Система бурения параллельных скважин для применений пгд

Система бурения параллельных скважин для применений пгд

Иллюстрации

Показать все

Реферат

В данной заявке заявлен приоритет по предварительной заявке на патент США №61/734711, под названием "SYSTEM FOR DRILLING PARALLEL WELLS FOR SAGD APPLICATIONS", поданной 7 декабря 2012 года, в которой указан Артур Ф. Куке (Arthur F. Kuckes) как автор изобретения, содержание которой включено в данный документ в полном объеме посредством ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Данное изобретение в целом относится к работам по бурению скважин и, в частности, к способам и системам сопровождения бурения нескольких скважин относительно друг друга. Более предпочтительно варианты реализации данного изобретения относятся к способам и системам определения относительного положения целевой скважины, в которой выполняют бурение, с применением магнитного градиентометра в скважине, в которой выполняют бурение, а также к оптимальному размещению электродов эмиттера и возвратных электродов для улучшения определение расстояния по магнитному полю.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Поскольку легкодоступные и легкодобываемые ресурсы углеводородного сырья истощаются, существует повышенный спрос на более усовершенствованные методы добычи. Одним из таких методов является парогравитационный дренаж (ПГД), метод, при котором применяют пар в связи с двумя стволами скважины, расположенными на расстоянии друг от друга. В частности ПГД решает задачу подвижности тяжелой нефти в пласте путем закачки в пласт пара при высоком давлении и высокой температуре или пара высоких параметров. Этот пар высоких параметров снижает вязкость тяжелой нефти с целью повышения добычи. Закачку пара в пласт производят из первой скважины (нагнетательной скважины), которая пробурена выше и параллельно второй скважине (добывающей скважине). Когда вязкость тяжелой нефти в пласте вокруг первой скважины уменьшается, тяжелая нефть стекает в расположенную ниже вторую скважину, из которой данную нефть добывают. Предпочтительно обе скважины бурят на расстоянии всего лишь нескольких метров друг от друга. Размещать нагнетательную скважину необходимо с очень небольшим интервалом расстояния. Если нагнетательная скважина расположена слишком близко к добывающей скважине, добывающая скважина подвергалась бы воздействию очень высоких давления и температуры. Если нагнетательная скважина расположена слишком далеко от добывающей скважины, снижается эффективность метода ПГД. С целью оказания помощи в обеспечении того, чтобы вторую скважину пробурили и разместили на необходимом расстоянии относительно первой скважины, нередко проводят исследование обеих скважин в пласте. Эти методы исследований традиционно называют "определением расстояния".

Одно из решений, издавна задействованных при определении расстояния, состоит в применении дальномерных устройств для непосредственного определения и измерения расстояния между двумя скважинами, когда последняя скважина просверлена. Известные двухскважинные коммерческие методы, при которых применяют оборудование в обеих скважинах (нагнетательной и добывающей), основаны либо на методах вращающихся магнитов, либо на методах наведения по магнитному полю. Однако эти методы являются нежелательными, поскольку требуют двух отдельных и различных бригад для управления оборудованием в каждой скважине, а именно каротажной бригады на добывающей скважине и бригады каротажа в процессе бурения на нагнетательной скважине, что экономически не рентабельно. При одном методе известного уровня техники применяют оборудование только в одной скважине (нагнетательной скважине) для передачи тока в целевую скважину (добывающую скважину), после чего делают абсолютное измерение магнитного поля для расчета расстояния.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Фиг. 1 иллюстрирует буровую систему ПГД в соответствии с определенными иллюстративными вариантами реализации данного изобретения;

Фиг. 2А иллюстрирует схематичный вид переводника скважинного датчика в соответствии с иллюстративным вариантом реализации данного изобретения;

Фиг. 2В и 2С иллюстрируют вид в поперечном сечении переводника скважинного датчика вдоль линий В и С на Фиг. 2А соответственно;

Фиг. 2D иллюстрирует вид в поперечном сечении датчика по оси z;

Фиг. 3 иллюстрирует схематическое отображение соответствующих значений электромагнитного поля и определений символов в соответствии с определенными иллюстративными вариантами реализации данного изобретения;

Фиг. 4 иллюстрирует компоновку низа бурильной колонны и устройство для калибровки инструмента градиента магнитного поля в переводнике скважинного датчика в соответствии с определенными иллюстративными вариантами реализации данного изобретения;

Фиг. 5 иллюстрирует блок-схему калибровочного способа, применяемого к инструменту градиента магнитного поля в соответствии с определенными иллюстративными способами данного изобретения; и

Фиг. 6 иллюстрирует блок-схему компьютерной системы для реализации системы калибровки посредством магнитного градиентометра в соответствии с определенными иллюстративными вариантами реализации данного изобретения.

ОПИСАНИЕ ИЛЛЮСТРАТИВНЫХ ВАРИАНТОВ РЕАЛИЗАЦИИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Далее описаны иллюстративные варианты реализации изобретения и связанные с ними методики в соответствии с данным изобретением, так как они могут быть применены в системе определения расстояния и способе сопровождения бурения нескольких скважин относительно друг друга. В целях ясности в этом документе описаны не все особенности фактической реализации изобретения или методики. Следует, конечно же, иметь в виду, что при разработке любого такого фактического варианта реализации изобретения необходимо принять ряд специфичных для варианта реализации изобретения решений для достижения конкретных целей разработчиков, таких как соответствие связанным с системой или бизнесом ограничениям, которые будут отличаться в различных вариантах реализации изобретения. Кроме того, следует иметь в виду, что такая разработка может быть сложной и затратной по времени, но, тем не менее, не будет представлять сложности для специалистов в данной области техники, извлекающих пользу из ознакомления с данным описанием. Дальнейшие аспекты и преимущества различных вариантов реализации изобретения и связанных с ними методик по данному изобретению станут очевидными из рассмотрения нижеследующего описания и чертежей.

В вышеизложенном описании изобретения могут повторяться номера и/или буквы позиций различных примеров. Это повторение предусмотрено для простоты и ясности и само по себе не устанавливает взаимосвязь между различными описанными вариантами реализации изобретения и/или конфигурациями. К тому же пространственно относительные термины, такие как "под", "ниже", "нижний", "выше", "в верх скважины", "в глубь скважины", "перед (чем-то)", "на выходе (из чего-то)" и тому подобное, могут использоваться в данном документе для простоты описания для описания отношения одного элемента или функции к другому (другим) элементу (элементам) или функции (функциям), как проиллюстрировано на чертежах. Пространственно относительные термины предназначены для охвата различных ориентаций устройства в применении или эксплуатации в дополнение к ориентации, проиллюстрированной на чертежах. Например, если устройство на чертежах переворачивают, элементы, описанные как расположенные "ниже" или "под" другими элементами или функциями, будут ориентированы "над" этими другими элементами или функциями. Таким образом, типовой термин "ниже" может охватывать ориентацию как выше, так и ниже. Устройство может быть ориентировано иным образом (повернуто на 90 градусов или иметь другие ориентации), и пространственно относительные термины, используемые в данном документе, также могут быть интерпретированы соответствующим образом.

Фиг. 1 иллюстрирует буровую систему ПГД 100 в соответствии с иллюстративным вариантом реализации данного изобретения. В этом варианте реализации изобретения целевую скважину 10 бурят с применением любого подходящего метода бурения. Соответственно, целевую скважину 10 обсаживают обсадной колонной 11. Затем бурят нагнетательную скважину 12 с применением КНБК 14, который простирается от башенной вышки 15, как понимают в данной области техники. КНБК 14 может представлять собой, например, компоновку каротажа в процессе бурения ("КПБ"), компоновку измерений в процессе бурения ("ИПБ") или другую требуемую буровую компоновку. Соответственно, КНБК 14 дополнительно содержит буровой двигатель 18 и буровое долото 20. Хотя нагнетательную скважину 12 описывают как впоследствии пробуренную, в других вариантах реализации изобретения целевую скважину 10 и нагнетательную скважину 12 могут бурить одновременно. Кроме того, в еще одном альтернативном варианте реализации изобретения КНБК 14 может быть реализована как применение с каротажной проволокой (без буровой компоновки), выполняющее каротажные работы, что будет понятно тем же специалистам в данной области техники, указанным в данном документе. В этом типовом варианте реализации изобретения КНБК/буровая компоновка 14 содержит переводник скважинного датчика 16, содержащий один или более электромагнитных датчиков и компоновку схем для передачи данных на поверхность и с поверхности, как будет описано более подробно ниже.

В целом способ в соответствии с данным изобретением включает генерирование низкочастотного переменного тока на обсадной колонне 11 целевой скважины 10 путем прямого подключения целевой скважины 10 к источнику электрического тока (например, источнику питания переменного тока) во время периодических перерывов в бурении скважины, в которой выполняют бурение, т.е. нагнетательной скважины 12. Во время этих перерывов измерения проводят на нескольких выбранных интервалах глубины с помощью инструментов вблизи бурового долота 20 в нагнетательной скважине 12, при этом измерения включают величину, направление и радиального градиента магнитного поля, создаваемого протеканием тока по целевой скважине 10. В то же самое время выполняют измерения величины и направления магнитного поля Земли и направления силы притяжения в скважине, в которой выполняют бурение, например, с помощью инструмента ИПБ (измерение в процессе бурения) вдоль КНБК 14 для определения угла крена и наклона буровой скважины. Включая информацию, полученную благодаря стандартным измерениям ИПБ, расстояние и направление между нагнетательной скважиной 12 и целевой скважиной 10, а также направление бурения влево/вправо (если скважины находятся в приблизительно вертикальной плоскости по отношению друг к другу) можно определить, применяя описанные устройство и способ.

Более предпочтительно и в соответствии с определенными иллюстративными вариантами реализации данного изобретения, электрический ток вырабатывается в обсадной колонне 11 целевой скважины 10 путем подачи изменяющегося по времени тока посредством использования источника электрического тока (например, электрода (не проиллюстрирован)), размещенного в целевой скважине 10, или путем непосредственного соединения с расположением либо на поверхности, либо в глубине этой скважины, как проиллюстрировано на Фиг. 1. Ток, вернувшийся на земную поверхность, подают либо путем применения соединения 22 на поверхностный электрод 24 или в находящееся поблизости устье скважины. Соединение 22 может представлять собой, например, изолированный кабельный соединительный электрод 24 (или, например, какой-либо другой источник переменного тока) для электрического соединения 26, подключенного к обсадной колонне 11. Ток, подаваемый в целевую скважину 10, вытекает экспоненциально с некоторым расстоянием от места подачи. Если ток подают в устье скважины, он вытекает экспоненциально из этого места. Если ток подают в скважину 10 от скважинного электрода, ток вытекает в обоих направлениях от этого места, и результирующий ток, доступный для генерирования электромагнитного поля, могут вычислить с помощью известных принципов.

Для усиления тока, подаваемого в целевую скважину 10 вблизи глубины измерения, в эту скважину могут включить изолирующую секцию 28, как проиллюстрировано на Фиг. 1, либо с одной (как проиллюстрировано), либо с обеих сторон (не проиллюстрировано) целевой области исследования. Таким образом, в одном предпочтительном варианте реализации изобретения непроводящий элемент, изолятор, зазор или изолирующая секция обсадной колонны могут быть размещены в целевой скважине перед точкой подачи тока, таким образом выступая в качестве изолирующей секции 28.

Измерительный прибор электромагнитного поля, размещенный в переводнике скважинного датчика 16, чрезвычайно чувствителен к электромагнитным полям и, самое главное, к радиальному градиенту электромагнитного поля в скважине, в которой выполняют бурение (т.е. нагнетательной скважине 12). В одном интересующем применении, т.е. бурении скважин ПГД, радиальный градиент по нагнетательной скважине 12 по существу в около 50 раз меньше, чем само электромагнитное поле, т.е. соотношение 7-метрового желаемого диапазона и диаметрального размера измерительного прибора электромагнитного градиента. Таким образом, измерение расстояния с 5%-ной точностью предпочтительно использует электромагнитные датчики вдоль переводника 16, которые имеют присущую им разрешающую способность 1/1000, стабильность и сигнал для подавления помех. Такая точность не только желательна для требований относительно возможной добычи нефти, но и позволяет буровику бурить не имеющую резкого искривления скважину, т.е. прямой ствол скважины, в отличие от спиралеобразной или s-образной скважины, а также необходима для легкого размещения стальной обсадной колонны в нагнетательной скважине 12.

Применение прямой подачи тока в целевую скважину 10 имеет ряд преимуществ по сравнению со способом индуцирования тока по уровню техники в целевую скважину посредством удаленного электрода или пары электродов, размещенных в скважине, в которой выполняют бурение. Когда ток подают прямо в целевую скважину 10, преобладающее течение тока вблизи электромагнитных датчиков недалеко от бурового долота 20 происходит от тока, протекающего по самой целевой скважине 10. Тем не менее, по уровню техники, когда ток подают в целевую скважину удаленно через пласт геологической среды при помощи электрода или электродов в скважине, которую необходимо пробурить, имеет место обратное, поскольку обычно лишь несколько процентов тока, подаваемого в геологическую среду, передаются в целевую скважину в непосредственной близости от датчиков. Преобладающее течение тока в этом случае происходит в непосредственной близости от датчиков в геологической среде и в скважине, окружающей ствол скважины, в котором выполняют бурение. Из-за аксиальной симметрии вокруг скважины, в которой выполняют бурение, электромагнитное поле, генерируемое токами этой геологической среды, в идеализированной конфигурации равно нулю. Однако, учитывая, что 1 часть в спецификации 1000 измерений, неидеальные характеристики пласта и расположение скважинной буровой компоновки в скважине могут быть неудовлетворительными.

Фиг. 2А иллюстрирует схематичный вид переводника скважинного датчика 16 в соответствии с иллюстративным вариантом реализации данного изобретения. Фиг. 2В и 2С иллюстрируют вид в поперечном сечении переводника скважинного датчика 16 вдоль линий В и С соответственно. Фиг. 2D иллюстрирует вид в поперечном сечении датчика по оси z. Переводник скважинного датчика 16, который в данном документе также называется измерительным прибором электромагнитного поля или магнитным градиентометром, будучи описанным в данном документе, обладает желательными свойствами для выполнения качественного измерения радиального градиента электромагнитного поля. В определенных иллюстративных вариантах реализации изобретения такая система содержит по меньшей мере три электромагнитных датчика управляемого оборудования, отделенные друг от друга, с осями чувствительности, перпендикулярными продольной оси инструмента. Предпочтительно, чтобы система состояла из 8 первичных датчиков 30 компонентов электромагнитного поля, например, из 8 магнитных датчиков или 8 индукционных катушек, как проиллюстрировано на Фиг. 2В и С осями чувствительности, перпендикулярными оси бурения и на максимальном расстоянии в радиальном направлении от оси бурового инструмента, насколько позволит диаметр скважинной буровой компоновки. Эти датчики 30 расположены под 45 градусов относительно друг друга вокруг оси бурения. Такая конфигурация дает оптимизированный ответ на радиальный градиент электромагнитного поля. Кроме того, датчик 32 электромагнитного поля по оси "z" включен в рассмотрение с целью определения относительного направления бурения влево/вправо по отношению к направлению целевой скважины. Регистрация по оси "z" датчика 32 тоже полезна для компенсации влияний осевых составляющих электромагнитного поля, которые могут присутствовать. Датчик 32 оси z перпендикулярен датчикам 30 и параллелен первичной оси измеряющего переводника 16.

Как описано выше, двумя особенностями иллюстративных вариантов реализации данного изобретения являются способ и устройство генерации течения электрического тока в целевой скважине и магнитный градиентометр, размещенный в нагнетательной скважине. В отношении генерирования течения электрического тока в целевой скважине 10 предпочтительна низкая частота (например, около от 1 до 30 герц), при этом электрический ток от 5 до 30 ампер ср. квадр. обеспечивается источником тока 24, проиллюстрированным на Фиг. 1. Возвратный токовый провод (не проиллюстрирован) подключен к отдаленному возвратному электроду (не проиллюстрирован), а ходовой конец - к целевой скважине 10. В определенных вариантах реализации изобретения это может быть достигнуто с помощью прижима в самом устье скважины или заземляющего электрода как можно ближе к устью скважины.

Альтернативный вариант реализации изобретения, как проиллюстрировано на Фиг. 1, применяет изолированный провод 22 и электрод (на электрическом соединении 26), идущий настолько глубоко, насколько приемлемо, в скважину 10 для установления электрического контакта с обсадной колонной исходной или целевой скважины 10. В этом альтернативном варианте реализации изобретения, как указывали выше, дополнительная изолирующая секция 28 в обсадной колонне 11 может также быть включена, чтобы направлять больше тока в ближайшую к глубине измерения зону. В еще одном альтернативном варианте реализации изобретения ток подают в целевую скважину 10 с помощью заземлительного электрода 25 в непосредственной близости к позиции на поверхности целевой скважины 10. Например, на расстоянии 2 км в глубь ствола скважины можно ожидать 3% или более подаваемого тока. Испытания показали, что для скважин, отдаленных друг от друга на небольшом расстоянии, например, 7 метров, этого количества тока достаточно для функционирования устройства магнитного градиентометра по данному изобретению.

Хотя определенные варианты реализации данного изобретения не ограничены конкретным градиентометром электромагнитного поля, один предпочтительный вариант реализации градиентометра электромагнитного поля (т.е. переводник скважинного датчика 16) проиллюстрирован схематически на Фиг. 2A-2D, используя две платы 34, содержащие 8 датчиков 30. Может быть проиллюстрировано, что применение одной платы 34 с 4 симметрично расположенными датчиками 30 (как например, расположенная до входа плата, проиллюстрированная на Фиг. 2В, с 4 датчиками) с равным интервалом около центральной оси приведет к тому, что данные поля магнитного градиента будут иметь "белые пятна" через каждые 90°. Таким образом, в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на Фиг. 2A-2D, 9 датчиков 20, 32 индукционной катушки или феррозонда или их эквивалент расположены на переводнике скважинного датчика 16 с 8 датчиками электромагнитного поля 30 и одного датчика 32 по оси z. Эта иллюстративная конфигурация оптимизирует соотношение сигнал/шум, а также отсеивает нежелательные "мнимые" сигналы, например, те, которые связаны с незначительным течением электрического тока в центральный стержень инструмента.

Датчики индукционной катушки и микропроцессор в блоке ИПБ КНБК 14 генерируют выходные демодулированные напряжения постоянного тока V1…V8 (8 датчиков 30) и VZ (датчик 32), которые представляют собой амплитудные напряжения переменного тока VH1…VHZ, генерируемые электромагнитным полем и усилителями. Датчики 30, или по меньшей мере пары датчиков предпочтительно идентичны. В некоторых вариантах реализации изобретения каждая катушка предпочтительно имеет длину около 0,1 метра и около 100000 витков провода. Каждая катушка предпочтительно соединена с компоновкой схем (не проиллюстрирована), которая содержит низкошумовой, полосовой усилитель с высоким коэффициентом усиления. Напряжения усилителя запитаны индивидуально в скважинный микропроцессор для анализа. Первым этапом в данном анализе является применение синхронного детектирования для генерирования выходных напряжений постоянного тока V1…V8 и VZ для каждого из напряжений переменного тока, при этом эти напряжения пропорциональны амплитуде проекции электромагнитного поля на ось датчика с каждой стороны датчика. Датчики и их усилители вырабатывают напряжения переменного тока VH1…VH8 и VHz, проиллюстрированные на Фиг. 2A-2D, при этом выходные данные числа датчика "х" равны:

Hlocx представляет собой вектор электромагнитного поля, присутствующий в месте х, в котором расположен датчик х, sax представляет собой единичный вектор, указывающий в направлении чувствительности датчика х, а функция dot(y, z) представляет собой векторное скалярное произведение векторов у и z. Gainx представляет собой отношение выходного напряжения усилителя "х" и проекции электромагнитного поля в направлении sax, которое измеряют.

В определенных иллюстративных вариантах реализации изобретения датчики 30 расположены симметрично на плате 34 или платах 34. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения VH1…VH4 прикреплены симметрично на первой плате 34 с расположениями под 90 градусов друг к другу и осями единичных векторов чувствительности sal…са4, каждая из которых находится на расстоянии "ах" от центра переводника бурения 16, как указано. Аналогичным образом, датчики VH5…VH8 крепят симметрично на второй плате 34 с расположениями под 90 градусов друг к другу. Эту вторую плату 34 крепят чуть ниже первой платы 34 таким образом, что, например, датчики 30 второй платы расположены под углом 45 градусов по отношению к датчикам 30 первой платы. Датчик VHz крепят под платами VH1…VH8. Также схематически проиллюстрированы стандартные датчики ИПБ и соответствующие электронные устройства для всей системы. Следует также отметить, что каждая пара датчиков 30 может находиться в одной плоскости, как проиллюстрировано, или в разных плоскостях.

Механическая конструкция этого переводника, как проиллюстрировано на Фиг. 2А, имеет резьбовые соединения 36 для монтажа и демонтажа и стержень 38а и резьбы блока 38b для присоединения к колонне бурильных труб. Соединение центральной оси в переводнике бурения 16 герметизируют уплотнительными кольцами 40, а также оно содержит электрически изолирующую втулку 42 для погашения потока электрического тока по центральной оси переводника 16. Малые электрические токи на наружной оболочке переводника 16, в первом приближении, не производят никакого электромагнитного поля внутри, где расположены датчики 30. Хотя иллюстративная конфигурация датчика и описываемый способ анализа не реагируют на протекание тока по центральному стержню 43, в общем даже незначительный ток на центральном стержне 43 переводника 16 может влиять на режим работы. Поэтому подавление такого течения тока изолирующей втулкой 42 и уплотнительным кольцом 40 является полезным. Следует иметь в виду, что изолирующая втулка 42 образует изоляционный зазор 41 между сердечником 43 и датчиками 30. Кроме того, важно разместить этот датчик в сборе в осесимметричном корпусе 44 с равномерной толщиной стенки. Небольшое течение электрического тока на внешней стенке такого корпуса не генерирует никакого поля внутри, где расположены датчики 30. Переводник также содержит модуль 45, который содержит, в данном примере, датчики (например, датчики управляемого оборудования ИПБ силы притяжения земли), линию передачи данных и интегрированные электронные устройства для всего инструмента.

Фиг. 3 иллюстрирует соответствующие величины электромагнитного поля и определения символов, в соответствии с определенными иллюстративными вариантами реализации данного изобретения. Течение тока, вырабатываемое на целевую скважину 10, генерирует электромагнитное поле в непосредственной близости к электромагнитным датчикам 30. В хорошем приближении это электромагнитное поле циркулирует около целевой скважины 10 в соответствии с известным правилом правой руки. Кроме того, первичное Н0 однородное поле внутри инструмента выражено 1/(2*pi*R), где I представляет собой ток в амперах в целевой скважине напротив датчиков, pi=3,14156, a R представляет собой радиальное расстояние от центра целевой скважины 10 до центра пробуренной скважины 12 (например, нагнетательной скважины) на глубине измерения.

Генерируемое детализированное магнитное поле проиллюстрировано на Фиг. 3. В весьма непосредственной близости к оси измерительного инструмента (т.е. переводника скважинного датчика 16) "циклическое" электромагнитное поле приемлемо представлено разложением поля в "нормальном режиме" в виде суммы двух составляющих. Первая составляющая представляет собой составляющую однородного поля Н0, находящуюся в направлении единичного вектора q, т.е.

Вторая составляющая описывает "коррекцию" поля в связи с фактами о том, что силовые линии поля искривляются и что поле спадает как 1/R. На радиальном расстоянии "а" от центра измерительного инструмента под углом Ars, т.е. углом из радиального вектора блока от целевой скважины 10 до местоположения электромагнитного датчика, корректирующую составляющую поля Н1 определяют по формуле

Выходное напряжение V1 датчика в этом месте определяют по формуле

где dot(H,sa) представляет собой проекцию Н на ось чувствительности sa датчика. Gain представляет собой коэффициент электронного усиления усилителя в сочетании с ответом напряжения катушки и dot(H,sa).

Для представления базовых физических принципов иллюстративного способа реализации изобретения следует рассмотреть схематизированные представления датчиков, проиллюстрированных на Фиг. 2A-2D, и представления электромагнитного поля на Фиг. 3. Фактор "Gain", указанный в Уравнении 4, принимается равным 1 для этого обсуждения. С применением отношений для единичных векторов r, u, sa для идеализированных положений датчиков, как проиллюстрировано на Фиг. 2 и 3, и тригонометрических тождеств могут быть вычислены следующие отношения различных линейных комбинаций синхронно демодулированных напряжений V1…V8, VZ, чтобы в результате получить следующее:

Угол ACurZ определен на Фиг. 4. В этом случае имеется ввиду угол между Hz и Н, как проиллюстрировано на Фиг. 4. Он также является составляющей угла между направлением "бурения" и исходной/целевой скважиной. Вышеприведенные соотношения дают порядок вычисления угла крена Atr между исходной меткой инструмента и r, угла между Hz и Н (угол ACurZ) и расстояния R между инструментом и целевой скважиной, как проиллюстрировано на Фиг. 2A-2D. Направление исходной метки инструмента и направление t, проиллюстрированное на Фиг. 3 в геологической среде, и расположение самого инструмента ИПБ без труда вычисляют с помощью стандартного анализа силы притяжения ИПБ и измерений датчиков магнитного поля геологической среды (которые могут быть получены с помощью модуля 45 на Фиг. 2А). С применением известных принципов векторного сложения эти определения ИПБ могут сочетаться с указанными выше определениями R и углов Atr и ACurZ для определения направления и расположения в пространстве определенной точки источника электромагнитного поля в целевой скважине.

Важно также отметить, что в хорошем приближении малая составляющая z электромагнитного поля или малая "азимутальная" составляющая равномерного поля, циркулирующая в центральном стержне, не оказывает влияния на 5 комбинаций напряжений VHc1, VHs1, VHs2, и VZ, определенных с помощью Уравнения 5.

Со ссылкой на другие важные аспекты описания изобретения, дефекты производства инструментов могут влиять на ответные напряжения V1…V8 VZ. Поскольку точные ответные напряжения V1…V8 VZ необходимы для анализа, определенного Уравнением 5 и Уравнением 6, дефекты инструмента должны быть компенсированы. Обычно этого достигают с помощью способов механической и электрической "калибровки" в инструменте. Однако в определенных иллюстративных вариантах реализации данного изобретения описан более эффективный способ вычисления. Вместо компенсации и калибровки каждого датчика индивидуально, как практикуют по уровню техники, будут описаны общая система и способ относительно измерений ряда напряжений датчика, измеренных в заданном размещении инструмента непосредственно по требуемым величинам, т.е. расстоянию до целевой скважины, направлению к целевой скважине и относительному направлению бурения "влево/вправо", а также осевому направлению целевой скважины. В одном варианте реализации изобретения это будет сделано при помощи матрицы с данными на инструмент ("TIMat"), которая характеризует общее поведение инструмента.

Чтобы проиллюстрировать это иллюстративным способом в соответствии с данным описанием изобретения, будут рассматривать применение способа для инструмента с 9 датчиками. Этот способ по описанию изобретения не ограничен конкретным количеством датчиков и легко адаптируется под инструменты, содержащие иные количества датчиков, такие как, например, 4 или 6 датчиков. Это также применимо, если нет датчика z в составе инструмента. Важным моментом является то, что данный способ базируется только на характеристиках общего поведения инструмента в отношении электромагнитных полей поблизости к нему. Особенности его конструкции, безусловно, влияют на уровень производительности, однако эти особенности конструкции не входят в способ, описываемый для определения интересующих параметров на основании значений ответа напряжения инструмента.

Есть несколько важных моментов, которые следует отметить вначале. Во-первых, датчик вырабатывает напряжение, пропорциональное проекции электромагнитного поля на местоположение датчика на оси чувствительности датчика. Это приводит к тому, что, когда инструмент вращается вокруг своей продольной оси z, в едином электромагнитном поле Н, перпендикулярном оси вращения, вырабатываемое напряжение пропорционально напряженности поля Η и cos(Atr-смещение). Этот угол смещения связан с ориентацией датчика относительно инструмента и его положением в инструменте. Таким образом, напряжение V датчика в таком однородном поле, перпендикулярном оси инструмента, может быть выражено следующим образом:

А, В и С являются коэффициентами пропорциональности, связанными с коэффициентом усиления датчика и расположением, а также ориентацией в инструменте. Важно отметить, что вращение инструмента в однородном поле, перпендикулярном к оси вращения, всегда может быть выражено в виде линейной комбинации терминов, пропорциональных cos(Atr) и sin(Atr).

Аналогичным образом, вращение датчика в градиентной составляющей поля, которая имеет характерную "гиперболическую" форму линий поля, проиллюстрированную на Фиг. 3, приводит к напряжению, пропорциональному линейной комбинации терминов, пропорциональных cos(2*Atr) и sin(2*Atr). Чтобы увидеть, как это происходит, можно взять для примера датчик V, проиллюстрированный на Фиг. 3 во вращении, т.е. угол Atsi варьирует в диапазоне 360 градусов. Когда Atsi равен углу смещения, составляющему около 40 градусов, который на Фиг. 3 указывает на проиллюстрированный датчик "i", Arsi=0. Когда Atr=40 градусов, ось чувствительности sai будет встречно-параллельна силовой линии поля Н1 и будет генерировать напряжение -Vi. Изменение Atsi на 45 градусов, т.е. установка Atr = смещение + 45 градусов, располагает sai перпендикулярно к силовой линии поля, и Vi=0. Когда At r =смещение + 90 градусов, выходной сигнал датчика будет составлять + Vi вольт, потому что и sai, и силовая линия поля сориентированы в одном направлении. Таким образом, когда вращение Atr проходит через 360 градусов, выходное напряжение будет проходить через 720 градусов. Соответственно, напряжение V, выработанное из этой составляющей поля, выраженной "G"=dH/dR, выражено в конечном итоге следующим образом:

В этом случае D и Е представляют собой коэффициенты пропорциональности, относящиеся к элементам конструкции инструмента. Аналогичным образом, если ось чувствительности датчика не перпендикулярна оси z инструмента и присутствует составляющая Hz примененного поля, датчик будет генерировать напряжение, которое не зависит от угла вращения Atr, то есть

На первом этапе данного способа, в соответствии с вышеизложенным, можно записать выходное напряжение датчика V1 в матричной форме в следующем виде:

В этом отношении величины V1c1, V1s1, V1c2, V1s2, V1Hz представляют собой константы инструмента, т.е., в сущности, константы В, С, D, Е и F, рассмотренные выше, применяются к датчику 1. Вектор-строка HcsHz содержит физические величины, характеризующие величины электромагнитного поля (Н и G) и соответствующие углы вращения инструмента (Atr) и ACurZ, т.е. величины, которые в конечном счете определяются по ряду измерений напряжения датчика состояния инструмента, одно из которых представляет собой V1.

Приведенную выше линейную зависимость без труда расширяют с целью включения всех выходных напряжений V1…V8 VZ датчиков, добавляя столбцы следующим образом:

Важно отметить, что данная формулировка не требует конструкции инструмента для точного соответствия идеализированной конфигурации инструмента, как обсуждали в отношении Уравнения 5 и Уравнения 6. Требование заключается в том, чтобы матрица с данными на инструмент (T1Mat) описывала набор математически независимых уравнений.

Если матрица с данными на инструмент ("TIMat"), определенная выше, известна, интересующая вектор-строка, называемая "HcsHz", может быть восстановлена. Указанная выше матрица с данными на инструмент (TIMat) представляет собой таблицу чисел, описывающую ответы напряжения датчика электромагнитного поля на заданное однородное поле + градиентное поле + поле Hz. Числа в первой колонке TIMat выражают напряжение V1 в качестве алгебраически линейной суммы величин H*cos(Atr), H*sin(Atr), G*cos(2*Atr), G*sin(2*Atr) и Hz, как выражено в Уравнении 10. Вторая колонка чисел в TIMat представляет собой коэффициенты для напряжения датчика 2, т.е. V2, и так далее. 1×5 матрица-строка HcsHz прикладных физических величин может быть извлечена из набора измерений |V1 V2…V8 VZ| с применением варианта метода наименьших квадратов. Вектор-строку HcsHz можно вывести путем применения матрицы восстановления (RecMat) к вектору-строке из набора измерения напряжения датчиков, с помощью выражения:

где

Строку 5 по столбцовой матрице 9 RecMat ("матрица восстановления") можно сохранить в процессоре ИПБ, и 5 величин в HcsHz, вычисленные процессором ИПБ для передачи данных на поверхность геологической среды с применением коммуникационной системы данных по стволу скважины ИПБ. Эта форма иллюстративного уравнения, как и другие в этом описании изобретения,