EA030072B1 - Способ автоматического управления и позиционирования автономных скважинных инструментов - Google Patents

Abstract

Способы и устройство для приведения в действие скважинного инструмента в стволе скважины включает в себя получение набора данных или каротажной диаграммы локатора муфт из ствола скважины, коррелирующей записанные магнитные сигналы с измеренной глубиной, и по которой выбирают место в стволе скважины для приведения в действие внутрискважинного устройства. Каротажную диаграмму локатора муфт затем загружают в автономный инструмент. Инструмент программируют для обнаружения муфт, как функции времени, при этом, создавая вторую каротажную диаграмму локатора муфт. Автономный инструмент также сопоставляет обнаруженные муфты с физической сигнатурой по первой каротажной диаграмме локатора муфт и затем автоматически приводит в действие скважинное устройство на выбранном месте на основе корреляции первой и второй каротажных диаграмм локатора муфт.

Description

изобретение относится, в общем, к области перфорирования и обработки подземных пластов для обеспечения добычи из них нефти и газа. Конкретнее, изобретение создает способ дистанционного приведения в действие автономного скважинного инструмента для осуществления перфорирования, изоляции или обработки одного интервала или нескольких интервалов последовательно.

Общее рассмотрение технологии

При бурении нефтяных и газовых скважин ствол скважины выполняют с использованием бурового долота, которое вдавливается вниз на нижнем конце бурильной колонны. После бурения до заданной глубины бурильную колонну и долото удаляют, и ствол скважины крепят с помощью обсадной колонны. При этом образуется кольцевая область между обсадной колонной и окружающими пластами.

Цементирование обычно проводят для заполнения или "тампонирования" кольцевой области с помощью цемента. При этом образуется цементная оболочка. Комбинация цемента и обсадной колонны упрочняет ствол скважины и облегчает изоляцию пластов за обсадной колонной.

Общепринятой является установка нескольких обсадных колонн с последовательно уменьшающимися наружными диаметрами в ствол скважины. Процесс бурения и последующего цементирования обсадных колонн с последовательно уменьшающимися диаметрами повторяют несколько раз до достижения скважиной проектной глубины. Последнюю обсадную колонну, называемую эксплуатационной обсадной колонной, обычно цементируют по месту и перфорируют. В некоторых случаях последней обсадной колонной является хвостовик, то есть, обсадная колонна, не проходящая до поверхности, но подвешенная на нижнем конце предыдущей обсадной колонны.

В процессе заканчивания эксплуатационную обсадную колонну перфорируют на необходимом уровне. Это означает, что простреливают боковые отверстия, проходящие через обсадную колонну и цементную оболочку, окружающую обсадную колонну. При этом создается гидравлическое сообщение между стволом скважины и окружающими подземными интервалами и обеспечивается приток углеводородных текучих сред в ствол скважины. После этого, обычно проводят гидроразрыв пласта.

Гидравлический разрыв пласта состоит из нагнетания вязких текучих сред в подземный интервал при таких высоких давлениях и скоростях что порода коллектора раздвигается и образуется сеть трещин. Текучая среда гидроразрыва является обычно разжижаемым сдвигом неньютоновским гелем или эмульсией. Текучая среда гидроразрыва обычно смешана с зернистым проппантом, таким как песок, керамические шарики, или другие зернистые материалы. Проппант служит для удержания трещины (трещин) открытой после сброса гидравлического давления. Комбинация трещин и нагнетаемого проппанта увеличивает производительность обработанного коллектора.

Для дополнительной интенсификации притока пласта и очистки приствольной зоны скважины в зоне забоя оператор может выбрать "кислотную обработку" пластов. Обработку выполняют с помощью нагнетания раствора кислоты по стволу скважины и через перфорации. Использование раствора кислотной обработки является особенно выгодным, когда пласт содержит карбонатную породу. При проведении работ буровая компания нагнетает концентрированную муравьиную кислоту или другой кислотный состав в ствол скважины и направляет текучую среду в выбранные продуктивные зоны. Кислота помогает растворять карбонатный материал, при этом, открывая поровые каналы, через которые углеводородные текучие среды могут поступать в ствол скважины. Кроме того, кислота помогает растворять буровой раствор, который мог войти в приствольную зону.

Применение гидравлического разрыва пласта и кислотной обработки для интенсификации притока, описанное выше, является рутинной частью работ в нефтяной промышленности в приложении к индивидуальным пластам добычи углеводородов (или "продуктивным зонам"). Такие продуктивные зоны могут занимать до около 60 м (200 футов) общей вертикальной толщины подземного пласта. Когда имеются многочисленные или слойчатые пласты, подлежащие гидравлическому разрыву, или очень толстый нефтегазоносный пласт, например больше около 40 м (135 футов), тогда требуется обработка по более сложным методикам для получения обработки всего проектного пласта. При этом компания-разработчик должна изолировать различные зоны для обеспечения не только перфорирования каждой отдельной зо- 1 030072

ны, но также ее адекватного гидроразрыва и обработки. При таком способе оператор способен направлять текучую среду гидроразрыва и/или интенсификации притока через каждую группу перфораций и в каждую продуктивную зону для эффективного увеличения фильтрационной емкости по всем зонам.

Изоляция различных зон для обработки перед эксплуатацией требует поэтапной обработки интервалов. Это в свою очередь включает в себя использование так называемых способов отвода. В нефтяной промышленности термин "отвод" означает, что нагнетаемая текучая среда отводится от входа в одну группу перфораций так, что текучая среда в основном входит только в одну выбранную продуктивную зону. В случае, если несколько продуктивных зон подлежат перфорированию, требуется выполнение нескольких этапов отвода.

Для изоляции выбранных продуктивных зон различные методики отвода можно использовать в стволе скважины. Известные методики отвода включают в себя использование следующего:

механических устройств, таких как мостовые пробки, пакеры, забойные клапаны, скользящие муфты и комбинации отбойных перегородок/пробок;

уплотнительных шариков;

твердых частиц, таких как песок, керамический материал, проппант, соль, парафины, смолы или другие составы; и

химических систем, таких как загущенные текучие среды, отеленные текучие среды, пены, или текучие среды других химических рецептур.

Данные и другие способы временного блокирования притока текучих сред в заданную группу перфораций или из нее описаны более полно в патенте И.8. Ра!. Νο. 6394184 под названием "МеОюб аиб Аррага1и8 £ог §Ити1айоп о£ Ми1йр1е Рогтайоп 1и1егуак", выдан в 2002 г. Указанный патент полностью включен в данный документ в виде ссылки.

Указанный патент 6394184 также раскрывает различные методики спуска компоновки низа бурильной колонны ("КНБК") в ствол скважины, и затем создания гидравлического сообщения между стволом скважины и различными продуктивными зонами. В большинстве вариантов осуществления КНБК включает в себя различные стреляющие перфораторы, имеющие соответствующие заряды. В большинстве вариантов осуществления, КНБК развертывается в стволе скважины с помощью каротажного кабеля, проходящего от поверхности к компоновке, по которому передаются электрические сигналы на стреляющие перфораторы. Электрические сигналы обеспечивают оператору выполнение подрыва зарядов, при котором образуются перфорации.

КНБК также включает в себя комплект механически приводимых в действие переустанавливаемых устройств фиксации аксиального положения, или клиновой захват. Клиновой захват, показанный в качестве примера, приводится в действие с помощью кругового механизма с байонетными пазами при циклическом приложении аксиальной нагрузки сжатия и растяжения. КНБК дополнительно включает в себя надувной пакер или другой механизм герметизации. Пакер приводится в действие с помощью приложения незначительной сжимающей нагрузки после установки клинового захвата в обсадной колонне. Пакер является повторно устанавливающимся, так что КНБК можно перемещать на различные глубины или места вдоль ствола скважины для изоляции выбранных перфораций.

КНБК также включает в себя локатор муфт обсадной колонны. Локатор муфт обсадной колонны обеспечивает оператору мониторинг глубины или местоположения компоновки для надлежащего подрыва зарядов. После взрыва зарядов с пробиванием обсадной колонны для гидравлического сообщения с окружающей продуктивной зоной КНБК перемещается так, что пакер может быть установлен на новой глубине. Локатор муфт обсадной колонны обеспечивает оператору перемещения КНБК на подходящую глубину относительно вновь выполненных перфораций, и затем изоляцию данных перфораций для гидравлического разрыва пласта и химической обработки.

Каждый из различных вариантов осуществления для КНБК, раскрытый в указанном патенте, включает в себя средство развертывания компоновки в стволе скважины и последующего линейного перемещения компоновки вверх и вниз в стволе скважины. Такое средство линейного перемещения включает в себя колонну гибкой насосно-компрессорной трубы, обычную составную насосно-компрессорную трубу, каротажный кабель, электрический кабель или систему скважинного трактора, прикрепляемые напрямую к КНБК. В любом случае, целью компоновки низа бурильной колонны является обеспечение перфорирования обсадной колонны оператором вдоль различных продуктивных зон, и последующей изоляции соответствующих продуктивных зон так, что текучая среда гидроразрыва может нагнетаться в продуктивные зоны в том же рейсе.

Способы заканчивания скважин, такие как описанные в указанном патенте, требуют использования наземного оборудования. На фиг. 1 показан вид сбоку площадки 100 скважины со скважиной в процессе строительства. На площадке 100 скважины используется известное наземное оборудование 50 для несения скважинных инструментов (не показано) над стволом и в стволе 10 скважины. Скважинными инструментами могут являться, например, стреляющий перфоратор или пробка гидроразрыва.

Оборудование 50 на поверхности вначале включает в себя лубрикатор 52. Лубрикатор 52 образует удлиненное трубное устройство, выполненное с возможностью приема скважинных инструментов (или колонны скважинных инструментов), и ввода их в ствол 10 скважины. В общем, лубрикатор 52 должен

- 2 030072

иметь длину больше длины компоновки стреляющего перфоратора (или другой колонны инструмента) для обеспечения безопасного развертывания компоновки стреляющего перфоратора в стволе 100 скважины под давлением.

Лубрикатор 52 подает колонну инструмента способом, при котором давление в стволе 10 скважины регулируется и поддерживается. С легко доступным существующим оборудованием высота до верха лубрикатора 52 может составлять приблизительно 100 футов (31 м) от поверхности 105 земли. В зависимости от общих требований по длине другие системы подвески лубрикатора (соответствующие целевому назначению буровые установки заканчивания/капитального ремонта) можно также использовать. Альтернативно, для уменьшения общих требований по высоте на поверхности можно использовать систему внутрискважинного лубрикатора аналогичную описанной в патенте И.8. Ра1. Νο. 6056055, выдан 2 мая 2000 г., как часть оборудования 50 на поверхности и в работах заканчивания.

Оборудование 70 устья скважины установлено над стволом 10 скважины на поверхности 105 земли. Оборудование 70 устья скважины используется для селективной герметизации ствола 10 скважины. Во время заканчивания оборудование устья 10 скважины включает в себя различные двухфланцевые компоненты, иногда называемые катушками. Оборудование 70 устья скважины и его катушки используют для регулирования расхода и для гидравлической изоляции во время вышкомонтажных работ, работ интенсификации притока и демонтажных работ.

Катушки могут включать в себя буферную задвижку 72. Буферная задвижка 72 используется для изоляции ствола 10 скважины от лубрикатора 52 или других компонентов над оборудованием 70 устья скважины. Катушки также включают в себя нижнюю главную задвижку 125 гидроразрыва и верхнюю главную задвижку 135 гидроразрыва. Данные нижняя и верхняя главные задвижки 125, 135 гидроразрыва создают системы задвижек для изоляции давления в стволе скважины над и под своими соответствующими местами установки. В зависимости от характерных для площадки условий работы и характера работ по интенсификации притока, возможно одна из данных изолирующих задвижек не требуется или не используется.

Оборудование 70 устья скважины и его катушки могут также включать в себя задвижки 74 нагнетания на боковом отводе. Задвижки 74 нагнетания на боковом отводе обеспечивают место для нагнетания текучих сред интенсификации притока в ствол 10 скважины. Трубная система от наземных насосов (не показано) и емкости (не показано), используемые для нагнетания текучих сред интенсификации притока, соединяются с задвижками 74 нагнетания с использованием подходящих соединительных патрубков и/или соединительных муфт.

Лубрикатор 52 подвешен над стволом 10 скважины на стреле 54 крана. Стрела 54 крана опирается на поверхности 105 земли на основание 56 крана. Основанием 56 крана может являться транспортное средство, обеспечивающее транспортировку части или всей стрелы 54 крана по дорогам. Стрела 54 крана оснащена тросами или канатами 58, используемыми для удержания лубрикатора 52 и манипуляций с ним при установке в нужное положение над стволом 10 скважины и убирании из него. Стрела 54 крана и основание 56 крана выполнены с возможностью несения нагрузки от лубрикатора 52 и любой расчетной нагрузки при выполнении заканчивания.

Как показано на фиг. 1, лубрикатор 52 установлен над стволом 10 скважины. Показан верхний участок ствола 10 скважины. Ствол 10 скважины образует канал 5, проходящий от поверхности 105 земли в подземное пространство 110.

Ствол 10 скважины вначале образован колонной 20. направления. Колонна 20 направления имеет верхний конец 22, герметично соединенный с нижней главной задвижкой 125 гидроразрыва. Колонна 20 направления также имеет нижний конец 24. Колонна 20 направления закреплена в стволе 10 скважины окружающей цементной оболочкой 25.

Ствол 10 скважины также включает в себя эксплуатационную обсадную колонну 30. Эксплуатационная обсадная колонна 30 также закреплена в стволе 10 скважины окружающей цементной оболочкой 35. Эксплуатационная обсадная колонна 30 имеет верхний конец 32, герметично соединенный с верхней главной задвижкой 135 гидроразрыва. Эксплуатационная обсадная колонна 30 также имеет нижний конец (не показано). Понятно, что ствол 10 скважины предпочтительно проходит на некоторое расстояние вглубь от самой нижней зоны или подземного интервала, подлежащего интенсификации притока для размещения отрезка длины скважинного инструмента, такого как компоновка стреляющего перфоратора.

Наземное оборудование 50 также включает в себя каротажный кабель 85. Каротажный кабель 85 проходит через ролик и затем вниз через лубрикатор 52 и несет скважинный инструмент (не показано). Для защиты каротажного кабеля 85 оборудование 70 устья скважины может включать в себя инструмент 76 изоляции каротажного кабеля. Инструмент 76 изоляции каротажного кабеля обеспечивает средство предохранения каротажного кабеля 85 от прямого воздействия насыщенной проппантом текучей среды, нагнетаемой в задвижку 74 нагнетания на боковом отводе в процессе гидроразрыва пласта.

Наземное оборудование 50 также показано с противовыбросовым превентором 60. Противовыбросовый превентор 60 обычно приводится в действие дистанционно в случае сбоев в работе. Лубрикатор 52, стрела 54 крана, основание 56 крана, каротажный кабель 85 и противовыбросовый превентор 60 (и связанные с ними вспомогательные компоненты управления и/или приведения в действие) являются

- 3 030072

стандартным оборудованием известным специалистам в данной области техники заканчивания скважины.

Понятно, что различные позиции наземного оборудования 50 и компонентов оборудования 70 устья скважины являются только иллюстративными. Обычное заканчивание должно включать в себя установку многочисленных задвижек, труб, емкостей, установочных патрубков, соединительных муфт, измерительных приборов, насосов и других устройств. Дополнительно, внутрискважинное оборудование может спускаться в ствол скважины и подниматься из него с использованием электрического кабеля, гибкой насосно-компрессорной трубы или скважинного трактора.

Лубрикатор 52 и другие изделия наземного оборудования 50 используются для развертывания различных скважинных инструментов, таких как пробки гидроразрыва и стреляющие перфораторы. Предпочтительно, настоящие изобретения включают в себя устройства и способы последовательного перфорирования и обработки для интенсификации притока подземного пласта на последовательных интервалах. Такая технология может в данном документе называться "перфорирование точно в срок" (ЛТР). Способ перфорирования точно в срок обеспечивает оператору проведение гидроразрыва в скважине на нескольких интервалах с ограниченным числом подъемов из ствола скважины или вообще без них. Способ является особенно предпочтительным для гидроразрыва в нескольких зонах интенсификация притока плотных газовых коллекторов, имеющих многочисленные линзовые продуктивные зоны из песчаника. Например, способ перфорирования точно в срок в настоящее время используют для извлечения углеводородных текучих сред на промысле Рюеаисе Ъазш.

Технология перфорирования точно в срок является предметом патента И.8. 6543538, под названием "Ме1йоб £ог Тгеайид МиШр1е \Уе11Ъоге 1п1егуа1з". Указанный патент выдан 8 апреля 2003 г. и полностью включен в виде ссылки в данный документ. В одном варианте осуществления указанный патент, в общем, предлагает:

использование перфоратора для перфорирования, по меньшей мере, одного интервала одного или нескольких подземных пластов, пройденных стволом скважины;

закачку текучей среды обработки через перфорации и в выбранный интервал без подъема перфоратора из ствола скважины;

развертывание изделия или активирование вещества в стволе скважины для дистанционного блокирования дополнительного притока текучей среды в обработанные перфорации; и

повторение процесса, по меньшей мере, на еще одном интервале подземного пласта.

Технологии, раскрытые в указанных патентах ...184 и ...538 предлагают обработку для интенсификации притока нескольких продуктивных подземных пластов в одном стволе скважины. В частности, методики: (1) обеспечивают интенсификацию притока нескольких продуктивных зон или интервалов с помощью одного развертывания скважинного оборудования; (2) обеспечивают селективную обработку интенсификации притока для каждой индивидуальной зоны для увеличения дебита скважины; (3) создают отвод между зонами для обеспечения обработки каждой зоны по проекту и без повреждения предыдущих зон; и (4) обеспечивают закачку при обработке для интенсификации притока с относительно высокими расходами для осуществления высокопроизводительной и эффективной интенсификации притока. В результате, данные методики интенсификации притока в нескольких зонах увеличивают отдачу углеводородов из подземных пластов с несколькими подземными интервалами.

Хотя данные методики интенсификации притока в нескольких зонах обеспечивают более высокую производительность процесса заканчивания, они обычно предусматривают использование длинных спускаемых в скважину на каротажном кабеле стреляющих перфораторов. Использование таких стреляющих перфораторов создает различные проблемы, прежде всего, трудности при спуске длинной компоновки стреляющих перфораторов через лубрикатор и в ствол скважины. Кроме того, производительность закачки ограничена, благодаря присутствию каротажного кабеля в стволе скважины во время гидравлического разрыва пласта вследствие трения или сил трения, создаваемых на кабеле абразивной текучей средой гидроразрыва. Дополнительно, краны и оборудование каротажного кабеля, находящиеся на площадке, занимают полезное пространство и создают дополнительные расходы при заканчивании, что снижает общие экономические показатели проекта строительства скважины.

Поэтому, требуется создание скважинных инструментов, которые можно развертывать в стволе скважины без лубрикатора и крановой стрелы. Дополнительно, существует необходимость создания автономных инструментов для развертывания в эксплуатационной обсадной колонне или другом трубном изделии, не имеющих электродистанционного управления с поверхности. Дополнительно, существует необходимость создания способов перфорирования и обработки нескольких интервалов вдоль ствола скважины, не создающих ограничений по производительности насоса.

Сущность изобретения

Компоновки и способы, описанные в данном документе, имеют различные преимущества для разведки и добычи нефти и газа. Первым создан способ приведения в действие скважинного инструмента в стволе скважины. Согласно способу, ствол скважины имеет муфты обсадной колонны, образующие физическую сигнатуру для ствола скважины.

Способ первым включает в себя получение набора данных локатора муфт из ствола скважины. На- 4 030072

бор данных локатора муфт обсадной колонны коррелирует непрерывно записываемые магнитные сигналы с измеренной глубиной. Таким способом выполняют первую каротажную диаграмму локатора муфт для ствола скважины.

Способ также включает в себя выбор места в стволе скважины для приведения в действие внутрискважинного устройства. Скважинное устройство может являться, например, мостовой пробкой, цементной пробкой, пробкой гидроразрыва, или стреляющим перфоратором. Скважинное устройство является частью скважинного инструмента.

Способ дополнительно содержит загрузку первой каротажной диаграммы локатора муфт в процессор. Процессор также является частью скважинного инструмента. Способ затем включает в себя развертывания скважинного инструмента в стволе скважины. Скважинный инструмент проходит муфты обсадной колонны, и обнаруживает муфты обсадной колонны с использованием своего собственного локатора муфт обсадной колонны.

Процессор в скважинном инструменте программируют для непрерывной записи магнитных сигналов при проходе скважинным инструментом муфт обсадной колонны. Таким способом выполняется вторая каротажная диаграмма локатора муфт. Процессор или бортовой контроллер преобразует записанные магнитные сигналы второй каротажной диаграммы локатора муфт с применением оконного статистического анализа. Дополнительно, процессор поступательно сравнивает преобразованную вторую каротажную диаграмму локатора муфт с первой каротажной диаграммой локатора муфт во время развертывания скважинного инструмента для корреляции величин, указывающих местоположения муфт обсадной колонны. Это предпочтительно выполняют с помощью алгоритма сопоставления образцов. Алгоритм коррелирует индивидуальные пики или даже группы пиков, представляющих местоположения муфт обсадной колонны. Кроме того, процессор программируют для распознавания выбранного места в стволе скважины и затем передачи исполнительного сигнала на управляемое скважинное устройство, когда процессор идентифицировал выбранное место.

Способ дополнительно включает в себя передачу исполнительного сигнала. Передача исполнительного сигнала приводит в действие скважинное устройство. Следовательно, скважинный инструмент является автономным, то есть не привязанным к поверхности для приема исполнительного сигнала.

В одном варианте осуществления способ дополнительно содержит преобразование набора данных локатора муфт обсадной колонны для первой каротажной диаграммы локатора муфт.

Преобразование также выполняют с применением оконного статистического анализа. Первую каротажную диаграмму локатора муфт загружают в процессор, как первую преобразованную каротажную диаграмму локатора муфт. В данном варианте осуществления процессор поступательно сравнивает вторую преобразованную каротажную диаграмму локатора муфт с первой преобразованной каротажной диаграммой локатора муфт для корреляции величин, указывающих местоположения муфт обсадной колонны.

В приведенных выше вариантах осуществления применение оконного статистического анализа предпочтительно содержит определение размера окна образца для групп величин магнитного сигнала, и затем вычисление скользящего среднего ш(1+1) для величин магнитного сигнала с течением времени. Скользящее среднее ш(1+1) предпочтительно имеет векторную форму, и представляет экспоненциально взвешенное скользящее среднее для величин магнитного сигнала для окон образца. Применение оконного статистического анализа затем дополнительно содержит определение параметра μ памяти для оконного статистического анализа со скользящим средним, и вычисление скользящей ковариационной матрицы Σ(ί+1) для величин магнитного сигнала с течением времени.

В одном устройстве для способа вычисление скользящей ковариационной матрицы Σ(ί+1) для величин магнитного сигнала содержит

вычисление экспоненциально взвешенного скользящего второго момента Α(ί+1) для величин магнитного сигнала в последнем окне (^+1) образца; и

вычисление скользящей ковариационной матрицы Σ(ί+1) на основе экспоненциально взвешенного второго момента Α(ί+1).

Вычисление экспоненциально взвешенного второго момента А(1+1)выполняют согласно следующему уравнению:

А(/+1) = μΧζ+1) χ [1-(/+1)]⁷ + (1-д) Α(ί),

и вычисление скользящей ковариационной матрицы Σ(ί+1) выполняют согласно следующему уравнению:

Σ (/+1) = А(/+1) - ш(/+1) х [ш(/+1)]^г.

В другом варианте осуществления применение оконного статистического анализа со скользящим средним дополнительно содержит:

вычисление начального остатка Κ(ί) для периода, когда скважинный инструмент развертывают;

вычисление скользящего остатка Κ(ί+1) с течением времени; и

вычисление скользящего порога Τ(ί+1) на основе скользящего остатка Κ(ί+1).

Вычисление начального остатка Κ(ί) предпочтительно выполняют согласно следующему уравне- 5 030072

нию:

где Κ(ΐ) - одно безразмерное число,

γ(ί) - вектор, представляющий совокупность величин магнитного сигнала для настоящего окна (А) образца, и

ш(1-1) - вектор, представляющий среднее для совокупности величин магнитного сигнала для предыдущего окна (А) образца.

Вычисление скользящего порога Τ(ΐ+1) предпочтительно выполняют согласно следующему уравнению:

Т(/+1) = МК(/+1) + 8ТО_Рас1ог х δΤϋΚ(/+1)

где ΜΚ(ΐ) скользящий остаток на предыдущем окне образца, и ΜΚ(ΐ+1) скользящий остаток в текущем окне образца, δΤΏΚ(ΐ+1) стандартное отклонение остатка Κ(ΐ) в текущем окне образца на основе δΚ(ΐ+1), и

δΚ(ΐ+1) второй момент остатка в текущем окне образца. Как отмечается, процессор может выполнять сравнение поступательно преобразованной второй каротажной диаграммы локатора муфт с первой каротажной диаграммой локатора муфт для корреляции величин, указывающих местоположения муфт обсадной колонны с использованием алгоритма сопоставления образцов. В одном аспекте алгоритм сопоставления образцов муфт содержит

установление линии отсчета для глубины по первой каротажной диаграмме локатора муфт, и для времени по

преобразованной второй каротажной диаграмме локатора муфт; расчет начальной скорости νί автономного инструмента;

обновление индекса сопоставления муфты по последнему подтвержденному совпадению муфты, с индексом + для глубины, и ΐ₁ для времени;

определение следующего совпадения муфт обсадной колонны с использованием итеративного процесса сближения;

обновление индекса сопоставления муфт на основе наилучшего вычисленного совпадения; и повторение итеративного процесса.

Расчет начальной скорости ν₁ автономного инструмента может содержать

предположение, что первая глубина ά₁ соответствует первому времени ΐ₁;

предположение, что вторая глубина ά₂ соответствует второму времени ΐ₂; и

вычисление расчетной начальной скорости с использованием следующего уравнения:

С.12 с!1 VI = С — ίγ

Компоновка инструмента для выполнения работы в стволе скважины также предложена в данном документе. Такая работа может представлять, например, заканчивание или капремонт. Также, ствол скважины комплектуется муфтами обсадной колонны, образующими физическую сигнатуру для ствола скважины. Ствол скважины может, если необходимо, иметь короткие звенья или короткие переводники, служащие в качестве подтверждающих маркеров.

В одном варианте осуществления компоновка инструмента первым включает в себя управляемый инструмент. Управляемый инструмент может являться, например, пробкой гидроразрыва, мостовой пробкой, режущим инструментом, накладкой обсадной колонны, цементировочным пакером с обратным клапаном, или стреляющим перфоратором.

Компоновки инструмента также включает в себя локатор муфт обсадной колонны, или датчик локатора муфт. Локатор муфт обсадной колонны определяет местоположение в трубном изделии на основе физической сигнатуры, созданной вдоль трубного изделия. Конкретнее, датчик обнаруживает изменения в магнитном потоке вдоль обсадной колонны, указывающие муфты, и генерирует ток. Физическая сигнатура образуется с помощью разноса муфт вдоль трубного корпуса.

Компоновка инструмента дополнительно содержит бортовой контроллер. Бортовой контроллер имеет хранящуюся в запоминающем устройстве первую каротажную диаграмму локатора муфт. Первая каротажная диаграмма локатора муфт представляет магнитные сигналы, заранее записанные в стволе скважины.

Бортовой контроллер программируют для выполнения функций, описанных выше, в соединении со способом приведения в действие скважинного инструмента. Контроллер предпочтительно выполнен с возможностью передачи исполнительного сигнала на управляемый инструмент, когда датчик локатора муфт идентифицировал выбранное место в стволе скважины относительно муфт обсадной колонны. Например, контроллер непрерывно записывает магнитные сигналы при проходе компоновкой инструмента муфт обсадной колонны с выполнением второй каротажной диаграммы локатора муфт. Контроллер преобразует записанные магнитные сигналы второй каротажной диаграммы локатора муфт с применением оконного статистического анализа со скользящим средним. Контроллер затем поступательно сравнивает преобразованную вторую каротажную диаграмму локатора муфт с первой каротажной диаграммой лока- 6 030072

тора муфт во время развертывания скважинного инструмента для корреляции величин, указывающих местоположения муфт обсадной колонны.

Управляемый инструмент, локатор муфт обсадной колонны, и бортовой контроллер все вместе выполнены с габаритами и устройством, обеспечивающими развертывание в корпусе трубного изделия, как автономного блока. При этом, управляемый инструмент автоматически приводится в действие, не требуя внешней силы или сигнала с поверхности. Вместо этого, бортовой контроллер распознает выбранное место в стволе скважины, и передает исполнительный сигнал на компонент управляемого инструмента, когда контроллер распознает выбранное место. Управляемый инструмент затем выполняет работу в стволе скважины.

Предпочтительно, компоновка инструмента изготовлена из крошащегося материала. Компоновка инструмента саморазрушается в ответ на заданное событие. Таким образом, в случае, если инструмент является пробкой гидроразрыва, компоновка инструмента может саморазрушаться в стволе скважины в назначенное время после установки. В случае, если инструмент является стреляющим перфоратором, компоновка инструмента может саморазрушаться после подрыва перфоратора при достижении выбранного уровня или глубины.

Компоновка инструмента может включать в себя ловильную шейку. Шейка обеспечивает оператору возможность извлечения инструмента в случае прихвата или отказа при подрыве. Компоновка инструмента должна также предпочтительно иметь блок батарей для питания контроллера и компонентов установки инструмента.

В случае, если управляемый инструмент является пробкой гидроразрыва или мостовой пробкой, пробка может иметь эластомерный уплотняющий элемент. Когда инструмент приводится в действие, уплотняющий элемент, который имеет, в общем, конфигурацию кольца расширяется для образования, по существу, непроницаемого для текучей среды уплотнения в трубном изделии на выбранном месте. Пробка может также иметь захват с набором клиньев для удержания компоновки инструмента в нужном положении вблизи выбранного места.

В случае, если управляемый инструмент является стреляющим перфоратором, предпочтительно компоновка стреляющего перфоратора включает в себя систему безопасности для предотвращения преждевременной детонации соответствующих зарядов перфоратора.

Краткое описание чертежей

Для лучшего понимания настоящих изобретений прилагаются некоторые чертежи, диаграммы, графики и/или блок-схемы. Отмечается, вместе с тем, что на чертежах показаны только выбранные варианты осуществления изобретения, не считающиеся ограничивающими объем, поскольку изобретения могут иметь другие равно эффективные варианты осуществления и применения.

На фиг. 1 показан вид сбоку площадки скважины, в которой выполняется заканчивание. Известное наземное оборудование установлено для несения скважинных инструментов (не показано) над стволом и в стволе скважины. Показана известная техника.

На фиг. 2 показан вид сбоку автономного инструмента, который можно использовать для работ в трубах, таких как работы в стволе скважины, без лубрикатора фиг. 1. Показанный инструмент является компоновкой пробки гидроразрыва, сбрасываемой в эксплуатационную обсадную колонну. Компоновка пробки гидроразрыва показана как в положении до приведения в действие, так и приведенной в действие.

На фиг. 3 показан вид сбоку автономного инструмента, который можно использовать для работ в трубах, таких как работы в стволе скважины, альтернативно. Показанный инструмент является компоновкой стреляющего перфоратора. Компоновка стреляющего перфоратора также сброшена в эксплуатационную обсадную колонну, и показана, как в положении до приведения в действие, так и приведенной в действие.

На фиг. 4А показан вид сбоку площадки скважины со стволом для приема автономного инструмента. В стволе скважины выполняют заканчивание, по меньшей мере, в продуктивных зонах "Т" и "и".

На фиг. 4В показан вид сбоку площадки со скважиной фиг. 4А. Здесь ствол скважины принял первую компоновку стреляющего перфоратора в одном варианте осуществления.

На фиг. 4С показан другой вид сбоку площадки со скважиной фиг. 4А. Здесь первая компоновка стреляющего перфоратора фиг. 4В упала в стволе скважины в положение смежное с продуктивной зоной "Т".

На фиг. 4Ό показан другой вид сбоку площадки со скважиной фиг. 4А. Здесь заряды первой компоновки стреляющего перфоратора сдетонировали, вызвав подрыв перфоратора компоновки стреляющего перфоратора. Обсадная колонна вдоль продуктивной зоны "Т" проперфорирована.

На фиг. 4Е показан другой вид сбоку площадки со скважиной фиг. 4А. Здесь текучая среда нагнетается в ствол скважины под высоким давлением, вызывая гидроразрыв пласта в продуктивной зоне "Т".

На фиг. 4Р показан другой вид сбоку площадки со скважиной фиг. 4А. Здесь ствол скважины принимает компоновку пробки гидроразрыва в одном варианте осуществления.

На фиг. 40 показан другой вид сбоку площадки со скважиной фиг. 4А. Здесь компоновка пробки гидроразрыва фиг. 4Р упала в стволе скважины в положение над продуктивной зоной "Т".

- 7 030072

На фиг. 4Н показан другой вид сбоку площадки со скважиной фиг. 4А. Здесь компоновка пробки гидроразрыва приведена в действие и установлена под продуктивной зоной "и". Продуктивная зона "И" расположена над продуктивной зоной "Т".

На фиг. 41 показан другой вид сбоку площадки со скважиной фиг. 4А. Здесь ствол скважины принял вторую компоновку стреляющего перфоратора.

На фиг. 41 показан другой вид сбоку площадки со скважиной фиг. 4А. Здесь вторая компоновка стреляющего перфоратора упала в стволе скважины в положение смежное с продуктивной зоной "и".

На фиг. 4К показан другой вид сбоку площадки со скважиной фиг. 4А. Здесь заряды второй компоновки стреляющего перфоратора сдетонировали, вызвав подрыв перфоратора компоновки стреляющего перфоратора. Обсадная колонна вдоль продуктивной зоны "И" проперфорирована.

На фиг. 4Ь показан другой вид сбоку площадки со скважиной фиг. 4А. Здесь текучая среда нагнетается в ствол скважины под высоким давлением, обуславливая гидроразрыв пласта в продуктивной зоне "и", подлежащей гидроразрыву.

На фиг. 4М дан финальный вид сбоку площадки со скважиной фиг. 4А. Здесь компоновка пробки гидроразрыва поднята из ствола скважины. Кроме того, ствол скважины принимает текучие среды добычи.

На фиг. 5А показан вид сбоку участка ствола скважины. В стволе скважины выполняют заканчивание в нескольких продуктивных зонах, включающих в себя зоны "А", "В" и "С".

На фиг. 5В показан другой вид сбоку ствола скважины фиг. 5А. Здесь ствол скважины принял первую компоновку стреляющего перфоратора. Компоновка стреляющего перфоратора подается насосом вниз по стволу скважины.

На фиг. 5С показан другой вид сбоку ствола скважины фиг. 5А. Здесь первая компоновка стреляющего перфоратора упала в стволе скважины в положение смежное с продуктивной зоной "А".

На фиг. 5Ό показан другой вид сбоку ствола скважины фиг. 5А. Здесь заряды первой компоновки стреляющего перфоратора сдетонировали, вызвав взрыв перфоратора компоновки стреляющего перфоратора. Обсадная колонна вдоль продуктивной зоны "А" проперфорирована.

На фиг. 5Е показан другой вид сбоку ствола скважины фиг. 5А. Здесь текучая среда нагнетается в ствол скважины под высоким давлением, вызывая гидроразрыв пород скелета в продуктивной зоне "А".

На фиг. 5Р показан другой вид сбоку ствола скважины фиг. 5А. Здесь ствол скважины принял вторую компоновку стреляющего перфоратора. Кроме того, уплотнительные шарики сброшены в ствол скважины прежде второй компоновки стреляющего перфоратора.

На фиг. 50 показан другой вид сбоку ствола скважины фиг. 5А. Здесь вторая компоновка пробки гидроразрыва упала в ствол скважины в положение смежное с продуктивной зоной "В." Кроме того, уплотнительные шарики закупорили новообразованные перфорации вдоль продуктивной зоны "А".

На фиг. 5Н показан другой вид сбоку ствола скважины фиг. 5А. Здесь заряды второй компоновки стреляющего перфоратора сдетонировали, вызвав подрыв перфоратора компоновки стреляющего перфоратора. Обсадная колонна вдоль продуктивной зоны "В" проперфорирована. Зона "В" расположена над продуктивной зоной "А". Кроме того, текучая среда нагнетается в ствол скважины под высоким давлением, вызывая гидроразрыв породы скелета в продуктивной зоне "В".

На фиг. 51 дан финальный вид сбоку ствола скважины фиг. 5А. Здесь эксплуатационная обсадная колонна проперфорирована вдоль продуктивной зоны "С". Показаны многочисленные группы перфораций. Кроме того, выполнены гидроразрывы пласта в подземной среде вдоль зоны "С". Уплотнительные шарики поданы обратно на поверхность.

На фиг. 6А и 6В показаны виды сбоку нижнего участка ствола скважины, принимающего компоновку интегрированного инструмента для выполнения работ в стволе скважины. В стволе скважины выполняют заканчивание в одной зоне.

На фиг. 6А, автономный инструмент, представляющий объединенную компоновку пробки и компоновку стреляющего перфоратора, падает в стволе скважины.

На фиг. 6В, пробка компоновки пробки приведена в действие, обеспечивая установку автономного инструмента в стволе скважины на выбранной глубине. Компоновка стреляющего перфоратора готова к подрыву.

На фиг. 7 показана блок-схема последовательности этапов возможного способа заканчивания ствола скважины с использованием автономных инструментов в одном варианте осуществления.

На фиг. 8 показана блок-схема последовательности операций способа приведения в действие скважинного инструмента, в одном варианте осуществления. Способ выполняют в стволе скважины с заканчиванием обсаженного ствола.

На фиг. 9 показана блок-схема последовательности операций способа с признаками алгоритма, который можно использовать для приведения в действие скважинного инструмента согласно способу фиг. 8 в одном варианте осуществления.

На фиг. 10 показана блок-схема последовательности операций способа с этапами, которые можно использовать для применения оконного статистического анализа со скользящим средним, как части алгоритма фиг. 9, в одном варианте осуществления. Применение оконного статистического анализа со

- 8 030072

скользящим средним обеспечивает алгоритм для определения превышения магнитными сигналами в их преобразованном состоянии назначенного порога.

На фиг. 11 показана блок-схема последовательности операций способа для определений, которые выполняют для рабочих параметров в одном варианте осуществления. Рабочие параметры относятся к оконному статистическому анализу.

На фиг. 12 показана блок схема последовательности этапов возможного способа для определений, которые выполняют для дополнительных рабочих параметров в одном варианте осуществления. Этапы относятся к определению порога.

На фиг. 13 показана блок схема последовательности этапов возможного способа вычисления подвижного порога, в одном варианте осуществления. Схема соответствует этапам фиг. 10.

На фиг. 14А и 14В показаны снимки экрана, относящиеся к оконному статистическому анализу настоящих изобретений в одном варианте осуществления.

На фиг. 14 показаны магнитные отклики для локатора муфт обсадной колонны в автономном инструменте при его развертывании на участке ствола скважины. Это является сравнением величины остатка К(1) вдоль ствола скважины. Величина остатка К(1) представляет преобразованный сигнал.

На фиг. 14В показаны отсчеты фиг. 14А применительно к порогу Т(1). Порог Т(1) является скользящей величиной порога.

На фиг. 15 показана блок-схема последовательности этапов способа итеративного сравнения преобразованной второй каротажной диаграммы локатора муфт с первой каротажной диаграммой локатора муфт в одном варианте осуществления. Схема приведена для алгоритма сопоставления образцов муфт фиг. 9.

На фиг. 16 показан снимок экрана для начальных магнитных сигналов каротажа локатора муфт. По оси х фиг. 16 представлена глубина (в футах), по оси у представлена сила сигнала.

На фиг. 17А, 17В, и 17С показаны снимки экрана, демонстрирующие использование алгоритма сопоставления образцов муфт для способа фиг. 15.

На фиг. 17А на графике в прямоугольных координатах показано местоположение муфт по глубине. Линии первой каротажной диаграммы локатора муфт и преобразованной второй каротажной диаграммы локатора муфт, по существу, перекрываются.

На фиг. 17В показаны отсчеты магнитных сигналов вдоль трехфутового участка (0,9 м) ствола скважины. Это данные первой или основной каротажной диаграммы локатора муфт, показанные как функция глубины.

На фиг. 17С показаны отсчеты магнитных сигналов вдоль того же трехфутового участка (0,9 м) ствола скважины для второй каротажной диаграммы локатора муфт. Преобразованная вторая каротажная диаграмма, или остаток(1), наложен на отсчеты сигнала. На фиг. 17С показано использование алгоритма сопоставления образцов муфт с эталоном для способа фиг. 15 в одном варианте осуществления.

На фиг. 18 показаны графики, отражающие использование алгоритма сопоставления образцов муфт с эталоном для способа фиг. 15 в альтернативном варианте осуществления.

Подробное описание некоторых вариантов осуществления Определения

При использовании в данном документе термин "углеводород" означает органическое соединение, которое включает в себя, в основном, если не исключительно, элементы водород и углерод. Углеводороды могут также включать в себя другие элементы, такие как, без ограничения этим, галогены, металлы, азот, кислород, и/или серу. Углеводороды, в общем, делятся на два класса: алифатические, или углеводороды с прямой цепью, и циклические, или углеводороды с замкнутой цепью, включающие в себя циклические терпены. Примеры содержащих углеводород материалов включают в себя любые формы природного газа, нефть, уголь и битум, которые можно использовать, как топливо или переработанными в топливо.

При использовании в данном документе термин "углеводородные текучие среды" относится к углеводороду или смесям углеводородов, которые являются газами или жидкостями.

Например, углеводородные текучие среды могут включать в себя углеводород или смеси углеводородов, которые являются газами или жидкостями в пластовых условиях, в условиях переработки или при окружающих условиях (15°С и давление 1 атм). Углеводородные текучие среды могут включать в себя, например, нефть, природный газ, метан угольных пластов, сланцевое масло, пиролизное масло, пиролитический газ, продукт пиролиза угля и другие углеводороды, находящиеся в газообразном или жидком состоянии.

При использовании в данном документе термины "полученные текучие среды" и "текучие среды добычи" относятся к жидкостям и/или газам, извлеченным из подземного пласта, включающим в себя, например, богатый органическими осадками пласт горной породы. Полученные текучие среды могут включать в себя как углеводородные текучие среды, так и не углеводородные текучие среды. Текучие среды добычи могут включать в себя, без ограничения этим, нефть, природный газ, пиролизное сланцевое масло, сингаз, продукт пиролиза угля, двуокись углерода, сероводород и воду.

При использовании в данном документе термин "текучая среда" относится к газам, жидкостям и

- 9 030072

комбинациям газов и жидкостей, а также к комбинациям газов и твердых веществ, комбинациям жидкостей и твердых веществ и комбинациям газов, жидкостей и твердых веществ.

При использовании в данном документе термин "газ" относится к текучей среде, которая находится газовой фазе.

При использовании в данном документе термин "нефть" относится к углеводородной текучей среде, содержащей, в основном, смесь конденсирующихся углеводородов.

При использовании в данном документе термин "подземный" относится к геологическим пластам, расположенным на глубине под поверхностью земли.

При использовании в данном документе термин "пласт" относится к любой поддающейся определению подземной зоне. Пласт может содержать один или несколько содержащих углеводород слоев, один или несколько не содержащих углеводорода слоев, кровлю и/или подошву пласта любого геологического пласта.

Термины "зона" или "продуктивная зона" относятся к части пласта, содержащей углеводороды. Альтернативно, пласт может являться водоносным интервалом.

Для целей настоящего патента термин "эксплуатационная обсадная колонна" включает в себя колонну хвостовика или любое другое трубное изделие, закрепленное в стволе скважины вдоль продуктивной зоны.

Термин "крошащийся" означает любой материал, который легко дробится, превращается в порошок или ломается на мелкие куски. Термин "крошащийся" охватывает ломкие материалы, такие как керамика.

Термин "фрезеруемый" означает любой материал, который можно бурить или размалывать на куски в стволе скважины. Такие материалы могут включать в себя алюминий, латунь, чугун, сталь, керамику, фенопласт, композит и их комбинации.

Термин "магнитные сигналы" относится к электрическим сигналам, созданным благодаря присутствию магнитного потока, или изменению в магнитном потоке. Такие изменения создают ток, который можно обнаруживать и измерять.

При использовании в данном документе термин "оконный статистический анализ со скользящим средним" означает любой процесс, где выбирают подвижную группу, по существу, смежных величин, и одну или несколько представляющих величин данной группы определяют. Подвижная группа может быть выбрана, например, в назначенные временные интервалы, и характерное значение (значения) может являться, например, средним или ковариационной матрицей.

Термин "каротажная диаграмма локатора муфт" относится к любой каротажной диаграмме муфт обсадной колонны. Если иное не указано в формуле изобретения, термин "каротажная диаграмма" включает в себя как необработанные данные величины сигналов в скважине, так и обработанные величины сигналов.

При использовании в данном документе термин "ствол скважины" относится к отверстию, проходящему под землю, выполненному бурением или вводом трубы под землю. Ствол скважины может иметь, по существу, круглое сечение, или сечение другой формы. При использовании в данном документе термин "скважина" в отношении отверстия в пласте, может использоваться взаимозаменяемо с термином "ствол скважины".

Описание выбранных конкретных вариантов осуществления

Изобретения описаны в данном документе для некоторых конкретных вариантов осуществления. Вместе с тем, хотя следующее подробное описание относится к конкретному варианту осуществления и применения, оно является только иллюстративным и не направлено на ограничение объема изобретений.

В данном документе предложено использовать компоновки инструментов для заканчивания скважины или других работ в стволе скважины, являющиеся автономными. При этом, компоновки инструментов не требуют каротажного кабеля и не нуждаются в ином электродистанционном управлении с поверхности. Способ доставки компоновки инструмента может включать в себя подачу под действием силы тяжести, с помощью насоса и скважинного трактора.

Различные компоновки инструмента, предложенные в данном документе, в общем, включают в себя следующее:

управляемый инструмент;

устройство локации для определения местоположения управляемого инструмента в трубном изделии на основе физической сигнатуры, созданной вдоль трубного корпуса; и

бортовой контроллер, выполненный с возможностью передачи сигнала активирования на управляемый инструмент, когда устройство локации идентифицировало выбранное местоположение инструмента на основе физической сигнатуры.

Управляемый инструмент выполнен с возможностью приведения в действие для выполнения работы в трубном изделии в ответ на сигнал активирования.

Управляемый инструмент, устройство локации, бортовой контроллер все вместе выполнены с габаритами и устройством, делающими возможным их развертывание в стволе скважины, как автономного блока.

- 10 030072

На фиг. 2 показан вид сбоку являющегося примером автономного инструмента 200', который можно использовать для работ в трубе. Показанный инструмент 200' является компоновкой пробки гидроразрыва, и работы в трубе являются заканчиванием ствола скважины.

Компоновку 200' пробки гидроразрыва развертывают в эксплуатационной обсадной колонне 250. Эксплуатационная обсадная колонна 250 выполнена множеством "звеньев" 252, соединяющихся резьбой в муфтах 254. Заканчивание ствола скважины включает в себя нагнетание текучих сред в эксплуатационную обсадную колонну 250 под высоким давлением.

На фиг. 2 компоновка пробки гидроразрыва показана как в положении до приведения в действие, так и приведенной в действие. Компоновка пробки гидроразрыва показана в положении до приведения в действие позицией 200' и приведенной в действие позицией 200". Стрелка "I" указывает перемещение компоновки 200' пробки гидроразрыва в ее положении до приведения в действие вниз на место в эксплуатационной обсадной колонне 250, где компоновка пробки гидроразрыва 200" приведена в действие. Компоновка пробки гидроразрыва описана ниже в основном со ссылкой на ее положение до приведения в действие, позиция 200'.

Компоновка 200' пробки гидроразрыва первым включает в себя корпус 210' пробки. Корпус 210' пробки должен предпочтительно образовывать эластомерный уплотняющий элемент 211' и захват 213' с набором клиньев. Эластомерный уплотняющий элемент 211' механически расширяется в ответ на сдвиг в муфте или другим средством, известным в технике. Клиновой захват 213' перемещается наружу от компоновки 200' вдоль клиньев (не показано), разнесенных радиально вокруг компоновки 200'. Предпочтительно, клиновой захват 213' также поджимается наружу вдоль клиньев в ответ на сдвиг той же муфты или другим средством, известным в технике. Клиновой захват 213' выдвигается радиально "вдавливаясь" в обсадную колонну, когда приведен в действие, закрепляя компоновку пробки 200' в нужном положении. Примерами существующих пробок с подходящим конструктивным исполнением являются διηίΐΐι СорретЬеаб ЭгШаЫс Впбдс Р1ид и НаШЪийоп Рак ИтШ® Ргас Р1ид.

Компоновка 200' пробки гидроразрыва также включает в себя установочный инструмент 212'. Установочный инструмент 212' должен приводить в действие клиновой захват 213' и эластомерный уплотняющий элемент 211' и линейно перемещать их вдоль клиньев для контакта с окружающей обсадной колонной 250.

В приведенной в действие компоновке 200" пробки корпус 210" пробки показан в расширившемся состоянии. При этом, эластомерный уплотняющий элемент 211" расширяется, входя в герметичный контакт с окружающей эксплуатационной обсадной колонной 250, и клиновой захват 213" расширяется, входя в механический контакт с окружающей эксплуатационной обсадной колонной 250. Уплотняющий элемент 211" содержит уплотняющее кольцо, а клиновой захват 213" имеет канавки или зубья, "вдавливающиеся" во внутренний диаметр обсадной колонны 250. Таким образом, в компоновке 200" инструмента корпус 210" пробки, состоящий из уплотняющего элемента 211" и клинового захвата 213" образует управляемый инструмент.

Компоновка 200' пробки гидроразрыва также включает в себя локатор 214 местоположения. Локатор 214 местоположения служит устройством локации для определения местоположения компоновки 200' инструмента в эксплуатационной обсадной колонной 250. Конкретнее, локатор 214 местоположения обнаруживает присутствие объектов или "метки" вдоль ствола скважины 250, и в ответ генерирует сигналы глубины.

На фиг. 2 объекты 254 являются муфтами обсадной колонны. Это означает, что локатор 214 местоположения является локатором муфт обсадной колонны, известным в отрасли, как "локатор муфт". Локатор муфт обсадной колонны определяет местоположение муфт 254 обсадной колонны при перемещении в эксплуатационной обсадной колонне 250. Хотя на фиг. 2 локатор 214 местоположения показан схематично, как один локатор муфт обсадной колонны, понятно, что локатор 214 местоположения может представлять собой группу локаторов муфт.

Как локатор муфт обсадной колонны, локатор 214 местоположения измеряет величину магнитного сигнала при прохождении через эксплуатационную обсадную колонну 250. Данные величины магнитного сигнала должны флуктуировать в зависимости от толщины окружающего трубного изделия. Когда локатор муфт пересекает муфты 254, величина магнитного сигнала должна возрастать. Магнитные сигналы записываются, как функция глубины.

Оператор может заранее спустить локатор муфт обсадной колонны в ствол скважины для получения исходных каротажных диаграмм локатора муфт. Исходная каротажная диаграмма коррелирует местоположение муфт обсадной колонны с измеренной глубиной. Следовательно, место приведения в действие скважинного инструмента можно определить с помощью привязки к числу муфт, присутствующих на пути к необходимому месту. Полученную в результате каротажную диаграмму локатора муфт преобразуют в подходящий набор данных, состоящий из численных величин, представляющих магнитные сигналы. Набор цифровых данных затем загружают в контроллер 216, как первую каротажную диаграмму локатора муфт.

Также отмечается, что каждый ствол скважины имеет свой собственный уникальный разнос муфт обсадной колонны. Данный разнос создает отличительный признак, или физическую сигнатуру. Физиче- 11 030072

скую сигнатуру можно предпочтительно использовать для запуска компоновки 200' пробки гидроразрыва в ствол 100 скважины и приведения в действие компоновки 200' пробки гидроразрыва без передачи электрических сигналов или механического управления с поверхности.

Компоновка 200' пробки гидроразрыва также включает в себя бортовой контроллер 216. Бортовой контроллер 216 обрабатывает сигналы глубины, генерируемые локатором 214 местоположения. В одном аспекте бортовой контроллер 216 программируют для подсчета муфт 254 обсадной колонны при перемещении скважинного инструмента 200' вниз по стволу скважины. Альтернативно, бортовой контроллер 216 программируют для записи величин магнитного сигнала, и затем преобразования их с использованием оконного статистического анализа со скользящим средним. Это представляет преобразованный второй набор данных локатора муфт обсадной колонны. Бортовой контроллер 216 идентифицирует пики сигнала, и сравнивает их с пиками данных первого каротажа локатора муфт для соответствия муфтам обсадной колонны. В любом случае контроллер 216 передает исполнительный сигнал на компоновку 200' пробки гидроразрыва, когда достигнута выбранная глубина. Конкретнее, исполнительный сигнал обуславливает установку уплотняющего элемента 211" и клинового захвата 213".

В некоторых случаях эксплуатационную обсадную колонну 250 можно специально сконструировать с так называемыми короткими звеньями, то есть, выбранными звеньями с длиной только, например, 15 футов (4,6 м), или 20 футов (6,1 м), в отличие от "стандартной" длины, выбранной оператором для заканчивания скважины, такой как 30 футов (9,2 м). В данном случае бортовой контроллер 216 может использовать неравномерный разнос, созданный короткими звеньями, как средство проверки или подтверждения местоположения в стволе скважины, когда компоновка 200' пробки гидроразрыва перемещается через эксплуатационную обсадную колонну 250.

Методики для обеспечения контроллера 216 информацией по местоположению автономного инструмента в обсаженном стволе скважины описаны с дополнительными подробностями ниже. Методики обеспечивают идентификацию бортовым контроллером 216 последней переходной муфты перед передачей исполнительного сигнала. Следовательно, управляемый инструмент приводится в действие, когда контроллер 216 определяет, что автономный инструмент прибыл на конкретную глубину смежную с выбранной продуктивной зоной. В примере фиг. 2 бортовой контроллер 216 активирует пробку 210" гидроразрыва и установочный инструмент 212", обуславливая остановку перемещения компоновки 200" пробки гидроразрыва, и ее установку в эксплуатационной обсадной колонне 250 на необходимой глубине или месте.

В одном аспекте бортовой контроллер 216 включает в себя таймер. Бортовой контроллер 216 программируют для высвобождения пробки 210" гидроразрыва после назначенного времени. Это можно выполнять, создавая реверс муфты в установочном инструменте 212". Компоновку 200" пробки гидроразрыва можно затем подавать назад на поверхность и извлекать через шлюзовую камеру снаряда очистки труб (не показано) или другое такое устройство. Альтернативно, бортовой контроллер 216 можно программировать для приведения в действие после назначенного периода времени запала детонационного устройства, которое затем обеспечивает взрыв и саморазрушение компоновки 200" пробки гидроразрыва. Детонационное устройство может являться детонирующим шнуром, таким как детонирующий шнур Ргипасогб®. В данном устройстве вся компоновка 200" пробки гидроразрыва изготовлена из крошащегося материала, такого как керамика.

Другие устройства для автономного инструмента кроме компоновки 200'/200" пробки гидроразрыва можно использовать. На фиг. 3 показан вид сбоку альтернативного устройства для автономного инструмента 300', которое можно использовать для работы в трубных изделиях. Показанный инструмент 300' является компоновкой стреляющего перфоратора.

На фиг. 3, компоновка стреляющего перфоратора показана как в положении до приведения в действие, так и приведенной в действие. Компоновка стреляющего перфоратора показана в положении до приведения в действие позицией 300', и показана приведенной в действие позицией 300". Стрелка "I" указывает перемещение компоновки 300' стреляющего перфоратора в положении перед приведением в действие (или спуска в скважину), вниз к месту в стволе скважины, где компоновка 300" стреляющего перфоратора приведена в действие, положение 300". Компоновка стреляющего перфоратора описана ниже в основном со ссылкой на ее положение до приведения в действие, позиция 300', поскольку положение 300" приведения в действие, означает полное разрушение компоновки 300'.

Компоновку 300' стреляющего перфоратора также развертывают в эксплуатационной обсадной колонне 350. Эксплуатационная обсадная колонна 350 образована из множества "звеньев" 352, свинченных в муфтах 354. Заканчивание ствола скважины включает в себя перфорирование эксплуатационной обсадной колонны 350 на различных выбранных интервалах с использованием компоновки 300' стреляющего перфоратора. Использование компоновки 300' описано более подробно ниже и показано на фиг. 4А-4М и 5Α-5Ι.

Компоновка 300' стреляющего перфоратора, если необходимо, включает в себя ловильную шейку 310. Ловильная шейка 310 выполнена с размерами и конфигурацией для стыковки со скважинным ловильным инструментом (не показано). Ловильная шейка 310 обеспечивает оператору извлечение компоновки 300' стреляющего перфоратора в маловероятном случае прихвата в обсадной колонне 352 или не

- 12 030072

срабатывания детонации.

Компоновка 300' стреляющего перфоратора также включает в себя стреляющий перфоратор 312. Стреляющий перфоратор 312 может являться перфоратором селективного подрыва, например, с подрывом 16 зарядов. Перфоратор 312 имеет соответствующий заряд, который взрывается, обеспечивая производство перфоратором 312 взрывов, направленных в окружающую эксплуатационную обсадную колонну 350. Обычно стреляющий перфоратор 312 содержит колонну кумулятивных зарядов, распределенных по длине перфоратора и ориентированных согласно необходимым техническим условиям. Заряды предпочтительно соединены с одним детонирующим шнуром для обеспечения одновременной детонации всех зарядов. Примеры подходящих стреляющих перфораторов включают в себя Ргас Перфоратор™ компании §сЫ1итЬегдег, и О-Рогее® компании НаШЬийоп.

Компоновка 300' стреляющего перфоратора также включает в себя локатор 314' местоположения. Локатор 314' местоположения работает аналогично локатору 214 местоположения для компоновки 200' пробки гидроразрыва. При этом локатор 314' местоположения служит устройством локации для определения местоположения компоновки 300' стреляющего перфоратора в эксплуатационной обсадной колонне 350. Конкретнее, локатор 314' местоположения обнаруживает присутствие объектов или "меток" вдоль ствола 350 скважины, и в ответ генерирует сигналы глубины.

На фиг. 3, объекты также являются муфтами 354 обсадной колонны. Это означает, что локатор 314' местоположения является локатором муфт обсадной колонны. Локатор муфт определяет местоположение муфт 354 обсадной колонны при перемещении в обсадной колонне 350. Конечно, также понятно, что другие устройства обнаружения можно использовать в компоновке 300' стреляющего перфоратора, такие как использующие метки радиочастотной идентификации "РРГО" устройства.

Компоновка 300' стреляющего перфоратора дополнительно включает в себя бортовой контроллер 316. Бортовой контроллер 316 предпочтительно работает аналогично бортовому контроллеру 216 для компоновки 200' пробки гидроразрыва. При этом, бортовой контроллер 316 обрабатывает сигналы глубины, генерируемые локатором 314' местоположения с использованием подходящей логической схемы и блоков питания. В одном аспекте бортовой контроллер 316 сравнивает генерируемые сигналы с заданной физической сигнатурой, полученной для объектов ствола скважины (таких как муфты 354). Например, Каротажную диаграмму локатора муфт можно снимать перед развертыванием автономного инструмента (такого как компоновка 300' стреляющего перфоратора) для определения глубины и/или разноса муфт 354 обсадной колонны.

Бортовой контроллер 316 активирует управляемый инструмент, когда определяет, что автономный инструмент 300' прибыл на конкретную глубину смежную с выбранной продуктивной зоной. Это выполняют с использование статистического анализа, как описано ниже. В примере фиг. 3, бортовой контроллер 316 активирует детонирующий шнур, подрывающий заряд, связанный со стреляющим перфоратором 310 для инициирования перфорирования эксплуатационной обсадной колонны 250 на необходимой глубине или месте. Пример перфораций показан на фиг. 3, позиция 356.

Кроме того, бортовой контроллер 316 может генерировать отдельный сигнал для приведения в действие запала детонирующего шнура для обеспечения полного разрушения компоновки стреляющего перфоратора. Это показано позицией 300". Для выполнения указанного, компоненты компоновки 300' перфоратора изготовлены из крошащегося материала. Стреляющий перфоратор 312 может быть изготовлен, например, из керамических материалов. После подрыва материал компоновки 300' стреляющего перфоратора может становиться частью смеси проппанта, нагнетаемой в трещины на более поздней стадии заканчивания.

В одном аспекте компоновка 300' стреляющего перфоратора также включает в себя носитель 318 уплотнительных шариков перфораций. Носитель 318 уплотнительных шариков перфораций предпочтительно установлен снизу компоновки 300'. Разрушение компоновки 300' обеспечивает выпуск уплотнительных шариков (не показано) из носителя 318 уплотнительных шариков. Альтернативно, бортовой контроллер 316 может иметь таймер, который высвобождает уплотнительные шарики из носителя 318 уплотнительных шариков незадолго до подрыва стреляющего перфоратора 312 или одновременно с подрывом. Как описано подробнее ниже и показано на фиг. 5Р и 5О, уплотнительные шарики используются для уплотнения перфораций, выполненных на большей глубине в стволе скважины или пласте.

Компоновка 300' стреляющего перфоратора должна оснащаться различными элементами безопасности, предотвращающими преждевременный подрыв стреляющего перфоратора 312. Элементы являются дополнением к устройству 314' локатора, описанному выше.

На фиг. 4А-4М показано использование компоновки 200' пробки гидроразрыва и компоновки 300' стреляющего перфоратора в примере ствола скважины. Первым на фиг. 4А показан вид сбоку площадки 400 скважины. Площадка 400 скважины включает в себя оборудование 470 устья скважины и ствол 410 скважины. Ствол 410 скважины включает в себя канал 405 для приема компоновок 200', 300'. Ствол 410 скважины является, в общем, аналогичным стволу 10 скважины фиг. 1; вместе с тем, на фиг. 4А показано, что ствол 410 скважины проходит заканчивание, по меньшей мере, в продуктивных зонах "Т" и "И" в геологической среде 110.

- 13 030072

Как и в случае ствола 10 скважины, ствол 410 скважины первой образует обсадная колонна 20 направления. Колонна 20 направления имеет верхний конец 22, герметично соединенный с нижней главной задвижкой 125 гидроразрыва. Колонна 20 направления также имеет нижний конец 24. Колонна 20 направления закреплена в стволе 410 скважины окружающей цементной оболочкой 25.

Ствол 410 скважины также включает в себя эксплуатационную обсадную колонну 30. Эксплуатационная обсадная колонна 30 также закреплена в стволе 410 скважины окружающей цементной оболочкой 35. Эксплуатационная обсадная колонна 30 имеет верхний конец 32, герметично соединенный с верхней главной задвижкой 135 гидроразрыва. Эксплуатационная обсадная колонна 30 также имеет нижний конец 34. Эксплуатационная обсадная колонна 30 проходит через самую нижнюю продуктивную зону "Т" и также, по меньшей мере, через одну продуктивную зону "И" над зоной "Т". Должны проводиться работы в стволе скважины, включающие в себя последовательное перфорирование каждой из зоны "Т" и "И".

Оборудование 470 устья скважины установлено над стволом 410 скважины. Оборудование 470 устья скважины включает в себя нижнюю и верхнюю главные задвижки 125, 135 гидроразрыва. Оборудование 470 устья скважины должно также включать в себя противовыбросовые превенторы (не показано), такие как противовыбросовый превентор 60, показанный на фиг. 1.

Фиг. 4 отличается от фиг. 1 тем, что площадка 400 скважины не должна иметь лубрикатор или связанные с ним компоненты наземного оборудования. Кроме того, не показан каротажный кабель. Вместо этого, оператор может просто сбрасывать компоновку 200' пробки гидроразрыва и компоновку 300' стреляющего перфоратора в ствол 410 скважины. Для приспособления к этому верхний конец 32 эксплуатационной обсадной колонны 30 можно выполнить удлиненным, например, с длиной пять - десять футов (1,5-3,1 м) отрезка между нижней и верхней главными задвижками 125, 135 гидроразрыва.

На фиг. 4В показан вид сбоку площадки 400 скважины фиг. 4А. Здесь ствол 410 скважины принял первую компоновку 401 стреляющего перфоратора. Первая компоновка 401 стреляющего перфоратора является, в общем, аналогичной компоновке 300' стреляющего перфоратора фиг. 3 в ее различных вариантах осуществления, описанных выше. Показано, что компоновка 401 стреляющего перфоратора перемещается вниз в стволе 410 скважины, как указано стрелкой "I". Компоновка 401 стреляющего перфоратора может просто падать в стволе 410 скважины под действием силы тяжести. Кроме того, оператор может содействовать перемещению вниз компоновки 401 стреляющего перфоратора, прикладывая гидравлическое давление с помощью наземных насосов (не показано). Альтернативно, перемещению вниз компоновки 401 стреляющего перфоратора может содействовать скважинный трактор (не показано). В данном случае скважинный трактор должен быть изготовлен полностью из крошащегося материала.

На фиг. 4С показан другой вид сбоку площадки 400 скважины фиг. 4А. Здесь первая компоновка 401 стреляющего перфоратора упала в стволе 410 скважины в положение смежное с продуктивной зоной "Т". Согласно настоящим изобретениям устройство локатора (314' на фиг. 3) сгенерировало сигналы, реагируя на муфты, расположенные вдоль эксплуатационной обсадной колонны 30. Следовательно, бортовой контроллер (316 фиг. 3) имеет информацию о местоположении первой компоновки 401 стреляющего перфоратора.

На фиг. 4Ό показан другой вид сбоку площадки 400 скважины фиг. 4А. Здесь заряды компоновки 401 стреляющего перфоратора сдетонировали, вызвав подрыв стреляющего перфоратора (312 фиг. 3). Обсадная колонна вдоль продуктивной зоны "Т" проперфорирована. Группа перфораций 456Т показана проходящей из ствола 410 скважины в геологическую среду 110. Хотя только шесть перфораций 456Т показаны на виде сбоку, понятно, что дополнительные перфорации можно выполнить, и что такие перфорации должны проходить радиально вокруг эксплуатационной обсадной колонны 30.

В дополнение к созданию перфораций 456Т компоновка 401 стреляющего перфоратора саморазрушается. Любые обломки, оставшиеся от компоновки 401, должны предпочтительно падать на дно 34 эксплуатационной обсадной колонны 30.

На фиг. 4Е показан другой вид сбоку площадки 400 скважины фиг. 4А. Здесь текучая среда нагнетается в канал 405 ствола 410 скважины под высоким давлением. Перемещение вниз текучей среды указано стрелками "Р." Текучая среда перемещается через перфорации 456Т в окружающую геологическую среду 110. Это вызывает образование трещин 458Т в продуктивной зоне "Т". Циркуляцию раствора кислоты можно также, если необходимо, осуществлять в канале 405 для удаления карбонатных отложений и оставшегося бурового раствора и дополнительной обработки для интенсификации притока геологической среды 110 для добычи углеводородов.

На фиг. 4Р показан другой вид сбоку площадки 400 скважины фиг. 4А. Здесь ствол 410 скважины принял компоновку 406 пробки гидроразрыва. Компоновка 406 пробки гидроразрыва является, в общем, аналогичной компоновке 200' пробки гидроразрыва фиг. 2 в ее различных вариантах осуществления, описанных выше.

На фиг. 4Р, компоновка 406 пробки гидроразрыва находится в положении спуска в скважину (до приведения в действие). Компоновка 406 пробки гидроразрыва перемещается вниз в стволе 410 скважины, как указано стрелкой "I". Компоновка 406 пробки гидроразрыва может просто падать в стволе 410 скважины под действием силы тяжести. Кроме того, оператор может содействовать перемещению вниз

- 14 030072

компоновки 406 пробки гидроразрыва, прикладывая давление с помощью наземных насосов (не показано).

На фиг. 4С показан другой вид сбоку площадки 400 скважины фиг. 4А. Здесь компоновка 406 пробки гидроразрыва упала в ствол 410 скважины в положение над продуктивной зоной "Т". Согласно настоящим изобретениям устройство локатора (показано позицией 214 на фиг. 2) сгенерировало сигналы, реагируя на муфты, расположенные вдоль эксплуатационной обсадной колонны 30. Следовательно, бортовой контроллер (показан позицией 216 фиг. 2) имеет информацию о местоположении компоновки 406 пробки гидроразрыва.

На фиг. 4Н показан другой вид сбоку площадки 400 скважины фиг. 4А. Здесь компоновка 406 пробки гидроразрыва установлена. Это означает, что бортовой контроллер сгенерировал сигналы для активирования установочного инструмента (показан позицией 212 фиг. 2) вместе с уплотняющим элементом (показан позицией 211" фиг. 2) и клиновым захватом (показан позицией 213") для установки и уплотнения компоновки 406 пробки в канале 405 ствола 410 скважины. На фиг. 4Н компоновка 406 пробки гидроразрыва установлена над продуктивной зоной "Т". Это обеспечивает изоляцию продуктивной зоны "И" для следующей стадии перфорирования.

На фиг. 41 показан другой вид сбоку площадки 400 скважины фиг. 4А. Здесь ствол 410 скважины принимает вторую компоновку 402 стреляющего перфоратора. Вторая компоновка 402 стреляющего перфоратора может быть сконструирована и выполнена аналогично первой компоновке 401 стреляющего перфоратора. Это означает, что вторая компоновка 402 стреляющего перфоратора также является автономной.

На фиг. 41 показано, что вторая компоновка 402 стреляющего перфоратора перемещается вниз в стволе 410 скважины, как указано стрелкой "I". Вторая компоновка 402 стреляющего перфоратора может просто падать в стволе 410 скважины под действием силы тяжести. Кроме того, оператор может содействовать перемещению вниз компоновки 402 стреляющего перфоратора, прикладывая давление с помощью наземных насосов (не показано). Альтернативно, перемещению вниз компоновки 402 стреляющего перфоратора может содействовать скважинный трактор (не показано). В данном случае скважинный трактора должен быть изготовлен полностью из крошащегося материала.

На фиг. 41 показан другой вид сбоку площадки 400 скважины фиг. 4А. Здесь вторая компоновка 402 стреляющего перфоратора упала в стволе скважины в положение смежное с продуктивной зоной "И". Продуктивная зона "И" расположена над продуктивной зоной "Т." Согласно настоящим изобретениям устройство локатора (314' на фиг. 3) сгенерировало сигналы, реагируя на метки, установленные вдоль эксплуатационной обсадной колонны 30. Следовательно, бортовой контроллер (316 фиг. 3) имеет информацию о местоположении первой компоновки 401 стреляющего перфоратора.

На фиг. 4К показан другой вид сбоку площадки 400 скважины фиг. 4А. Здесь заряды второй компоновки 402 стреляющего перфоратора сдетонировали, вызвав подрыв перфоратора компоновки стреляющего перфоратора. Продуктивная зона "и" проперфорирована. Группа перфораций 456И показана проходящей из ствола 410 скважины в геологическую среду 110. Хотя только шесть перфораций 456И показаны на виде сбоку, понятно, что дополнительные перфорации выполняются, и что такие перфорации должны проходить радиально вокруг эксплуатационной обсадной колонны 30.

В дополнение к созданию перфораций 456И, вторая компоновка 402 стреляющего перфоратора саморазрушается. Любые обломки, оставшиеся от компоновки 402, должны предпочтительно падать на компоновку 406 пробки, установленную в эксплуатационной обсадной колонне 30.

Здесь отмечается, что этап перфорирования фиг. 41 и 4К может предшествовать этапу установки пробки фиг. 4Н и 41. Это вопрос, решаемый оператором.

На фиг. 4Ь показан другой вид сбоку площадки 400 скважины фиг. 4А. Здесь текучая среда нагнетается в канал 405 ствола 410 скважины под высоким давлением. Нагнетание текучей среды вызывает гидроразрыв геологической среды 110 в продуктивной зоне "И". Перемещение вниз текучей среды указано стрелками "Р". Текучая среда перемещается через перфорации 456 в окружающую геологическую среду 110. Это вызывает образование трещин 458И в продуктивной зоне "И". Циркуляцию раствора кислоты можно также, если необходимо, проводить в канале 405 для удаления карбонатных отложений и оставшегося бурового раствора и дополнительной обработки для интенсификации притока геологической среды 110 для добычи углеводородов.

Наконец, на фиг. 4М показан финальный вид сбоку площадки 400 скважины фиг. 4А. Здесь компоновка 406 пробки гидроразрыва поднята из ствола 410 скважины. Кроме того, ствол 410 скважины принимает текучие среды добычи. Стрелки "Р" показывают поток текучих сред добычи из геологической среды 110 в ствол 410 скважины и к поверхности 105.

Для удаления компоновки 406 пробки бортовой контроллер (показан а! 216 фиг. 2) может высвобождать корпус 210" пробки (с клиновым захватом 213" фиг. 2) после назначенного периода времени. Компоновку 406 пробки гидроразрыва можно затем подавать потоком обратно на поверхность 105 и извлекать с помощью шлюза для снаряда очистки трубопроводов (не показано) или другого такого устройства. Альтернативно, бортовой контроллер 216 можно программировать так, что после назначенного периода времени, приводится в действие запал детонирующего шнура, который вызывает подрыв и саморазру- 15 030072

шение компоновки 406 пробки гидроразрыва. В данном устройстве вся компоновка 406 пробки гидроразрыва изготовлена из крошащегося материала.

На фиг. 4А-4М показано использование компоновок стреляющего перфоратора с пробкой гидроразрыва для перфорирования и интенсификации притока двух отдельных продуктивных зон (зон "Т" и "И") в примере ствола 410 скважины. В данном примере, как первая компоновка 401, так и вторая компоновка 402 стреляющего перфоратора являются автономными, и компоновка 406 пробки гидроразрыва также является автономной. Вместе с тем, возможно перфорирование самой нижней или конечной зоны "Т" с использованием традиционных каротажного кабеля с компоновкой перфоратора селективной стрельбы, но затем использование компоновки автономного стреляющего перфоратора для перфорирования нескольких зон над конечной зоной "Т".

Другие комбинации проводных и беспроводных инструментов можно использовать по сущности настоящего изобретения. Например, оператор может спускать пробки гидроразрыва в ствол скважины на каротажном кабеле, но использовать одну или несколько компоновок автономных стреляющих перфораторов. Соответственно, оператор может спускать соответствующие компоновки стреляющих перфораторов в ствол скважины на каротажном кабеле, но использовать одну или несколько компоновок автономных пробок гидроразрыва.

С другим устройством этапы перфорирования можно выполнять без компоновки пробки гидроразрыва. На фиг. 5А-51 показано, как несколько продуктивных зон можно последовательно перфорировать и обрабатывать в стволе скважины с использованием разрушающихся компоновок автономных стреляющих перфораторов и уплотнительных шариков. Первым на фиг. 5А показан вид сбоку участка ствола 500 скважины. Ствол 500 скважины проходит заканчивание в нескольких продуктивных зонах, включающих в себя зоны "А", "В" и "С". Продуктивные зоны "А", "В" и "С" расположены в геологической среде 510 содержащей углеводородные текучие среды.

Ствол 500 скважины включает в себя эксплуатационную обсадную колонну 520 (или, альтернативно, колонну хвостовика). Эксплуатационная обсадная колонна 520 зацементирована в геологической среде 510 для изоляции продуктивных зоны "А", "В" и "С" а также других пластов вдоль геологической среды 510. Цементная оболочка показана позицией 524.

Эксплуатационная обсадная колонна 520 имеет последовательность меток 522 локации установленных вдоль нее. Метки 522 локации в идеале встроены в стенку эксплуатационной обсадной колонны 520 для сохранения их целостности. Вместе с тем, как пример, метки 522 локации показаны на фиг. 5 прикрепленными вдоль внутреннего диаметра эксплуатационной обсадной колонны 520. В устройстве фиг. 5А метки 512 локации представлены метками радиочастотной идентификации, обнаруживаемыми радиочастотным считывающим устройством/антенной. Метки 522 локации создают физическую сигнатуру вдоль ствола 500 скважины.

Отмечается, что метками 522 локации могут также являться муфты обсадной колонны. В данном случае муфты обсадной колонны должны обнаруживаться с использованием датчика локатора муфт, а не радиочастотного считывающего устройства/антенны. Для примера фиг. 5А-51, метки локации должны называться муфтами обсадной колонны.

Ствол 500 скважины является частью скважины, выполненной для добычи углеводородов. Как часть процесса заканчивания скважины необходимо выполнение перфорирования и затем гидроразрыва в каждой из продуктивных зон "А", "В" и "С".

На фиг. 5В показан другой вид сбоку ствола 500 скважины фиг. 5А. Здесь ствол 500 скважины принял первую компоновку 501 стреляющего перфоратора. Первая компоновка 501 стреляющего перфоратора является, в общем, аналогичной компоновке 300' стреляющего перфоратора (в ее различных вариантах осуществления) фиг. 3. На фиг. 5В компоновка 501 стреляющего перфоратора подается насосом вниз по стволу 500 скважины. Компоновка 501 стреляющего перфоратора сброшена в канал 505 ствола 500 скважины, и перемещается вниз по стволу 500 скважины с помощью комбинации силы тяжести и гидравлического давления. Стрелка "I" показывает перемещение компоновки 501 перфоратора.

На фиг. 5С показан следующий вид сбоку ствола 500 скважины фиг. 5А. Здесь первая компоновка 501 стреляющего перфоратора упала в канал 505 в положение смежное с продуктивной зоной "А". Согласно настоящим изобретениям устройство локатора (314' на фиг. 3) сгенеририровало сигналы, реагируя на муфты 522, установленные вдоль эксплуатационной обсадной колонны 30. Следовательно, бортовой контроллер (316 фиг. 3) имеет информацию о местоположении первой компоновки 501 стреляющего перфоратора.

На фиг. 5Ό показан другой вид сбоку ствола 500 скважины фиг. 5А. Здесь заряды первой компоновки стреляющего перфоратора сдетонировали, вызвав подрыв перфоратора компоновки. Продуктивная зона "А" проперфорирована. Группа перфораций 526 показана проходящей из ствола 500 скважины и в геологическую среду 510. Хотя только шесть перфораций 526А показаны на виде сбоку, понятно, что выполняются дополнительные перфорации и что такие перфорации могут проходить радиально вокруг эксплуатационной обсадной колонны 30.

В дополнение к созданию перфораций 526А первая компоновка 501 стреляющего перфоратора саморазрушается. Любые обломки, остающиеся от компоновки 501, должны предпочтительно падать на

- 16 030072

дно эксплуатационной обсадной колонны 30.

На фиг. 5Е показан другой вид сбоку ствола 500 скважины фиг. 5А. Здесь текучая среда нагнетается в канал 505 ствола скважины под высоким давлением, обуславливая гидроразрыв пласта в продуктивной зоне "А". Перемещение вниз текучей среды указано стрелками "Р". Текучая среда перемещается через перфорации 526А в окружающую геологическую среду 510. Это вызывает образование трещин 528А в продуктивной зоне "А". Можно также, если необходимо, осуществлять циркуляцию раствора кислоты в канале 505 для растворения бурового раствора и удаления карбонатных отложений и дополнительной обработки для интенсификации притока геологической среды 510 для добычи углеводородов.

На фиг. 5Р показан другой вид сбоку ствола 500 скважины фиг. 5А. Здесь ствол 500 скважины принял вторую компоновку 502 стреляющего перфоратора. Вторая компоновка 502 стреляющего перфоратора может быть сконструирована и выполнена аналогично первой компоновке 501 стреляющего перфоратора. Это означает, что вторая компоновка 502 стреляющего перфоратора также является автономной и также сконструирована из крошащегося материала.

На фиг. 5Р показано, что вторая компоновка 502 стреляющего перфоратора перемещается вниз в стволе 500 скважины, как указано стрелкой "I". Вторая компоновка 502 стреляющего перфоратора может просто падать в стволе 500 скважины под действием силы тяжести. Кроме того, оператор может содействовать перемещению вниз компоновки 502 стреляющего перфоратора, прикладывая гидравлическое давление с помощью наземных насосов (не показано).

Кроме компоновки 502 перфоратора уплотнительные шарики 532 сброшены в ствол 500 скважины. Уплотнительные шарики 532 предпочтительно сбрасывают впереди второй компоновки 502 стреляющего перфоратора. Если необходимо, уплотнительные шарики 532 выпускают из емкости (318 на фиг. 3) шариков. Уплотнительные шарики 532 изготовлены из композитного материала и покрыты резиной. Уплотнительным шарикам 532 приданы размеры, обеспечивающие закупоривание перфораций 526А.

Уплотнительные шарики 532 предназначены для использования в качестве отводящего агента. Концепция использования уплотнительных шариков в качестве отводящего агента при обработке для интенсификации притока нескольких интервалов перфорации является хорошо известной. Уплотнительные шарики 532 должны вставать в перфорации 526А, при этом, закупоривая перфорации 526А и обеспечивая оператору возможность нагнетания текучей среды под давлением в зону над перфорациями 526А. Уплотнительные шарики 532 создают малозатратную методику отвода с низким риском возникновения механических проблем.

На фиг. 5С показан другой вид сбоку ствола 500 скважины фиг. 5А. Здесь вторая компоновка 502 пробки гидроразрыва упала в ствол 500 скважины в положение смежное с продуктивной зоной "В". Кроме того, уплотнительные шарики 532 временно закупорили вновь образованные перфорации вдоль продуктивной зоны "А". Уплотнительные шарики 532 должны затем либо выйти с добываемыми углеводородами или упасть на дно скважины в области, известной как зумпф.

На фиг. 5Н показан другой вид сбоку ствола 500 скважины фиг. 5А. Здесь заряды второй компоновки 502 стреляющего перфоратора сдетонировали, вызвав подрыв стреляющего перфоратора компоновки 502. Продуктивная зона "В" проперфорирована. Группа перфораций 526В показана проходящей из ствола 500 скважины в геологическую среду 510. Хотя только шесть перфораций 526В показаны на виде сбоку, понятно, что дополнительные перфорации выполняются и что такие перфорации должны проходить радиально вокруг эксплуатационной обсадной колонной 520.

В дополнение к созданию перфораций 456В, компоновка 502 стреляющего перфоратора саморазрушается. Любые обломки, остающиеся от компоновки 501 должны предпочтительно падать на дно эксплуатационной обсадной колонны 520 или позже подаваться потоком на поверхность.

Также отмечается, что как показано на фиг. 5Н продолжается нагнетание текучей среды в канал 505 ствола 500 скважины, когда образуются перфорации 526В. Поток текучей среды показан стрелкой "Р". Поскольку уплотнительные шарики 532, по существу, закупоривают нижние перфорации вдоль зоны "А", обеспечивается рост давления в стволе 500 скважины. После пробивания перфораций 526В, текучая среда уходит из ствола 500 скважины и вторгается в геологическую среду 510 в зоне "В". При этом мгновенно создаются трещины 528В.

Понятно, что способ, использованный для образования перфораций 526В и образования трещин 528В вдоль продуктивной зоны "В", может быть исполнен повторно для образования перфораций и трещин в продуктивной зоне "С" и других лежащих выше продуктивных зонах. Способ должен включать в себя укладку уплотнительных шариков вдоль перфораций 528В в зоне "В", спуск третьей автономной компоновки стреляющего перфоратора (не показано) в ствол 500 скважины, подрыв третьей компоновки стреляющего перфоратора вдоль продуктивной зоны "С" и создание перфораций и трещин пласта вдоль зоны "С".

На фиг. 51 показан финальный вид сбоку ствола 500 скважины фиг. 5А. Здесь эксплуатационная обсадная колонна 520 проперфорирована вдоль продуктивной зоны "С". Показано несколько групп перфораций 526С. Кроме того, трещины 528С пласта образованы в геологической среде 510.

Показанный на фиг. 51 ствол 500 скважины введен в эксплуатацию. Уплотнительные шарики удалены и поданы потоком на поверхность. Пластовые текучие среды проходят в канал 505 и вверх по ство- 17 030072

лу 500 скважины. Стрелки "Р" показывают поток текучих сред к поверхности.

На фиг. 5Α-5Ι показано, как компоновки стреляющих перфораторов можно сбрасывать в ствол 500 скважины последовательно, при этом, бортовой контроллер каждой компоновки стреляющего перфоратора программируют для подрыва своих соответствующих зарядов на различных выбранных глубинах. Как показано на фиг. 5Α-5Ι, компоновки стреляющих перфораторов сбрасывают таким способом, что самую нижнюю зону (Зону "Α") перфорируют первой, затем последовательно перфорируют зоны (Зону "В" и затем Зону "С") на меньшей глубине. Вместе с тем, с использованием автономных компоновок стреляющих перфораторов оператор может перфорировать подземные зоны в любом порядке. Предпочтительно, компоновки стреляющих перфораторов можно сбрасывать таким способом, чтобы перфорировать подземные зоны сверху вниз. Это означает, что компоновки стреляющих перфораторов должны взрываться в менее глубоких зонах перед подрывом в более глубоких зонах.

Также отмечается, что на фиг. 5Α-5Ι показано использование компоновки стреляющего перфоратора и компоновки пробки гидроразрыва, как компоновок автономного инструмента. Вместе с тем, дополнительные управляемые инструменты можно использовать, как часть компоновки автономного инструмента. Такие инструменты включают в себя, например, мостовые пробки, режущие инструменты, цементировочные пакеры с обратным клапаном и накладки обсадной колонны. В данных устройствах инструменты должны сбрасываться или подаваться насосом в ствол скважины, построенной для добычи углеводородных текучих сред или нагнетания текучих сред. Инструмент может быть изготовлен из крошащегося материала или из фрезеруемого материала.

Как альтернативу использованию отдельной пробки гидроразрыва и компоновок стреляющих перфораторов, комбинацию компоновки 200' пробки гидроразрыва и компоновки 300' стреляющего перфоратора можно развертывать совместно, как автономный блок. Такая комбинация дополнительно оптимизирует использование оборудования. В данной комбинации устанавливают компоновку 200' пробки, затем стреляющий перфоратор компоновки 300' подрывают непосредственно над компоновкой пробки.

На фиг. 6Α и 6В показано такое устройство. Первое, на фиг. 6Α показан вид сбоку нижнего участка ствола 650 скважины. В примере ствола 650 скважины проводят заканчивание в одной зоне. Эксплуатационная обсадная колонна показана схематично позицией 652, а муфты обсадной колонны показаны позицией 654. Автономный инструмент 600' сброшен в ствол 650 скважины через эксплуатационную обсадную колонну 652. Стрелка "I" показывает перемещение инструмента 600' вниз в стволе 650 скважины.

Автономный инструмент 600' представляет собой объединенные компоновку пробки и компоновку стреляющего перфоратора. Это означает, что один инструмент 600' содержит компоненты как компоновки 200' пробки, так и компоновки 300' стреляющего перфоратора фиг. 2 и 3, соответственно.

Первое, автономный инструмент 600' включает в себя корпус 610' пробки. Корпус 610' пробки должен предпочтительно образовывать эластомерный уплотняющий элемент 611' и захват 613' с набором клиньев. Автономный инструмент 600' также включает в себя установочный инструмент 620'. Установочный инструмент 620' должен приводить в действие уплотняющий элемент 611' и клиновой захват 613' и радиально перемещать их в контакт с обсадной колонной 652.

Как показано на фиг. 6Α, корпус 610' пробки еще не приведен в действие. Таким образом, инструмент 600' находится в положении спуска в скважину. При срабатывании уплотняющий элемент 611' корпуса 610' пробки может механически расширяться в ответ на переключение муфты или другого средства, известного в технике. Это обеспечивает создание уплотняющим элементом 611' непроницаемого для текучей среды уплотнения, прижатого к обсадной колонне 652.

В то же время, клиновой захват 613' корпуса 610' пробки перемещается наружу от компоновки 600' вдоль клиньев (не показано), разнесенных радиально вокруг компоновки 600'. Это обеспечивает клиновому захвату 613' радиальное перемещение и "вдавливание" в обсадную колонну 652 для закрепления компоновки инструмента 600' в положении сопротивления действующей вниз гидравлической силе.

Автономный инструмент 600' также включает в себя локатор 614 местоположения. Локатор 614 местоположения служит устройством локации для определения местоположения инструмента 600' в эксплуатационной обсадной колонне 650. Конкретнее, локатор 614 местоположения обнаруживает присутствие объектов или "меток" вдоль ствола 650 скважины, и в ответ генерирует сигналы глубины. Показанные на фиг. 6Α объекты являются муфтами 654 обсадной колонны. Это означает, что локатор 614 местоположения является локатором муфт обсадной колонны, или локатором муфт. Локатор муфт определяет местоположение муфт 654 обсадной колонны при перемещении в стволе 650 скважины.

Инструмент 600' также включает в себя стреляющий перфоратор 630. Стреляющий перфоратор 630 может являться перфоратором выборочного подрыва, например, выполняющим 16 подрывов. Как и в случае стреляющего перфоратора 312 фиг. 3, перфоратор 630 имеет соответствующий заряд, который взрывается для выполнения взрывов, направленных в окружающую эксплуатационную обсадную колонну 650. Обычно, стреляющий перфоратор 630 содержит колонну кумулятивных зарядов, распределенных по длине перфоратора и ориентированных согласно необходимым техническим условиям.

Автономный инструмент 600', если необходимо, также включает в себя ловильную шейку 605. Ловильная шейка 605 подобрана по размеру и выполнена с возможностью служить вставной деталью для стыковки в зоне забоя с ловильным инструментом (не показано). Ловильная шейка 605 обеспечивает

- 18 030072

оператору извлечение автономного инструмента 600 в маловероятном случае его прихвата в стволе 600' скважины или при отказе подрыва стреляющего перфоратора 630.

Автономный инструмент 600' дополнительно включает в себя бортовой контроллер 616. Бортовой контроллер 616 обрабатывает сигналы глубины, генерируемые локатором 614 местоположения. В одном аспекте бортовой контроллер 616 сравнивает генерируемые сигналы с заданной физической сигнатурой, полученной для объектов ствола скважины. Например, можно проводить каротаж локатора муфт перед развертыванием автономного инструмента 600 для определения разноса муфт 654 обсадной колонны. Соответствующие глубины муфт 654 обсадной колонны можно определить на основе длины и скорости каротажного кабеля, поднимающего каротажное устройство локатора муфт.

После определения, что автономный инструмент 600' прибыл на выбранную глубину, бортовой контроллер 616 активирует установочный инструмент 620. Это обеспечивает установку корпуса 610 пробки в стволе 650 скважины на необходимой глубине или месте.

На фиг. 6В показан вид сбоку ствола скважины фиг. 6А. Здесь автономный инструмент 600" достиг выбранной глубины. Выбранная глубина показана скобкой 675. Бортовой контроллер 616 передал сигнал на установочный инструмент 620" для приведения в действие эластомерного кольца 611" и клинового захвата 613" корпуса 610' пробки.

На фиг. 6В, корпус 610" пробки показан в расширенном состоянии. При этом эластомерный уплотняющий элемент 611" расширяется, входя в контакт с уплотнением к окружающей эксплуатационной обсадной колонне 652, и клиновой захват 613" расширяется, входя в механический контакт с окружающей эксплуатационной обсадной колонной 652. Уплотняющий элемент 611" имеет уплотняющее кольцо, а клиновой захват 613" имеет канавки или зубья, которые "вдавливаются" во внутренний диаметр обсадной колонны 650.

После установки автономного инструмента 600" бортовой контроллер 616 передает сигнал приведения в действие запалов зарядов в стреляющем перфораторе 630. Стреляющий перфоратор 630 создает перфорации, проходящие через эксплуатационную обсадную колонну 652 на выбранной глубине 675. Таким образом, в устройстве фиг. 6А и 6В установочный инструмент 620 и стреляющиий перфоратор 630 вместе образуют управляемый инструмент.

На фиг. 7 показана блок схема последовательности этапов возможного способа 700 заканчивания ствола скважины с использованием автономных инструментов в одном варианте осуществления. Согласно способу 700, в стволе скважины проводят заканчивание в нескольких продуктивных зонах. Эксплуатационная обсадная колонна (или хвостовик) спущена в ствол скважины, и зацементирована на месте установки.

Способ 700 вначале включает в себя создание первой автономной компоновки стреляющего перфоратора. Это показано в блоке 710. Первую автономную компоновку стреляющего перфоратора изготавливают согласно компоновке 300' стреляющего перфоратора, описанной выше в различных вариантах осуществления. Первую автономную компоновку стреляющего перфоратора, по существу, изготавливают из крошащегося материала, саморазрушающейся, предпочтительно, после подрыва зарядов.

Способ 700 затем включает в себя сброс первой компоновки стреляющего перфоратора в ствол скважины. Это показано в блоке 720. Первая компоновка стреляющего перфоратора выполнена с возможностью обнаружения первой выбранной продуктивной зоны вдоль ствола скважины. Таким образом, когда первую компоновку стреляющего перфоратора подают насосом или компоновка просто падает в стволе скважины, компоновка должна отслеживать глубину или иначе определять момент прибытия в первую выбранную продуктивную зону.

Способ 700 также включает в себя обнаружение первой выбранной продуктивной зоны вдоль ствола скважины. Это показано в блоке 730. В одном аспекте обнаружение выполняют, предварительно загружая физическую сигнатуру ствола скважины. Компоновка стреляющего перфоратора проводит сопоставление с сигнатурой при прохождении через ствол скважины. Компоновка стреляющего перфоратора в итоге обнаруживает первую выбранную продуктивную зону, проводя сопоставление с физической сигнатурой. Сигнатуру можно сопоставлять, например, подсчитывая муфты обсадной колонны или по алгоритму сопоставления образцов муфт.

Способ 700 дополнительно включает в себя подрыв зарядов вдоль первой продуктивной зоны. Это показано в блоке 740. При подрыве зарядов получаются перфорации. Подрываемые заряды пробивают окружающую эксплуатационную обсадную колонну, создавая проход в подземный пласт.

Способ 700 также включает в себя создание второй автономной компоновки стреляющего перфоратора. Это показано в блоке 750. Вторая автономная компоновка стреляющего перфоратора также изготовлена согласно компоновке 300' стреляющего перфоратора, описанной выше, в ее различных вариантах осуществления. Вторая автономная компоновка стреляющего перфоратора также, по существу, изготовлена из крошащегося материала, и выполнена с возможностью саморазрушения после подрыва зарядов.

Способ 700 дополнительно включает в себя сброс второй компоновки стреляющего перфоратора в ствол скважины. Это показано в блоке 760. Вторая компоновка стреляющего перфоратора выполнена с возможностью обнаружения второй выбранной продуктивной зоны вдоль ствола скважины. Таким обра- 19 030072

зом, когда вторая компоновка стреляющего перфоратора подается насосом или просто падает вниз в стволе скважины, компоновка должна отслеживать глубину или иначе определять момент прибытия во вторую выбранную продуктивную зону.

Способ 700 также включает в себя обнаружение второй выбранной продуктивной зоны вдоль ствола скважины. Это показано в блоке 770. Обнаружение можно также выполнять, предварительно загружая физическую сигнатуру ствола скважины. Компоновка стреляющего перфоратора проводит сопоставление с сигнатурой при прохождении через ствол скважины. Компоновка стреляющего перфоратора в итоге обнаруживает первую выбранную продуктивную зону, проводя сопоставление с физической сигнатурой.

Способ 700 дополнительно включает в себя подрыв зарядов вдоль второй продуктивной зоны. Это показано в блоке 780. При подрыве зарядов получают перфорации. Взрывающиеся заряды пробивают окружающую эксплуатационную обсадную колонну, создавая проход в подземный пласт. Предпочтительно, вторая продуктивная зона расположена над первой продуктивной зоной, хотя может располагаться под первой продуктивной зоной.

Способ 700 может, если необходимо, включать в себя нагнетание гидравлической текучей среды под высоким давлением для гидроразрыва пласта. Это показано в блоке 790. Гидроразрыв пласта можно осуществлять, направляя текучую среду через перфорации вдоль первой выбранной продуктивной зоны, направляя текучую среду через перфорации вдоль второй выбранной продуктивной зоны или обеих зон. Предпочтительно, текучая среда содержит проппант.

В случае если несколько продуктивных зон перфорируют и подвергают гидроразрыву, необходимо использовать отводящий агент. Приемлемые отводящие агенты могут включать в себя автономную компоновку 200' пробки гидроразрыва, описанную выше, и уплотнительные шарики 532, описанные выше. Уплотнительные шарики подаются насосом в зону забоя для закупоривания перфораций и могут размещаться в опережающем объеме промывки. В одном аспекте уплотнительные шарики переносятся в зону забоя в контейнере, и выпускаются по команде бортового контроллера под второй компоновкой стреляющего перфоратора.

Этапы блоков 750-790 можно повторить несколько раз для нескольких продуктивных зон. Методика отвода может не требоваться для каждой группа перфораций, но может использоваться только после перфорирования нескольких зон.

Способ 700 является применимым для заканчивания вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Тип скважины должен определять способ и последовательность подачи автономных инструментов. В вертикальных скважинах и скважинах с незначительным углом отклонения силы тяжести может быть достаточно для обеспечения подачи компоновок на необходимую глубину или в нужную зону. В скважинах с более высокими углами отклонения, включающих в себя скважины с горизонтальным участком заканчивания, компоновки могут подаваться в забойную зону насосом или скважинных тракторами. Для обеспечения подачи в забойную зону насосом первой компоновки, обсадную колонну можно перфорировать вблизи дна забоя скважины.

Также отмечается, что способ 700 применим для заканчивания как эксплуатационных скважин, так и нагнетательных скважин.

Описанные выше инструменты и способы касаются автономного инструмента, то есть, инструмента, не приводимого в действие с поверхности. Автономный инструмент должен также являться компоновкой, которая включает в себя управляемый инструмент. Компоновка инструмента также включает в себя устройство локации. Устройство локации служит для обнаружения местоположения управляемого инструмента в стволе скважины на основе физической сигнатуры, созданной вдоль ствола скважины. Устройство локации и соответствующие физические сигнатуры могут работать согласно вариантам осуществления, описанным выше для компоновок 200' (фиг. 2) и 300' (фиг. 3) автономного инструмента. Например, устройство локации может являться локатором муфт, и сигнатура может образоваться с помощью разноса муфт вдоль трубного изделия, причем, муфты обнаруживаются с помощью локатора муфт.

Компоновка инструмента дополнительно включает в себя бортовой контроллер. Бортовой контроллер выполнен с возможностью передачи исполнительного сигнала на инструмент, когда устройство локации идентифицирует выбранное местоположение инструмента на основе физической сигнатуры. Управляемый инструмент выполнен с возможностью приведения в действие для выполнения работы в стволе скважины в ответ на исполнительный сигнал.

В одном варианте осуществления управляемый инструмент дополнительно содержит детонационное устройство. В данном варианте осуществления компоновка инструмента изготовлена из крошащегося материала. Бортовой контроллер дополнительно выполнен с возможностью передачи детонационного сигнала для взрыва устройства в назначенное время после постановки на боевой взвод бортового контроллера. Альтернативно, компоновка инструмента саморазрушается в ответ на приведение в действие управляемого инструмента. Это можно применять в случае, где управляемый инструмент является стреляющим перфоратором. В любом случае, компоновка инструмента может являться саморазрушающейся.

В одном устройстве управляемый инструмент является пробкой гидроразрыва. Пробка гидроразры- 20 030072

ва выполнена с возможностью образования по существу непроницаемого для текучей среды уплотнения, когда приведена в действие в трубном изделии на выбранном месте. Пробка гидроразрыва содержит эластомерный уплотняющий элемент и захват с набором клиньев для удержания компоновки инструмента в нужном положении вблизи выбранного места.

В другом устройстве управляемый инструмент является мостовой пробкой. Здесь мостовая пробка выполнена с возможностью образования по существу непроницаемого для текучей среды уплотнения, когда приведена в действие в трубном изделии на выбранном месте. Компоновка инструмента изготовлена из фрезеруемого материала. Мостовая пробка содержит эластомерный уплотняющий элемент и захват с набором клиньев для удержания компоновки инструмента в нужном положении вблизи выбранного места.

Другие инструменты могут служить в качестве управляемого инструмента. Инструменты могут включать в себя накладку обсадной колонны и цементировочный пакер с обратным клапаном. Данные инструменты могут быть изготовлены из фрезеруемого материала, такого как керамика, фенопласт, композит, чугун, латунь, алюминий или их комбинации.

В каждом из вышеописанных вариантов осуществления автономного инструмента (200', 300', 610'), бортовой контроллер можно заранее программировать с помощью физической сигнатуры ствола скважины, проходящего заканчивание. Это означает, что базовый каротаж локатора муфт проводят перед развертыванием автономного инструмента для определения уникального разноса муфт обсадной колонны. Магнитных сигналы каротажа локатора муфт преобразуют в подходящий набор данных, состоящий из численных величин. Набор цифровых данных затем загружают в контроллер.

Диаграмма каротажа локатора муфт коррелирует местоположение муфт с глубиной. Оператор может выбрать в стволе скважины место приведения в действие скважинного инструмента. Для обнаружения местоположения муфт обсадной колонны может быть создан такой алгоритм для контроллера, что исполнительный сигнал может передаваться для приведения в действие скважинного устройства при его нахождении на подходящей глубине в стволе скважины. Такое устройство может являться, например, пробкой гидроразрыва или перфоратором для гидроразрыва пласта.

Локаторы муфт обсадной колонны работают, обнаруживая изменения в магнитном потоке вдоль стенки обсадной колонны. Такие изменения наводятся благодаря разнице толщины металлических труб, образующих звенья обсадной колонны. Данные изменения толщины стенок наводят электрический ток, проходящий в проводе или вдоль катушки. Локатор муфт обсадной колонны обнаруживает данные изменения и записывает их, как магнитные сигналы.

Отмечается, что локатор муфт должен нести свой собственный процессор. Процессор преобразует записанные магнитные сигналы в цифровой форме с использованием аналого-цифрового преобразователя. Данные сигналы можно затем пересылать для ознакомления и сохранения, как части файла скважины.

Обычным является привязка к диаграммам каротажа локатора муфт при заканчивании или техобслуживании скважины. Диаграмма каротажа локатора муфт дает набор цифровых данных, которые можно использовать как привязку для размещения перфораций или скважинного оборудования. Вместе с тем, в данном документе предложено использование локатора муфт, как части автономного инструмента. При развертывании автономного инструмента в стволе скважины им создается диаграмма каротажа локатора муфт.

Автономный инструмент имеет процессор, который принимает магнитных сигналы от бортового локатора муфт. Процессор сохраняет данные сигналы, как второй набор данных локатора муфт. Процессор программируют для преобразования сигналов во втором наборе данных локатора муфт с использованием оконного статистического анализа со скользящим средним. Кроме того, процессор поступательно сравнивает преобразованную каротажную диаграмму локатора муфт с первой каротажной диаграммой локатора муфт во время развертывания скважинного инструмента. Процессор затем коррелирует значения между диаграммами, указывающими местоположения муфт обсадной колонны. Следовательно, автономный инструмент имеет информацию о своем местоположении вдоль ствола скважины в любой момент времени.

На фиг. 8 показана блок-схема последовательности операций общих этапов способа 800 приведения в действие скважинного инструмента. Способ 800 исполняют в скважине с заканчиванием в обсаженном стволе.

Способ 800 первым включает в себя получение набора данных локатора муфт из ствола скважины. Это показано в блоке 810. Набор данных локатора муфт обсадной колонны получают с помощью каротажной диаграммы локатора муфт, спускаемого в ствол скважины на каротажном кабеле. Каротажный кабель может являться, например, тросом для работ в скважине, экранированной кабельной линией, электрическим кабелем или другой линией. Набор данных локатора муфт обсадной колонны представляет диаграмму первого каротажа локатора муфт для ствола скважины.

Первая каротажная диаграмма локатора муфт дает физическую сигнатуру для ствола скважины. При этом диаграмма каротажа локатора муфт коррелирует местоположение муфт обсадной колонны с глубиной согласно уникальному разносу, созданному креплением обсадной трубой ствола скважины.

- 21 030072

Если необходимо, труба включает в себя короткие переводники с нерегулярными интервалами, которые служат для подтверждающих проверок.

Способ 800 также включает в себя выбор места в стволе скважины для приведения в действие скважинного устройства. Это показано в блоке 820. Скважинное устройство может являться, например, стреляющим перфоратором или пробкой гидроразрыва. Место выбирают с привязкой к первой диаграмме каротажа локатора муфт.

Способ 800 затем включает в себя загрузку данных первого каротажа локатора муфт в процессор. Это показано в блоке 830. Процессор является бортовым контроллером, то есть частью автономного инструмента. Автономный инструмент также включает в себя управляемое скважинное устройство. Таким образом, где скважинное устройство является стреляющим перфоратором, автономный инструмент является компоновкой стреляющего перфоратора.

Способ 800 затем содержит сброс автономного скважинного инструмента в ствол скважины. Это показано в блоке 840. Скважинный инструмент содержит процессор, локатор муфт обсадной колонны, и управляемое скважинное устройство. Если необходимо, скважинный инструмент также включает в себя блок батарей и ловильную шейку.

Наконец, способ 800 включает в себя передачу исполнительного сигнала для приведения в действие управляемого скважинного устройства. Это показано в блоке 850. Сигнал передается с процессора на скважинное устройство. В случае, если скважинное устройство является стреляющим перфоратором, стреляющий перфоратор взрывается, обеспечивая выполнение перфораций в обсадной колонне.

Как показано в блоке 850, скважинное устройство приводится в действие на выбранном месте. Это место выбрано в блоке 820. Для передачи процессором в нужное время исполнительного сигнала, процессор предварительно программируют.

На фиг. 9 показаны признаки алгоритма, который можно использовать для приведения в действие скважинного инструмента. Алгоритм имеет форму этапов, в общем указанных позицией 900. Вначале процессор программируют для записи магнитных сигналов. Этап записи магнитных сигналов показан в блоке 910. Сигналы получают с помощью локатора муфт обсадной колонны при развертывании скважинного инструмента. Конкретно, сигналы записываются непрерывно, например, 150 сигналов в секунду, когда скважинный инструмент проходит муфты обсадной колонны вдоль ствола скважины. Магнитные сигналы образуют вторую каротажную диаграмму локатора муфт.

Этапы 900 затем включают в себя преобразование второго набора данных локатора муфт обсадной колонны второй каротажной диаграммы. Это показано в блоке 920. Второй набор данных локатора муфт обсадной колонны преобразовывают с применением оконного статистического анализа со скользящим средним.

На фиг. 10 приведен перечень этапов, которые можно использовать для применения оконного статистического анализа со скользящим средним. Данные этапы показаны в общем позицией 1000, и представляют алгоритм. Применение оконного статистического анализа со скользящим средним обеспечивает алгоритм 1000 для определения, превышают ли магнитные сигналы в своем преобразованном состоянии назначенный порог. Если значения сигналов превышают порог, то они маркируются, как возможное начало локации соединительной муфты.

При выполнении алгоритма 1000, вначале устанавливают некоторые рабочие параметры. Это показано в блоке 1010. Рабочие параметры относятся к вычислению оконного среднего и ковариационной матрицы.

На фиг. 11 показана блок-схема последовательности операций способа для определений 1100, которые выполняют для рабочих параметров. Один из рабочих параметров относится к так называемому "окну образца" Окно (А) образца является набором величин магнитного сигнала, записанных датчиком локатора муфт обсадной колонны. Оператор должен определить размер (А') для окон образца. Это показано в блоке 1110.

Предпочтительно, окну (А) образца придают размер, охватывающий меньше данных, чем одна муфта. Данное определение зависит от скорости датчика локатора муфт при проходе автономным инструментом муфт. Обычно, размер (А') окно образца составляет около 10 отсчетов. Для примера, если инструмент перемещается со скоростью 10 фут/с (305 м/с), и если датчик выполняет 10 отсчетов в секунду, и если переходная муфта имеет 1 фут в длину, то окно (А) образца могут иметь размер (А') около 5. Более типично, датчик может выполнять 20-40 замеров в секунду, и размер (А') окна образца должен тогда составлять около 10 замеров.

Другим рабочим параметром алгоритма 1000 является скорость взятия отсчетов. Этап определения скорости взятия отсчетов показан в блоке 1120. В одном аспекте скорость взятия отсчетов составляет не более 1000 отсчетов в секунду или, более предпочтительно, не более 500 отсчетов в секунду.

В идеале скорость взятия отсчетов коррелируют со скоростью автономного инструмента в стволе скважины. Предпочтительно, скорость является достаточной для взятия около 3-40 отсчетов в пике. Другими словами, при скорости взятия отсчетов принимают 3-40 сигналов при проходе инструментом муфты. Для примера, если инструмент перемещается со скоростью 10 фут/сек (3 м/с), и если муфта имеет длину 1 фут (0,3 м), то скорость взятия отсчетов должна предпочтительно составлять около 30-400 от- 22 030072

счетов в секунду.

Другим рабочим параметром алгоритма 1000 является параметр μ памяти. Этап определения параметра μ памяти показан в блоке 1130. Параметр μ памяти определяет, сколько магнитных сигналов усредняют в части методики скользящего среднего в алгоритме. Обычно параметр μ памяти должен составлять около 0,1. Данный параметр представлен также одним безразмерным числом.

Значение параметра μ памяти также зависит от средней скорости автономного инструмента. Значение параметра μ памяти дополнительно зависит от суммарного времени, образующего память алгоритма 1000. Если размер (т') окна образца составляет 10, и если параметр μ памяти составляет 0,1, число отсчетов, сохраняющихся в памяти для рабочего алгоритма можно вычислить следующим образом

Νο. = т’ * -¹μ

= 10 * —

0.1

= 100

В данном примере уравнения, алгоритм 1000 должен сохранять последние 100 отсчетов в применении оконного статистического анализа со скользящим средним, например, в определении остатка(1), рассмотренного ниже.

Альтернативно алгоритм 1000 может только сохранять последние 10 отсчетов магнитного сигнала, но затем использовать параметр μ памяти для взвешивания самых последних отсчетов окна образца. Данное затем добавляют к скользящему среднему ш(1+1) и скользящей ковариационной матрице Σ(ί+1), описанным ниже.

Другой рабочий элемент для алгоритма 1000 относится к предварительной установке порога пикового детектирования. Предварительная установка порога пикового детектирования показана в блоке 1140. Оператор может установить начальный порог для первого развертывания автономного инструмента. Во время сразу после начального запуска автономного инструмента алгоритм 1000 может инициировать фазу калибрования. Во время фазы калибрования процессор начинает собирать данные магнитных

сигналов. Процессор затем корректирует предварительно установленный порог пикового детектирования. Это должно обеспечивать более устойчивое пиковое детектирование.

Другой рабочий элемент относится к выбору положений инструмента для принятия решений управления. Это показано в блоке 1150. Например, если скважинный инструмент является стреляющим перфоратором, то этап блока 1150 должен включать в себя выбор места подрыва зарядов стреляющего перфоратора. Если скважинный инструмент является (или иначе включает в себя) пробку гидроразрыва, то этап блока 1150 должен включать в себя выбор места установки пробки в стволе скважины.

Как также показано на фиг. 10, этапы 1000 алгоритма включают в себя вычисление оконного скользящего среднего ш(1+1). Это показано в блоке 1020. Скользящее среднее ш(1+1) представляет скользящее среднее для значения магнитного сигнала окна (т) образца. Следует обратить внимание, что среднее предпочтительно не берут, и нет необходимости брать для каждого индивидуального окна (т) образца; вместо этого, величины индивидуального окна образца (например, {х₂, х₃, х₄, ... Χ)+ί}) устанавливают в векторной форме. Скользящее среднее ш(1+1), при этом, непрерывно вычисляется с течением времени.

Скользящее среднее ш(1+1) предпочтительно имеет векторную форму. Дополнительно, скользящее среднее ш(1+1) является предпочтительно экспоненциально взвешенным скользящим средним. Скользящее среднее ш(1+1) можно вычислить согласно следующему уравнению:

ш(/+1) = /гу(г+1) + (1-//)т(?)

где у(1+1) последовательность величин магнитного сигнала в последнем окне (т+1) образца, и ш(1) среднее величин магнитного сигнала для предыдущего окна (т) образца.

Для дополнительного объяснения, у(1) представляет совокупность значений магнитного сигнала в окне образца, {х₁, х₂, х₃, ... х_те}. Это векторная форма. Предположительно, у(1+1) представляет совокупность значений магнитного сигнала в следующем окне образца, {х₂, х₃, х₄, ... х_те+1}-ш(1), таким образом, является вектором, который получает постоянное обновление, причем, вектор предпочтительно является экспоненциально взвешенным скользящим средним окна образца.

Этапы 1000 алгоритма фиг. 10 также включают в себя вычисление скользящего оконного второго момента Ά(ί+1). Это показано в блоке 1030. Скользящий второй момент Ά(ί+1) также имеет векторную форму. Предпочтительно, скользящий второй момент является экспоненциально взвешенным средним, вычисленным согласно следующему уравнению:

А(/+1) = ду(/+1) х [у(Г+1)^Г + (1-/ζ)Α(ί)].

Вообще говоря, второй момент является произведением данных. Общая форма следующая:

где т(1)' транспонированное ш(1).

- 23 030072

Этапы 1000 алгоритма фиг. 10 также включают в себя вычисление скользящей оконной ковариационной матрицы Σ(ΐ+1). Это показано в блоке 1040. Ковариационная матрица Σ(ΐ+1) может быть вычислена согласно следующим уравнениям:

Σ (/+1) = А(/+1) - ш(/+1) х [ш(/+1)]^г.

ковариационная матрица Σ(ΐ+1) непрерывно обновляется, то есть, является скользящим вектором.

Отмечается, что в вычислении скользящего среднего ш(1+1) и скользящей ковариационной матрицы Σ(ΐ+1), должны быть установлены некоторые начальные величины. Таким образом, например, оператор должен определить:

где т(\У) - среднее ш(1) для первого окна (V) образца, у(\У) - транспонирование для т(\У)·

Оператор может также определить:

У (И) = [XI, х₂, Хз, ... X (И) ] ^Т при развертывании скважинного инструмента,

где χι, х₂, х₃, ... х_те представляют величины магнитного сигнала в окне (V) образца.

Оператор может также определить Σ(ν), как нулевую матрицу.

Этапы 1000 алгоритма фиг. 10 также включают в себя вычисление значения остатка Κ(ΐ). Это показано в блоке 1050. Остаток Κ(ΐ) предлагает способ сравнения двух векторов, принадлежащего к статистическому распределению. Остаток Κ(ΐ) представляет обобщенное расстояние между последним окном (V) образца и настоящим скользящим средним ш(1+1), и может быть вычислен согласно следующему уравнению:

К(/) = [г(У) - ш(/-1)]^г х [Σ(ί- I)'¹ х [г(У) - т(/-1)] где Κ(ΐ) - одно, безразмерное число,

у(1) - вектор, представляющий совокупность величин магнитного сигнала для настоящего окна (V) образца, и

ш(1-1) - вектор, представляющий среднее для совокупности величин магнитного сигнала для предыдущего окна (V) образца.

Отмечается, что алгоритм 1000 не вычисляет значения остатка Κ(ΐ) если число взятых отсчетов (ΐ) больше размера (V') окна (V) образца, умноженного на 2. Данное может быть выражено следующим образом:

ΐ > 2 * λ¥.

Причиной является инвертирование ковариационной матрицы Σ (показана выше, как Σ(ΐ-1)^-1) когда вычисление остатка Κ(ΐ), и инверсия должно являться невозможным, если ковариационная матрица аккумулирует недостаточное число статистических отсчетов.

Алгоритм 1000 фиг. 10 также включает в себя установление другого набора рабочих параметров. Это показано в блоке 1060. В данном случае рабочие параметры относятся к вычислению скользящего порога Τ(ΐ+1).

На фиг. 12 показана блок-схема последовательности операций способа для определений 1200, которые выполняют для данных рабочих параметров. Один из рабочих параметров является определяющим параметр η памяти. Это показано в блоке 1210. Параметр η памяти не является вектором, но представляет одно число. Как показано в формуле, приведенной ниже, назначенная величина η влияет на число замеров, используемых для вычисления начального порога Τ(ΐ) или для обновления скользящего порога ^(ΐ+¹⁾.

Параметр η памяти должен быть больше времени, которое требуется автономному инструменту для прохода муфты. Вместе с тем, η должен быть меньше разноса между ближайшими муфтами. В одном аспекте η составляет около 0,5-5.

Другой рабочий параметр для определений 1200 является определением стандартного коэффициента отклонения (стандартный коэффициент). Это показано в блоке 1220. Стандартный коэффициент является величиной, показывающей вероятность аномалии данных. Алгоритм 1000 фактически функционирует для обнаружения аномалий.

До вычисления пороговых величин в алгоритме 1000, могут быть установлены начальные величины начальные величины. Начальные величины могут быть определены следующим образом:

определение ΜΚ(2*ν+1) =Κ(2*ν+1), где К представляет остаток,

МК представляет скользящий остаток и (2*ν+1) показывает вычисление, когда ΐ>2χν, определение 8Κ(2*ν+1)=[Κ(2*ν+1)]², где 8К представляет второй момент остатка, определение 8ΤΏΚ(2*ν+1) =0,

где 8ΤΏΚ представляет стандарт отклонения остатока, и

- 24 030072

определение Т(2*А'+1)=0,

где Т(2*А'+1) представляет начальную пороговую величину.

Как также показано на фиг. 10, алгоритм 1000 включает в себя вычисление скользящего порога Τ(ΐ+1). Это показано в блоке 1070. Как и в случае вычисления остатка Κ(ΐ) блока 1050, скользящий порог Τ(ΐ+1) предпочтительно не вводится в действие, пока число взятых отсчетов (ΐ) не становится больше размера (А') окна (А) образца, умноженного на 2.

Этап вычисления блока 1070 сам включает в себя последовательность вычислений. На фиг. 13 показана блок схема последовательности этапов возможного способа 1300 вычисления подвижного порога Τ(ΐ+1).

Вначале этапы 1300 включают в себя вычисление скользящего остатка ΜΚ(ΐ+1). Это показано в блоке 1310. Скользящий Остаток ΜΚ(ΐ+1) является значением остатка с течением времени перемещения окон (А) образцов. Скользящий остаток можно вычислить согласно следующему уравнению:

МК(/+1) = μΚ(/+1) + (1-д) МК(Г) где μ - параметр памяти для оконного статистического анализа,

ΜΚ(ΐ) - скользящий остаток в предыдущем окне образца и ΜΚ(ΐ+1) - скользящий остаток в текущем окне образца.

Этапы 1300 также включают в себя вычисление второго остатка δΚ(ΐ+1) момента. Это показано в блоке 1320. Второй остаток δΚ(ΐ+1) момента является также скользящей величиной, и представляет второй остаток момента с течением времени, когда окна (А) образца перемещаются. Второй остаток момента можно вычислить согласно следующему уравнению:

8Щ7+1) = д[К(/+1)]² + (1-д) 8К(0 где δΚ(ΐ) - второй остаток момента в предыдущем окне образца и δΚ(ΐ+1) - второй остаток момента в текущем окне образца.

Этапы 1300 вычисления подвижного порога Τ(ΐ+1) также включают в себя вычисление стандартного отклонения величины остатка δΤΏΚ(ΐ+1). Это показано в блоке 1330. Стандартное отклонение величины остатка δΤΏΚ(ΐ+1) является также скользящей величиной, и представляет стандартное отклонение остатка с течением времени при перемещении окон (А) образцов. Стандартное отклонение величины остатка можно вычислить согласно следующему уравнению:

где δΤΏΚ(ΐ+1) - стандартное отклонение остатка в текущем окне образца.

Этапы 1300 дополнительно включают в себя вычисление скользящего порога Τ(ΐ+1). Это показано в блоке 1340. Порог Τ(ΐ+1) является также скользящей величиной, и представляет линию отсчета для определения потенциального начала локации соединительной муфты при перемещении окна (А) образцов. Порог можно вычислить согласно следующему уравнению:

Т(/+1) = МК(ГН) + 8ТО_Рас1ог х 8ΤϋΚ(/+1).

Как показано в этапах 1000 алгоритма фиг. 10, этапы 1000 также предусматривают определение того, превосходит ли скользящая величина остатка Κ(ΐ+1) величину скользящего порога Τ(ΐ+1). Это показано в блоке 1080. Выполняется следующий запрос:

К(?-1) < Т(/), и К(/) > Т(/).

где Κ(ΐ) - значение остатка для настоящего окна (А) образца,

Κ(ΐ-1) - остаток для предыдущего окна (А) образца, и

Τ(ΐ) - величина порога для настоящего окна образца.

Если запрос удовлетворен, то алгоритм 1000 отмечает время (ΐ), как начало локации потенциальной переходной муфты.

Также отмечаем, что определение блока 1080 выполняют только если 1>2хА. Кроме того, локацию переходной муфты выделяют только если:

ί> —

μ

где А - номер окна образца и

μ - параметр памяти для оконного статистического анализа.

Это означает, что время должно быть больше частного от деления размера окна на параметр μ памяти.

На фиг. 14А и 14В показаны снимки 1400А, 1400В экрана для являющегося примером участка второй преобразованной каротажной диаграммы локатора муфт. Первая линия, позиция 1410, представляет магнитные сигналы в режиме реального времени, полученные при развертывании автономного инструмента, как части блока 840, и записи сигналов, как части блока 910. Вторая линия, позиция 1420, представляет скользящий остаток Κ(ΐ+1). Скользящий остаток Κ(ΐ+1) получен, как часть блока 920 и вычисление скользящего остатка Κ(ΐ+1), как часть блока 1310. Величины скользящего остатка образуют каро- 25 030072

тажную диаграмму, которая становится преобразованными сигналами, хранящимися в процессоре.

На каждой из фиг. 14А и 14В, ось х представляет глубину (или местоположение) в футах (0,3 м). Ось у представляет величину или силу магнитного сигнала. На фиг. 14А, величина магнитного сигнала для второй диаграммы 1410 каротажа локатора муфт показывает две отдельные зоны пиков. Первая зона, позиция 1430, показывает пики (магнитные сигналы относительно высокой амплитуды), которые могут представлять муфты. Альтернативно, пики в зоне 1430 могут представлять так называемые короткие звенья. Такие короткие звенья обычно имеют два кольца. Вторая зона пиков, позиция 1440, представляет муфту.

На фиг. 14В показан другой снимок 1400В экрана. Величины скользящего остатка К(1+1) 1420 для преобразованной диаграммы 1410 каротажа локатора муфт также показаны. Кроме того, Величины скользящего порога Т(1+1), позиция 1450, показаны пунктирными линиями. Ранние пики между 2 и 4,5 фут (0,6 и 1,4 м) отбрасывают как часть способа 1000 (блок 1080). Данное рассмотрено дополнительно ниже и показано на фиг. 16. Пики между 5 футов (1,5 м) и 6 футов (1,8 м) указывают муфты.

Отмечается, что пороговая линия 1450 является скользящей и корректирующейся. Порог обычно выбирают, как среднюю величину, плюс одно или два стандартных отклонения. На фиг. 14В, пороговая величина порога Т(1+1) соответствует величине остатка Κ(ΐ+1) на каждой переходной муфте, начинающейся около 5.

Как показано на фиг. 9, этапы 900 для алгоритма процессора также включают в себя сравнение некоторыми шагами преобразованной второй каротажной диаграммы локатора муфт с первой каротажной диаграммой локатора муфт. Это показано в блоке 930. Сравнение имеет место во время развертывания автономного скважинного инструмента в стволе скважины. Сравнение блока 930 коррелирует значения между двумя каротажными диаграммами, указывающие местоположения муфт обсадной колонны.

Сравнение в отношении первой каротажной диаграммы локатора муфт может включать в себя сравнение магнитных сигналов, записанных при начальном спуске на каротажном кабеле на этапе блока 810. Данные сигналы, конечно, должны быть преобразованы в цифровую форму. Как часть этапа сбора данных локатора муфт блока 810 магнитные сигналы для первой каротажной диаграммы локатора муфт можно дополнительно преобразовывать. Например, сигналы могут проходить сглаживание для выполнения первой каротажной диаграммы локатора муфт. Альтернативно, сигналы могут проходить оконный статистический анализ, например, описанный выше и показанный на фиг. 10, 11 и 12 для магнитных сигналов второй каротажной диаграммы локатора муфт. Преобразование как первой каротажной диаграммы локатора муфт (последовательность глубин), так и второй каротажной диаграммы локатора муфт (временная последовательность) обеспечивает придание вида простых пиков магнитным сигналам или импульсам.

Этап сравнения поступательно преобразованной второй каротажной диаграммы локатора муфт с первой каротажной диаграммой локатора муфт блока 930 выполняют с использованием алгоритма сопоставления образцов. Предпочтительно, алгоритм сравнивает пики между первой и второй диаграммой по одному.

На фиг. 15 показана блок-схема последовательности операций способа 1500 итеративного сравнения преобразованной второй каротажной диаграммы локатора муфт с первой каротажной диаграммой локатора муфт в одном варианте осуществления. Способ 1500 первым включает в себя определение начального момента времени для сопоставления. Это показано в блоке 1510. Цель определения начального момента времени состоит в том, чтобы процессор не делал попытки идентификации муфт по пикам, которые неизбежно считываются, когда автономный инструмент первый раз развертывают в стволе скважины.

На фиг. 16 показан снимок 1600 экрана для начальных магнитных сигналов 1610. Ось х на фиг. 16 представляет глубины (измеренные в футах (0,3 м)), а ось у представляет силу сигнала. Как показано, первая группа пиков (сигналов высокой амплитуды) находится в области, отмеченной позицией 1620.

Сигналы в области 1620 обнаружены в стволе скважины между 4 и 4,5 футов (1,2-1,4 м). Данные сигналы не сравнивают в алгоритме сопоставления с образцом муфт способа 1500. Это основано на запросе блока 1080:

1> — . μ

Также на фиг. 15 вторая группа пиков показана в области 1630. Сигналы в области 1630 обнаружены в стволе скважины между 5 и 6 футов (1,5-1,8 м). Данные сигналы из области 1630 представляют первую муфту, используемую в алгоритме сравнения для способа 1500.

Способ 1500 также включает в себя установление указателей линии отсчета для алгоритма сопоставления муфт. Это показано в блоке 1520. Указатели линии отсчета относятся к глубинам и моментам времени. Глубины {ф, б₂, б₃, ...} получают из первой каротажной диаграммы локатора муфт. Глубины указывают соответствующие глубины муфт обсадной колонны в стволе скважины, определенные по первой диаграмме каротажа локатора муфт. Моменты времени {£, ΐ₂, ΐ₃, ...} относятся к моментам времени локации откликов на магнитный сигнал в преобразованной второй каротажной диаграмме локатора муфт. Моменты времени указывают возможные местоположения муфт обсадной колонны, определенные

- 26 030072

процессором в автономном инструменте. В данных случаях преобразованные отклики магнитного сигнала превосходят скользящий порог Т(1+1).

Способ 1500 также включает в себя расчет начальной скорости автономного инструмента. Это показано в блоке 1530. Для установления скорости ν, глубину ά₁ принимают соответствующей времени ΐ₁. Аналогично, глубину ά₂ принимают соответствующей времени ΐ₂. Затем, начальную скорость вычисляют, как:

ί₂ 1_г

Способ 1500 также включает в себя обновление индекса сопоставления переходной муфты. Это показано в блоке 1540.

Индекс относится к последовательности соответствий муфт. На этапе блока 1540, последнему подтвержденному соответствию присваивают индекс ά|._: для глубины, и ΐ₁ для времени. Последний подтвержденный расчет скорости должен являться и.

Способ 1500 затем включает в себя определение следующего соответствия муфт обсадной колонны. Это показано в блоке 1550. Сопоставление выполняют с использованием итеративного процесса сближения. В одном аспекте этапы итеративного процесса сближения являются следующими:

(1) Если '^{1 1} _ ^ν / удовлетворяет (1-с)и<у<(1+с)и, согласовать й_к+1 с ΐι₊₁. В данном запросе е представляет допустимую погрешность. Предпочтительно допустимая погрешность е составляет не больше около 10%.

(2) Иначе, если (ά^-άρ-ν^+ι-ΐι), удалить й_к+₁ из последовательности каротажной диаграммы локатора муфт и уменьшить все более поздние индексы на 1. Это означает, что алгоритм обрабатывает глубину следующего номера в последовательности, как й_к+₁, и возвращается на этап (1).

(3) Иначе, если (ά^-άΟ-ν^+ι-ΐ,), удалить ΐ₁+₁ из последовательности каротажной диаграммы локатора муфт и уменьшить все более поздние индексы на 1. Это означает, что алгоритм обрабатывает следующее по номеру время в последовательности, как ΐ₁+₁ и также возвращается на этап (1).

Способ 1500 затем включает в себя обновление индексов, и повторение итеративного процесса блока 1550. Это показано в блоке 1560. Следовательно, муфты между двумя диаграммами каротажа локатора муфт согласуют по одной.

Здесь отмечается, что автономный инструмент можно развертывать в стволе скважины и выполнять непрерывное сравнение между первой и второй диаграммой каротажа локатора муфт без использования итеративного процесса. При этом алгоритм может просто сопоставлять места последовательно там, где обнаружены пики сигнала, показывающие присутствие соединительной муфты. В таком устройстве оператор может выбирать пороги для первого (сохраненная последовательность глубин) и второго (последовательность режима реального времени) остатков локатора муфт. Данное обычно следует выбирать, как величину скользящего среднего плюс одно или два стандартных отклонения для обнаружения начальных положений муфт в обоих наборах данных. Затем, начиная от верха ствола скважины или другого заданного места, алгоритм может непрерывно согласовывать величины начала события для получения переменной положения для автономного инструмента из каротажной диаграммы локатора муфт в данные моменты времени, как показано на смежной фигуре. Вместе с тем, такое прямое сравнение величин должно также учитывать случайные пики или пропадающие пики, которые могут возникать либо в первой или во второй диаграмме каротажа локатора муфт, и это предполагает постоянную скорость инструмента в стволе скважины.

Способ 1500 представляет улучшение данного подхода. Способ 1500 автоматически определяет скорость по недавним согласованиям муфт, и использует текущие согласования для получения оценок скорости, близких к ранее полученным. Данное новаторское улучшение дает надежную и устраняющую ошибки способность учитывать случайные и беспорядочные пропадающие или возникающие пики, обеспечивая незначительное накопление изменений скорости с течением времени.

На фиг. 17А, 17В, и 17С на снимках 1700А, 1700В, 1700С экрана показано использование алгоритма сопоставления с образцом муфт для способа 1500 фиг. 15. Первым, на фиг. 17А показан снимок 1700А экрана, где сравнивают отсчеты глубины для автономного инструмента с отсчетами глубины для первой каротажной диаграммы локатора муфт. Снимок 1700А экрана является графиком в прямоугольных координатах, показывающим местоположение муфт по глубине.

Отсчеты глубины для первой каротажной диаграммы локатора муфт показаны линией 1710, а отсчеты глубины для автономного инструмента показаны линией 1720. Линия 1720 от автономного инструмента основана на процессе сопоставления муфт фиг. 15. Как показано, на снимке 1700А экрана линия 1720 практически совпадает с фактической глубиной, измеренной по первой каротажной диаграмме локатора муфт. При этом, линия 1710 для первой каротажной диаграммы локатора муфт и линия 1720 для преобразованной второй каротажной диаграммы локатора муфт, по существу, перекрываются.

На фиг. 17В показан второй снимок 1700В экрана. На снимке 1700В экрана показана трехфутовая (0,9 м) секция ствола скважины вдоль оси х. Ось х проходит от глубины приблизительно 1005 футов

- 27 030072

(306,5 м) до 1008 футов (307,4 м). На фиг. 17В показаны магнитные сигналы 1730 от первой или базовой каротажной диаграммы локатора муфт. На оси у показана сила магнитных сигналов 1730. Пики 1730 ясно показывают взятие каждого отсчета. Переходная муфта наиболее вероятно располагается между 1005 и 1006 футов (306,5-306,8 м).

На фиг. 17С показан третий снимок 1700С экрана. На фиг. 17С показан снимок той же трехфутовой (0,9 м) секции ствола скважины. Ось х также проградуирована в футах (0,3 м), а ось у показывает силу сигнала.

На фиг. 17С, показаны линии 1740 и 1750. Линия 1740 представляет грубые отсчеты магнитных сигналов со второй каротажной диаграммы локатора муфт. Это диаграмма автономного инструмента. Пики 1745 линии 1740 показывают местоположения муфт. Линия 1750 является преобразованной второй диаграммой каротажа локатора муфт, или остатком (1). Остаток К(1) 1750 четко коррелирует с пиками 1745 грубой второй каротажной диаграммы локатора муфт.

Для дополнительного уменьшения неопределенности в обнаруженных пиках 1745 второй каротажной диаграммы локатора муфт, другой вариант осуществления данного изобретения включает в себя использование двух или больше датчиков локатора муфт, расположенных в автономном инструменте. Целью является создание дублирования измерений магнитных сигналов. Алгоритм для процессора тогда включает в себя этап сравнения между последовательными сигналами в автономном инструменте. В одном аспекте два сигнала, или два одновременно полученных окна сигналов, усредняют перед вычислением среднего остатка ш(1+1). Это помогает сглаживанию магнитных откликов. В другом варианте осуществления магнитные сигналы отдельно параллельно преобразуют на этапе блока 920, и затем отдельно сравнивают с первой каротажной диаграммой локатора муфт на этапе блока 930. Выбирают преобразованные сигналы, наилучшим образом согласующиеся с образцом муфт данного первого каротажа локатора муфт. В любом случае, такое дублирование помогает обнаруживать ложные пики вследствие резких изменений в скорости инструмента.

Также определено, что если применяют два локатора муфт обсадной колонны или датчика, датчики может разделять известное расстояние вдоль инструмента. При проходе автономным инструментом муфт двойные датчики создают встроенную измерительную систему скорости инструмента. Скорость выводится по известному расстоянию между двумя датчиками локатора муфт и промежутком времени между пиками локатора муфт. Данное измерение скорости можно сравнивать или даже заменять им расчеты скорости для этапов блоков 1540 и 1550. На фиг. 3 фактически показана компоновка 300 инструмента с двумя отдельными локаторами 314', 314" местоположения.

Альтернативно, способ определения скорости автономного инструмента на этапах блоков 1520, 1540 и 1550 может включать в себя использование акселерометра. В данном случае локатор 214 местоположения включает в себя акселерометр. Акселерометр является устройством, измеряющим ускорение во время свободного падения. Акселерометр может измерять величину и направление ускорения, как векторной величины по нескольким осям. При связи с аналитическим программным обеспечением акселерометр обеспечивает определение положения объекта. Предпочтительно, локатор местоположения должен также включать в себя гироскоп. Гироскоп должен поддерживать ориентацию, например, компоновки 200' пробки гидроразрыва. Отсчеты акселерометра сравнивают с вычисленными значениями скорости. Такие отсчеты можно затем усреднять для увеличения точности.

Также можно использовать более тщательно разработанные итеративные способы. Например, способ 1500 можно усовершенствовать, применив сравнение двух или даже трех пиков в данный момент времени для сопоставления образца. Например, последние три обнаруженных пика первой и второй каротажных диаграмм локатора муфт можно сравнивать для определения скорости и сопоставления пиков одновременно. В таком варианте осуществления можно предпочтительно воспользоваться специальными элементами вдоль ствола скважины, такими как короткие звенья или изменение интервалов между муфтами для выполнения более устойчивого сопоставления образцов для определения скорости и глубины. Вместе с тем, скорость обработки является важной в получении точных результатов, и более сложные алгоритмы замедляют скорость обработки.

Для сравнения нескольких пиков единовременно для алгоритма сопоставления образцов можно использовать методику динамического программирования. Методика динамического программирования направлена на обнаружения минимума, и использует следующее уравнение:

Μ N

Μίη ^{α + νΐ,-ά^Ϋ + -ύ?.)²

α,ν

/=1 7=1

где а - сдвиг, показывающий на сколько точка перемещается; ν представляет скорость, и является масштабным множителем; ά представляет глубину;

7*69 ⁼ Аг§Мт |я + νί_ι -ύ?₇·| ;

7

ζ*69 ⁼ Аг§Мт \а + νί_ί - ά_ί | ; и

АгдМт - значение переменной, дающей минимум.

- 28 030072

На фиг. 18 показан график, разбитый на три блока. Тремя блоками являются блок 1800А, блок 1800В и блок 1800С.

Первые два блока 1800А и 1800В показывают два набора данных каждый. Представлены кружки 1810 и звездочка 1820. Кружки 1810 представляют муфты обсадной колонны, идентифицированные по первой каротажной диаграмме локатора муфт. Звездочки 1820 представляют муфты обсадной колонны, идентифицированные по второму набору данных локатора муфт обсадной колонны. Это данные в режиме реального времени, собранные автономным инструментом. Как кружки 1810, так и звездочки 1820 можно получить способом 1000 для применения оконного статистического анализа со скользящим средним, показанным на фиг. 10.

Оси в каждом из блоков 1800А и 1800В имеют шкалу. Ось х показывает последовательности муфт 0-18. Все кружки 1810 и звездочки 1820 калибруют от 0.

Как показано в первом блоке 1800А, кружки 1810 и звездочки 1820 точно не совпадают. Специалисту по каротажу скважины должно быть ясно, что каротажные диаграммы муфт обсадной колонны могут иметь случайные ошибки. Здесь звенья обсадной колонны могут генерировать ложные пики. Кроме того, некоторые муфты обсадной колонны могут быть пропущены. Поэтому необходимо математически согласовывать данные первой и второй каротажных диаграмм локатора муфт.

Для обеспечения сопоставления муфт обсадной колонны, даны переменные а и ν. Где а сдвиг, показывающий величину смещения точки, а ν представляет скорость и является масштабным множителем. Алгоритм направлен на возможно лучшее (а, ν) согласование точек.

В блоке 1800А, применен только масштабный множитель ν. В блоке 1800В, применены как сдвиг, так и масштабный множитель. Показано, что кружки 1810 и звездочки 1820 стали ближе совмещены в блоке 1800В.

В третьем блоке 1800С применен алгоритм сопоставления образцов, описанный выше, для набора точек. Алгоритм направлен на минимизацию выходной функции наименьших квадратов для данных (а, ν). Выходная функция вычисляет квадрат расстояния до ближайшей точки. В блоке 1800С показано, что дана откорректированная скорость. Выпуклость функции отмечается вместе с близким к точному соответствию действительного масштабного множителя с расчетом скорости.

Алгоритм 1500 сопоставления образцов муфт 1500 можно использовать по всей длине ствола скважины. Альтернативно, алгоритм 1500 можно использоваться только на последнем участке ствола скважины, например, последних 1000 футов (305 м) перемещения. Для улучшения использования алгоритма 1500 при распознавании образцов звенья обсадной колонны можно специально выбирать различной длины, например, спуская звенья полной длины, а также звенья в '/.₄. '/₂ и ³/₄ полной длины. С использованием конструкции с комбинацией коротких и длинных звеньев процессор более точно определяет свое положение, даже если имеются пропущенные и/или ложные пики во второй каротажной диаграмме локатора муфт.

Также показанные на фиг. 9 этапы 900 приведения в действие скважинного инструмента включают в себя передачу исполнительного сигнала на управляемое скважинное устройство. Это показано в блоке 950. Исполнительный сигнал передается, когда процессор обнаруживает выбранное место в стволе скважины, или глубину. Обнаружение основано на распознавании последней переходной муфты, или последней группы муфт. Передача исполнительного сигнала обуславливает выполнение автономным инструментом своей главной функции. Таким образом, в случае если автономный инструмент является компоновкой стреляющего перфоратора, сигнал должен вызывать подрыв зарядов стреляющего перфоратора и перфорирование окружающей обсадной колонны.

Как можно видеть, новаторские методики предложены в данном документе для управления синхронизацией действий автономного инструмента, перемещающегося в скважине. Управление осуществляется на основе обработки комбинации сигналов глубина/частота и время/частота и способов распознавания образцов для сопоставления местоположения муфт. Анализ выполняют на основе сигналов, принятых с магнитного локатора муфт обсадной колонны, или датчика локатора муфт, установленного на автономном инструменте. Датчик локатора муфт непрерывно записывает магнитные сигналы, регистрирующие отличительные всплески при проходе более толстых металлических частей муфт обсадной колонны. Беспроводной автономный инструмент заранее программируют с использованием привязанных к глубине сигналов, полученных из ранее записанной каротажной диаграммы локатора муфт. Способы, раскрытые в данном документе, должны автоматически сопоставлять последнюю с текущей временной последовательностью локатора муфт по каротажной диаграмме локатора муфт, измеренной автономным инструментом.

Хотя должно быть ясно, что изобретения, описанные в данном документе, просчитаны для достижения выгод и преимуществ, изложенных выше, также должно быть ясно, что изобретения могут претерпевать модификации, изменения и замены без отхода от их сущности. Улучшенные способы заканчивания ствола скважины с необсаженным забоем созданы для изоляции одного или нескольких выбранных подземных интервалов. Также создано усовершенствованное устройство изоляции зон. Изобретения обеспечивают оператору добычу текучих сред из или нагнетание текучих сред в выбранный подземный интервал.

- 29 030072

Claims (34)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Скважинный инструмент для выполнения работ с трубными изделиями, таких как перфорирование, изоляция или обработка области в стволе скважины, причем ствол скважины имеет муфты обсадной колонны, образующие физическую сигнатуру для ствола скважины, содержащий

   управляемый инструмент;

   локатор муфт обсадной колонны для определения местоположения управляемого инструмента в трубном изделии на основе физической сигнатуры, созданной вдоль трубного корпуса; и

   бортовой контроллер, выполненный с возможностью передачи исполнительного сигнала на управляемый инструмент, когда устройство локации идентифицирует выбранное место управляемого инструмента по муфтам обсадной колонны;

   при этом

   управляемый инструмент, локатор муфт обсадной колонны и бортовой контроллер все вместе выполнены с габаритами и конфигурацией, обеспечивающими возможность размещения в корпусе трубного изделия, как автономного блока;

   бортовой контроллер сохраняет в запоминающем устройстве первую каротажную диаграмму локатора муфт, представляющую магнитные сигналы, заранее записанные в стволе скважины; и

   бортовой контроллер программируют для следующего:

   непрерывной записи магнитных сигналов при походе компоновкой инструмента муфт обсадной колонны для выполнения второй каротажной диаграммы локатора муфт;

   преобразования записанных магнитных сигналов второй каротажной диаграммы локатора муфт с применением оконного статистического анализа со скользящим средним;

   сравнения поступательно преобразованной второй каротажной диаграммы локатора муфт с первой каротажной диаграммой локатора муфт во время размещения скважинного инструмента для корреляции величин, указывающих местоположения муфт обсадной колонны;

   распознавания выбранного места в стволе скважины; и

   передачи исполнительного сигнала на управляемый инструмент, когда процессор идентифицировал выбранное место для выполнения работы с трубами.
2. 2. Скважинный инструмент по п.1, в котором

   управляемый инструмент является пробкой гидроразрыва, выполненной с возможностью образования, по существу, непроницаемого для текучей среды уплотнения при приведении в действие в трубном изделии на выбранном месте; и

   пробка гидроразрыва содержит эластомерный уплотняющий элемент и захват с набором клиньев для удержания компоновки инструмента в нужном положении вблизи выбранного места.
3. 3. Скважинный инструмент по п.1, в котором управляемый инструмент содержит стреляющий перфоратор с соответствующим зарядом.
4. 4. Скважинный инструмент по п.1, дополнительно содержащий ловильную шейку.
5. 5. Скважинный инструмент по п.1, в котором

   управляемый инструмент является мостовой пробкой, выполненной с возможностью образования, по существу, непроницаемого для текучей среды уплотнения при приведении в действие в трубном изделии на выбранном месте; и

   мостовая пробка содержит эластомерный уплотняющий элемент и захват с набором клиньев для удержания скважинного инструмента в нужном положении вблизи выбранного места.
6. 6. Скважинный инструмент по п.1, дополнительно содержащий

   акселерометр, электрически соединенный с бортовым контроллером для получения расчета скорости скважинного инструмента при сравнении преобразованной второй каротажной диаграммы локатора муфт с первой каротажной диаграммой локатора муфт.
7. 7. Скважинный инструмент по п.1, в котором

   локатор муфт обсадной колонны содержит первый локатор муфт обсадной колонны вблизи первого конца скважинного инструмента;

   скважинный инструмент дополнительно содержит второй локатор муфт обсадной колонны вблизи второго противоположного конца скважинного инструмента, отделенный расстоянием ά; и

   бортовой контроллер дополнительно программируют для следующего:

   вычисления скорости по расстоянию (ά), делимому на время (ΐ), между проходом первого и второго локатора муфт обсадной колонны переходной муфты для создания расчета скорости скважинного инструмента при сравнении преобразованной второй каротажной диаграммой локатора муфт с первой каротажной диаграммой локатора муфт.
8. 8. Скважинный инструмент по п.1, в котором

   управляемый инструмент является накладкой обсадной колонны, цементировочным пакером с обратным клапаном или мостовой пробкой;

   управляемый инструмент изготовлен из фрезеруемого материала.
9. 9. Способ управления скважинным инструментом по п.1 в стволе скважины, причем ствол скважи- 30 030072

   ны имеет муфты обсадной колонны, образующие физическую сигнатуру для ствола скважины, содержащий

   получение набора данных локатора муфт обсадной колонны, коррелирующих записанные магнитные сигналы с измеренной глубиной, в результате чего формируют первую каротажную диаграмму локатора муфт для ствола скважины;

   выбор места в стволе скважины для приведения в действие управляемого скважинного устройства; загрузку первой каротажной диаграммы локатора муфт в процессор на борту скважинного инструмента;

   размещение скважинного инструмента в стволе скважины так, что скважинный инструмент проходит муфты обсадной колонны, причем скважинный инструмент содержит процессор, локатор муфт обсадной колонны и управляемое скважинное устройство;

   при этом процессор программируют для следующего:

   непрерывной записи магнитных сигналов при проходе скважинным инструментом муфт обсадной колонны с выполнением второй каротажной диаграммы локатора муфт;

   преобразования записанных магнитных сигналов второй каротажной диаграммы локатора муфт с применением оконного статистического анализа со скользящим средним;

   сравнения поступательно преобразованной второй каротажной диаграммы локатора муфт с первой каротажной диаграммой локатора муфт во время размещения скважинного инструмента для корреляции величин, указывающих местоположения муфт обсадной колонны;

   распознавания выбранного места в стволе скважины и

   передачи исполнительного сигнала на управляемое скважинное устройство, когда процессор идентифицировал выбранное место для приведения в действие скважинного инструмента.
10. 10. Способ по п.9, в котором

    способ дополнительно содержит преобразование набора данных локатора муфт обсадной колонны для первой каротажной диаграммы локатора муфт с применением оконного статистического анализа со скользящим средним;

    загрузка первой каротажной диаграммы локатора муфт в процессор содержит загрузку первой преобразованной каротажной диаграммы локатора муфт в процессор на борту скважинного инструмента; и

    процессор поступательно сравнивает вторую преобразованную каротажную диаграмму локатора муфт с первой преобразованной каротажной диаграммой локатора муфт для корреляции величин, указывающих местоположения муфт обсадной колонны.
11. 11. Способ по п.9, в котором

    первая каротажная диаграмма локатора муфт представляет последовательность глубин;

    вторая каротажная диаграмма локатора муфт представляет последовательность моментов времени;

    поступательное сравнение второй преобразованной каротажной диаграммой локатора муфт с первой каротажной диаграммой локатора муфт использует алгоритм сопоставления образцов муфт для сравнения и корреляции индивидуальных пиков, представляющих местоположения муфт обсадной колонны.
12. 12. Способ по п.11, в котором применение оконного статистического анализа содержит определение размера (^') окна образца для групп величин магнитного сигнала; вычисление скользящего среднего ш(1+1) для величин магнитного сигнала с течением времени.
13. 13. Способ по п.12, в котором

    скользящее среднее ш(1+1) имеет векторную форму и представляет среднее величин магнитного сигнала для окна (^) образца;

    применение оконного статистического анализа со скользящим средним дополнительно содержит определение параметра μ памяти для оконного статистического анализа со скользящим средним и вычисление скользящей ковариационной матрицы Σ(ΐ+1) для величин магнитного сигнала с течением времени.
14. 14. Способ по п.13, в котором

    скользящее среднее ш(1+1) является экспоненциально взвешенным скользящим средним для величин магнитного сигнала для окна (^) образца;

    вычисление скользящего среднего ш(1+1) для величин магнитного сигнала выполняют согласно следующему уравнению:

    т(/+1) = ду(/+1) + (1-д)т(/)

    ,

    где у(1+1) - совокупность величин магнитного сигнала в последнем окне (^+1) образца и ш(1) - среднее величины магнитного сигнала для предыдущего окна (^) образца.
15. 15. Способ по п.14, в котором вычисление скользящей ковариационной матрицы Σ(ΐ+1) для величин магнитного сигнала содержит

    вычисление экспоненциально взвешенного скользящего второго момента Α(ΐ+1) для величин магнитного сигнала в последнем окне (^+1) образца;

    вычисление скользящей ковариационной матрицы Σ(ί+1) на основе экспоненциально взвешенного

    - 31 030072

    второго момента А(1+1).
16. 16. Способ по п.15, дополнительно содержащий

    определение т(А)=у(А), когда скважинный инструмент размещают, где т(А) - среднее т(1) для первого окна (А) образца и у(А) - транспонирование для т(А); и

    определение (А) [х(1),х(2), ... х(А)]^Т, когда скважинный инструмент размещают, где х(1),х(2), ... х(А) представляют величины магнитного сигнала в окне (А) образца.
17. 17. Способ по п.15, в котором

    вычисление экспоненциально взвешенного второго момента А(1+1) выполняют согласно следующему уравнению:

    А(/+1) = ру(Ж) х [у(/+1)^г + (1-д)А(0

    и вычисление скользящей ковариационной матрицы Σ(ί+1) выполняют согласно следующему уравнению:

    Σ (/+1) = А(/+1) -т(/+1) х [т(/+1)]^г.
18. 18. Способ по п.17, в котором применение оконного статистического анализа дополнительно содержит

    вычисление начального остатка К(1) для периода, когда скважинный инструмент размещают;

    вычисление скользящего остатка К(1+1) с течением времени;

    вычисление скользящего порога Т(1+1) на основе скользящего остатка К(1+1).
19. 19. Способ по п.18, в котором

    начальный остаток К(1) вычисляют, только если 1>2хА', где 1 представляет число кумулятивно полученных магнитных сигналов;

    А' представляет число замеров, или размер каждого окна (А) образца; вычисление начального остатка К(1) выполняют согласно следующему уравнению:

    где К(1) - одно безразмерное число;

    у(1) - вектор, представляющий совокупность величин магнитного сигнала для настоящего окна (А) образца;

    т(1-1) - вектор, представляющий среднее для совокупности величин магнитного сигнала для предыдущего окна (А) образца.
20. 20. Способ по п.19, в котором вычисление скользящего порога Т(1+1) содержит определение параметра η памяти для вычислений порога и определение коэффициента стандартного отклонения.
21. 21. Способ по п.20, в котором

    скользящий порог Т(1+1) вычисляют? только если 1>2хА';

    применение оконного статистического анализа дополнительно содержит выделение времени (1) как потенциального начала локации соединительной муфты, если

    1>^,

    μ

    К.р-1) < Т(9, и

    к(9 > т(г).

    где К(1) - одно безразмерное число для настоящего окна образца;

    К(1-1) - остаток для предыдущего окна (А) образца;

    А - номер окна образца;

    μ - параметр памяти для оконного статистического анализа со скользящим средним.
22. 22. Способ по п.21, дополнительно содержащий

    определение МК(2*А'+1)=К(2*А'+1), когда скважинный инструмент размещают, где К представляет остаток;

    МК представляет скользящий остаток и (2*А'+1) показывает вычисление, когда 1>2хА,

    определение 8К(2*А'+1)=[К(2*А'+1)]², когда скважинный инструмент размещают, где 8К представляет второй момент остатка;

    определение 8ТЭК(2*А'+1)=0, когда скважинный инструмент размещают, где 8ТЭК представляет стандартное отклонение остатка и определение Т(2*А'+1)=0, когда скважинный инструмент размещают.
23. 23. Способ по п.22, в котором

    вычисление скользящего остатка (МК) выполняют согласно следующему уравнению:

    МК.Ц+1) = уВД+1) + (1-д) МВД

    где МК(1) - скользящий остаток в предыдущем окне образца и МК0+1) - скользящий остаток в текущем окне образца,

    - 32 030072

    вычисление второго момента остатка (8К) выполняют согласно следующему уравнению:

    8К(М) = μ [Κ(ί+1)]^{1 2 3} + (1-д) 8К(0

    ,

    где 8К(1) - второй момент остатка в предыдущем окне образца и

    8К(1+1) - второй момент остатка в текущем окне образца,

    вычисление стандартного отклонения остатка (8ΤΏΚ) выполняют согласно следующему уравнению:

    δΤϋΚμ+1) = + 1)-[+^(^+ 1)]²

    где 8ΤΏΚ(ί+1) - стандартное отклонение остатка в текущем окне образца и вычисление скользящего порога Τ(!+1) выполняют согласно следующему уравнению:

    Т(7+1) = МКЙ+1) + ЗТОРасФог X δτϋκμ+ΐ).
24. 24. Способ по п.11, в котором алгоритм сопоставления образцов муфт содержит

    установление линии отсчета для глубины по первой каротажной диаграмме локатора муфт и для времени по преобразованной второй каротажной диаграмме локатора муфт;

    расчет начальной скорости ν₁ автономного инструмента;

    обновление индекса сопоставления муфты по последнему подтвержденному совпадению муфты с индексом б_к для глубины и 1₁ для времени;

    определение следующего совпадения муфт обсадной колонны с использованием итеративного процесса сближения;

    обновление индекса сопоставления муфт на основе наилучшего вычисленного совпадения и повторение итеративного процесса.
25. 25. Способ по п.24, в котором оценка начальной скорости ν₁ автономного инструмента содержит предположение, что первая глубина б₁ соответствует первому времени 1₁; предположение, что вторая глубина б₂ соответствует второму времени 1₂; и

    вычисление расчетной начальной скорости с использованием следующего уравнения:
26. 26. Способ по п.24, в котором итеративный способ сближения содержит следующие этапы:

    (1) если ν ^{/+1 _} ' удовлетворяет (1-е)и<т<(1+е)и, сопоставляют б_к+₁ с 1₁₊₁;

    (2) или же, если (б^-бЦ^Щ+гФ), удаляют б_к+1 из индексации и уменьшают все последующие индексы на 1 так, что следующий номер глубины в последовательности становится б_к+₁, и возвращаются к этапу (1);

    (3) или же, если (б^-бЦ^Щ+^ф), удаляют !₁+₁ из индексации и уменьшают все последующие индексы на 1 так, что следующий номер глубины в последовательности становится 1₁+₁, и возвращаются к этапу (1);

    при этом и представляет последний подтвержденный расчет скорости и е представляет допустимую погрешность.
27. 27. Способ по п.26, в котором допустимая погрешность е не больше 10%.
28. 28. Способ по п.9, в котором для сравнения с определенным шагом второй преобразованной каротажной диаграммы локатора муфт с первой каротажной диаграммой локатора муфт используют алгоритм сопоставления образцов муфт для сравнения и корреляции более двух индивидуальных пиков единовременно.
29. 29. Способ по п.9, в котором получение набора данных локатора муфт из ствола скважины содержит

    спуск локатора муфт обсадной колонны в ствол скважины на каротажном кабеле и

    подъем локатора муфт обсадной колонны для записи магнитных сигналов как функции глубины.
30. 30. Способ по п.9, в котором скважинный инструмент дополнительно содержит ловильную шейку.
31. 31. Способ по п.9, в котором

    управляемое скважинное устройство является пробкой гидроразрыва, выполненной с возможностью образования, по существу, непроницаемого для текучей среды уплотнения при приведении в действие в стволе скважины на выбранной глубине;

    пробка гидроразрыва содержит эластомерный уплотняющий элемент и захват с набором клиньев для удержания местоположения скважинного инструмент вблизи выбранной глубины и

    передача исполнительного сигнала приводит в действие уплотняющий элемент и клиновой захват.
32. 32. Способ по п.31, в котором

    пробка гидроразрыва изготовлена из крошащегося материала и

    пробка гидроразрыва выполнена с возможностью саморазрушения через назначенное время после установки пробки гидроразрыва в стволе скважины.
33. 33. Способ по п.9, в котором

    - 33 030072

    управляемое скважинное устройство является стреляющим перфоратором, имеющим заряды; и передача исполнительного сигнала приводит в действие стреляющий перфоратор, подрывающий

    заряды.
34. 34. Способ по п.33, в котором

    стреляющий перфоратор, по существу, изготовлен из крошащегося материала и стреляющий перфоратор выполнен с возможностью саморазрушения после взрыва зарядов.