнитным для обеспечения возможности более легкого прохождения магнитных полей, формированных соленоидом 515, через стенку 601 воротника бура. Соленоид 515 состоит из магнитного сердечника с очень высокой магнитной проницаемостью, например, из мю-металла, с катушками, намотанными вокруг сердечника. Соленоид 515 может быть заключен внутри немагнитного корпуса 603, выдерживающего высокое давление. Кольцевой канал 605, расположенный между корпусом 603, выдерживающим высокое давление, и воротником бура 601, обеспечивает желоб для бурового раствора. Внутри корпуса 603, выдерживающего высокое давление, также содержится силовая и управляющая электроника 607. Турбина 609, приводимая в действие буровым раствором, может обеспечивать до нескольких киловатт мощности для приведения соленоида в действие. Телеметрическая линия связи с инструментом 513 для СИПБ в КНБК 510 обеспечивает средство передачи данных и команд между соленоидом и инструментом 513 для СИПБ, который может также получать команды с поверхности по нисходящей линии связи.

В вариантах осуществления изобретения, в которых соленоид 515 намотан вокруг наружной части воротника 601 бура, в предпочтительном варианте осуществления изобретения соленоид является немного утопленным для механической защиты. Кроме того, для усиления магнитного поля воротник бура может быть выполнен из магнитного материала.

И вновь со ссылкой на Фиг.5, КНБК № 2 520 (размещенная в скважине № 2 104) содержит головку 521 бура, поворотный двигатель или поворотную систему 522 роторного бурения, инструмент 523 для СИПБ, предназначенный для телеметрии и для измерений направления и угла наклона, и, возможно, каротажное устройство для каротажа во время бурения (КВБ) (на чертеже не показан), предназначенное для измерения свойств пласта. В варианте осуществления изобретения, показанном на Фиг.5, КНБК № 2 520 в предпочтительном варианте содержит трехосный магнитометр, который может быть расположен в инструменте 523 для СИПБ или в ином переводнике.

Теперь будет приведено подробное объяснение способа бурения двух скважин 102, 104. Сначала бурят скважину № 1 102 согласно геологическому строению разреза, и по направлению, и по углу наклону она является опережающей относительно скважины № 2 104. (В альтернативном варианте осуществления изобретения скважина № 1 102 может являться нагнетающей скважиной; их порядок не является существенным для обсуждения раскрытия сущности настоящего изобретения.) Данные из КНБК № 1 510 передают на поверхность, интерпретируют, и при необходимости буровой мастер корректирует траекторию скважины № 1 102 путем передачи команд в поворотную систему 522 роторного бурения или путем ориентации поворотного двигателя. Скважину № 2 104 бурят одновременно со скважиной № 1 102, причем ее магнитометры расположены вблизи от соленоида 515 в КНБК № 1 102. Когда расстояние между соленоидом 515 и инструментом № 1 513 для СИПБ является достаточно большим, то магнитное поле, сформированное соленоидом 515, не будет влиять на магнитометры в инструменте 513 для СИПБ. Если эти два устройства находятся в непосредственной близости, то соленоид 515 должен быть выключен при считывании показаний магнитометра, измеряющего магнитное поле Земли. В альтернативном варианте осуществления изобретения в инструменте 513 для СИПБ может быть использован гироскоп для получения данных об азимутальном направлении.

Ниже приведено описание примера функционирования и сбора данных со ссылкой на Фиг.5 и 10. Приведенное ниже описание содержит операции, которые могут быть опциональными, излишними или могут быть выполнены многими сторонами. Обычно различные работы по техническому обслуживанию одной и той же буровой установки выполняются множеством компаний. Таким образом, подразумевают, что способы ограничены только лишь прилагаемой формулой изобретения.

Способ может содержать операцию остановки процесса бурения и остановки вращения каждой КНБК 510, 520 (операцию 1002). Процесс может быть остановлен в тот момент, когда становится важным, чтобы бурение скважин 102, 104 производилось в точном местоположении. Способ также может быть итерационным, и операция 1002 может представлять собой начало итерации.

Способ может содержать операцию измерения направления и угла наклона для каждой КНБК 510, 520 (операцию 1004). В некоторых вариантах осуществления изобретения такие измерения могут быть выполнены при помощи стандартных средств измерения направления и угла наклона ("D&I"), расположенных в каждой КНБК 510, 520. Например, направление может быть измерено магнитометрами, которые в качестве репера используют магнитное поле Земли, а угол наклона может быть измерен акселерометрами, которые в качестве репера используют направление силы тяжести. Несмотря на то, что удобно и целесообразно измерять направление и угол наклона для обеих КНБК, этот способ может быть также применен при измерении направления и угла наклона только одной КНБК, которыми предпочтительно являются направление и угол наклона первой КНБК 510. Поскольку относительное положение второй КНБК 520 получают из результатов измерений магнитного поля, то измерение направления и угла наклона второй КНБК 520 не является необходимым.

Способ может содержать операцию включения буровых насосов в скважине № 1 102 и приведения в действие соленоида 515 в КНБК № 1 510 (операцию 1006). Буровые насосы могут быть задействованы для гидроимпульсного канала связи, но это не является обязательным, и в некоторых примерах, в которых использованы другие виды телеметрии (например, бурильная труба с проводным каналом связи, электромагнитные импульсы), буровые насосы могут не использоваться.

Способ может содержать операцию измерения магнитного поля от соленоида 515 магнитометрами в скважине № 2 104 при одновременном измерении тока в соленоиде 515 (операцию 1008). В некоторых вариантах осуществления изобретения ток в соленоиде 515 изменяют на обратный полностью для удаления из данных вклада от магнитного поля Земли. Операции измерения электрического тока и магнитного поля показаны здесь для удобства как одна операция; в альтернативном варианте эти измерения могут быть выполнены отдельно.

Способ может содержать операцию передачи результатов измерений из каждой КНБК 510, 520 на поверхность (на Фиг.10 эта операция не показана). Скольжение КНБК вдоль ствола скважины привело бы к получению результатов измерений на нескольких измеренных глубинах.

Способ может содержать операцию анализа данных, полученных из КНБК № 1 510, для определения положения КНБК № 1 510 относительно геологической структуры (операцию 1010). В некоторых вариантах осуществления изобретения эти данные содержат данные оценки параметров продуктивного пласта, собранные другими каротажными устройствами для каротажа во время бурения (КВБ), находящимися в КНБК № 1 510.

Способ может содержать операцию планирования направления и угла наклона для бурения следующего участка скважины № 1 102 (операцию 1012). В некоторых вариантах осуществления изобретения план для первой КНБК № 1 510 основан на необходимости или на желании сохранить определенное положение скважины 102 относительно границ пласта или иных геологических объектов.

Способ может содержать операцию анализа данных, полученных из КНБК № 2 520, для определения ее положения и направления относительно КНБК № 1 510 (операцию 1014). Используют тот же самый анализ, как и в том случае, когда соленоид 515 расположен внутри обсаженной скважины, что является известным для обычных специалистов в данной области техники.

Способ может содержать операцию планирования направления и угла наклона для бурения следующего участка скважины № 2 104 для сохранения параллельности скважины № 2 104 относительно скважины № 1 102 (операцию 1016). Это выполняют исходя из запланированной траектории скважины № 1 102 и положения скважины № 2 104 относительно скважины № 1 102. Эта операция может также обеспечивать учет ошибок в позиционировании скважины № 2 104. Таким образом, путем планирования направления и угла наклона скважины № 2 может быть скомпенсировано неправильное расположение скважины № 2, а также может быть скорректирована запланированная траектория скважины № 1 102.

Способ может содержать операцию возобновления бурения в обеих скважинах 102, 104 (операцию 1018).

Второй пример проиллюстрирован на Фиг.7. КНБК № 1 710 состоит из головки 711 бура, поворотного двигателя или поворотной системы 712 роторного бурения, инструмента 713 для СИПБ, предназначенного для телеметрии и для измерений направления и угла наклона, возможно, каротажного устройства для каротажа во время бурения (КВБ) (который на чертеже не показан), предназначенного для измерения свойств пласта, и, по меньшей мере, одного одноосевого магнитометра 715, расположенного вдоль оси КНБК. В некоторых вариантах осуществления изобретения также может быть полезен трехосный магнитометр.

КНБК № 2 720 содержит головку 721 бура, переводник 725 с постоянными магнитами, поворотный двигатель или поворотную систему 722 роторного бурения, и инструмент 723 для СИПБ, предназначенный для телеметрии и для измерений угла наклона и направления. Постоянные магниты 725 могут быть установлены в надбуровом переводнике, расположенном вблизи головки бура. КНБК № 1 710 является опережающей относительно КНБК № 2 720, поэтому постоянные магниты 725 в КНБК № 2 720 расположены в непосредственной близости от одноосевых магнитометров в КНБК № 1 710 или немного впереди этой точки.

На Фиг.7 и 11 показан иллюстративный пример последовательности выполнения операций и сбора данных. Приведенное ниже описание содержит операции, которые могут быть необязательными, излишними или могут быть выполнены многими сторонами. Обычно различные работы по техническому обслуживанию одной и той же буровой установки выполняются множеством компаний. Таким образом, подразумевают, что способы ограничены только лишь прилагаемой формулой изобретения.

Способ может содержать операцию остановки процесса бурения и остановки вращения каждой КНБК 710, 720 (операцию 1102). Процесс бурения/вращения может быть остановлен в тот момент, когда становится важным, чтобы бурение скважин 102, 104 производилось в точном месте. Способ может также быть итерационным, и операция 1102 может представлять собой начало итерации.

Способ может содержать операцию измерения направления и угла наклона для КНБК № 1 710 (операцию 1104). В некоторых вариантах осуществления изобретения такие измерения могут быть выполнены при помощи стандартных средств измерения направления и угла наклона ("D&I"), расположенных в КНБК 710.

Способ может содержать операцию вращения постоянных магнитов в КНБК № 2 720 при скользящем перемещении КНБК № 2 720 (операцию 1106) и операцию измерения магнитного поля в КНБК № 1 710 в зависимости от измеренной глубины КНБК № 2 720 (операцию 1108). КНБК № 2 720 предпочтительно проскальзывает немного дальше, чем расстояние между скважинами, впереди и позади магнитометров в КНБК № 1 710. Изменение магнитного поля в зависимости от измеренной глубины определяет расстояние между скважинами.

Способ может содержать операцию измерения направления и угла наклона в КНБК № 2 720 во время скольжения КНБК № 2 720 (операцию 1110). В другом примере направление и угол наклона КНБК № 2 720 могут быть измерены в тот момент, когда КНБК № 2 720 является неподвижной, хотя это может увеличивать время этого процесса.

Способ может содержать операцию передачи результатов измерений из каждой КНБК 710, 720 на поверхность (на Фиг.11 эта операция не показана).

Способ может содержать операцию анализа данных, полученных из КНБК № 1 710, для определения положения КНБК № 1 710 относительно геологической структуры (операцию 1112). В некоторых вариантах осуществления изобретения это определение выполняют на основании данных, полученных из каротажных устройств для каротажа во время бурения (КВБ), которые содержатся в КНБК 710.

Способ может содержать операцию планирования направления и угла наклона для бурения следующего участка ствола скважины 102 (операцию 1114). В некоторых вариантах осуществления изобретения план для КНБК № 1 710 основан на необходимости или на желании сохранить определенное положение скважины 102 относительно границ пласта или иных геологических объектов.

Способ может содержать операцию анализа данных, полученных из КНБК № 2720, для определения ее положения и направления относительно КНБК № 1 710 (операцию 1116). Используют тот же самый анализ, как и в том случае, когда магнитометр расположен внутри обсаженной скважины, что является известным для обычных специалистов в данной области техники.

Способ может содержать операцию планирования направления и угла наклона для бурения следующего участка скважины № 2 104 для сохранения параллельности скважины № 2 104 относительно скважины № 1 102 (операцию 1118). Это выполняют исходя из запланированной траектории скважины № 1 102 и положения скважины № 2 104 относительно скважины № 1 102. Эта операция может также обеспечивать учет ошибок в позиционировании скважины № 2 104. Таким образом, путем планирования направления и угла наклона скважины № 2 может быть скомпенсировано неправильное расположение скважины № 2, а также может быть скорректирована запланированная траектория скважины № 1 102.

Способ может содержать операцию возобновления бурения в обеих скважинах 102, 104 (операцию 1120).

В альтернативном варианте способ может включать в себя следующие операции: КНБК № 2 720 удерживают в неподвижном состоянии, а КНБК № 1 710 перемещают путем скольжения назад, одновременно производя измерения магнитного поля, созданного вращающимися магнитами 725, магнитометром 715. КНБК № 2 перемещают на расстояние, приблизительно равное удвоенному расстоянию между скважиной № 1 102 и скважиной № 2. Другие операции способа являются аналогичными тем операциям, краткое описание которых было приведено выше.

Третий пример показан на Фиг.8. КНБК № 1 810 состоит из головки 811 бура, поворотного двигателя или поворотной системы 812 роторного бурения, инструмента 813 для СИПБ, предназначенного для телеметрии и для измерений направления и угла наклона, возможно, каротажного устройства 814 для каротажа во время бурения (КВБ), предназначенного для измерения свойств пласта, и воротника бура 815, снабженного изолированным зазором и способного передавать электрический ток через зазор. Инструмент для электромагнитной телеметрии при СИПБ, например, прибор типа E-Pulse™, может обеспечивать телеметрию, измерения направления и угла наклона (см. патент США № 7,080,699), а также может обеспечивать изолированный зазор 815 для формирования магнитного поля, используемого для измерения расстояния магнитными средствами. Устройство 814 каротажа сопротивления для каротажа во время бурения (КВБ) в КНБК № 1 810 является целесообразным не только для забойной системы контроля и управления параметрами бурения, но также и для способа определения расстояния магнитными средствами, описание которого приведено ниже. Например, прибор типа Periscope15™ помог бы обеспечивать надлежащее расположение скважины № 1 102 относительно слоев пласта, измеряя при этом удельное сопротивление пласта вокруг скважины № 1 102. КНБК № 2 820 содержит головку 821 бура, поворотный двигатель или поворотную систему 822 роторного бурения, инструмент 823 для СИПБ, предназначенный для телеметрии и для измерений направления и угла наклона, и, по меньшей мере, один трехосный магнитометр, который может быть расположен в инструменте 823 для СИПБ.

Как и ранее, скважину № 1 102 бурят согласно геологическому строению разреза, а скважину № 2 104 бурят таким образом, чтобы сохранить конкретное направление и конкретное расстояние от скважины № 1 102. КНБК № 2 820 немного отстает от КНБК № 1 810, поэтому его трехосный магнитометр расположен вблизи манжеты изолированного зазора в КНБК № 1 810.

Создают электрический ток (I(0)) известной амплитуды, частоты и фазы, проходящий через изолированный зазор в КНБК № 1. Инструмент для СИПБ, например инструмент типа E-Pulse™, может создавать электрический ток силой 17 А в диапазоне частот от менее 1 Гц до приблизительно 50 Гц. Инструмент для СИПБ типа E-Pulse™ также может измерять ток в изолированном зазоре и напряжение в зазоре, определяя таким образом среднее удельное сопротивление пласта по длине КНБК.

Когда бурение скважин 102, 104 производят с проводящим буровым раствором на водной основе, БРВО (WBM), то электрический ток течет вдоль КНБК 810 к головке бура, а также течет в радиальном направлении от воротников бура в пласт (см. Фиг.9). Аксиальный ток I(z) уменьшается приблизительно по линейному закону с увеличением расстояния от изолированного зазора 815 и равен почти нулю на торце головки 811 бура. Например, в КНБК № 1 810 электрический ток посередине между изолированным зазором 815 и головкой 811 бура приблизительно равен I(0)/2, где I(0) - электрический ток в изолированном зазоре 815. Электрический ток в КНБК № 1 810 также уменьшается с увеличением расстояния выше изолированного зазора 815, но обычно в более медленной степени.

Когда бурение скважины производят с непроводящим буровым раствором на нефтяной основе, БРНО (OBM), то электрический ток ниже изолированного зазора 815 остается приблизительно постоянным. Большая часть тока выходит из нижней КНБК 810 через торец головки 811 бура, поскольку плотный механический контакт головки бура с пластом, который необходим для бурения, также обеспечивает электрический контакт. В промежутке между изолированным зазором 815 и головкой 811 бура КНБК 810 имеет минимальный электрический контакт с пластом.

При бурении с БРВО либо с БРНО вдоль КНБК № 1 810 течет значительный электрический ток. Изменение этого тока с увеличением расстоянием от изолированного зазора 815 может быть легко оценено в том случае, когда удельное сопротивление пласта и удельное сопротивление бурового раствора являются известными. В любом случае электрический ток в изолированном зазоре может быть точно измерен, и эту информацию передают на поверхность.

Как и в системе Single Wire Guidance™ ("однопроводная система регулировки направления") ток I(z) создает азимутальное магнитное поле с центром в КНБК № 1 810. При бурении с БРВО магнитное поле в поперечной плоскости изолированного зазора 815 (то есть при z=0) задано следующим выражением:

,

где - радиус-вектор от оси КНБК № 1 810 до точки наблюдения, - абсолютное значение вектора , - единичный вектор, указывающий направление от оси КНБК № 1 810 до точки наблюдения, - единичный вектор, указывающий направление вдоль оси КНБК № 1 810. Со ссылкой на Фиг.9, ток (I') возвращается через пласт внутри круга радиуса r, поэтому полный ток внутри круга равен [I(0)-I']. Грубое приближение состоит в том, что электрический ток течет по сферической траектории в пласте. Следовательно, ток на радиусе r вошел в пласт в точке z=r