RU2698357C2 - Заканчивание скважины с системой однопроводного направления - Google Patents
Заканчивание скважины с системой однопроводного направления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2698357C2 RU2698357C2 RU2017113705A RU2017113705A RU2698357C2 RU 2698357 C2 RU2698357 C2 RU 2698357C2 RU 2017113705 A RU2017113705 A RU 2017113705A RU 2017113705 A RU2017113705 A RU 2017113705A RU 2698357 C2 RU2698357 C2 RU 2698357C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- string
- intermediate casing
- pipe
- pipe structure
- Prior art date
Links
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims abstract description 44
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 16
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 15
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 claims description 6
- 239000004696 Poly ether ether ketone Substances 0.000 claims description 4
- 229920002530 polyetherether ketone Polymers 0.000 claims description 4
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 claims description 2
- -1 polyethylene Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 claims description 2
- 239000013598 vector Substances 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 16
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 9
- 239000012811 non-conductive material Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 229920001940 conductive polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2406—Steam assisted gravity drainage [SAGD]
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
- E21B47/0228—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism using electromagnetic energy or detectors therefor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
- E21B47/0228—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism using electromagnetic energy or detectors therefor
- E21B47/0232—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism using electromagnetic energy or detectors therefor at least one of the energy sources or one of the detectors being located on or above the ground surface
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01B—MEASURING LENGTH, THICKNESS OR SIMILAR LINEAR DIMENSIONS; MEASURING ANGLES; MEASURING AREAS; MEASURING IRREGULARITIES OF SURFACES OR CONTOURS
- G01B7/00—Measuring arrangements characterised by the use of electric or magnetic techniques
- G01B7/14—Measuring arrangements characterised by the use of electric or magnetic techniques for measuring distance or clearance between spaced objects or spaced apertures
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/08—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with magnetic or electric fields produced or modified by objects or geological structures or by detecting devices
- G01V3/081—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation operating with magnetic or electric fields produced or modified by objects or geological structures or by detecting devices the magnetic field is produced by the objects or geological structures
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V3/00—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation
- G01V3/18—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging
- G01V3/26—Electric or magnetic prospecting or detecting; Measuring magnetic field characteristics of the earth, e.g. declination, deviation specially adapted for well-logging operating with magnetic or electric fields produced or modified either by the surrounding earth formation or by the detecting device
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Radiation (AREA)
Abstract
Изобретение относится к системе определения местоположения буровой скважины. Указанная система содержит: источник тока; вывод заземления, при этом вывод заземления электрически соединен с источником тока, вывод заземления заземлен на земной поверхности; проводник опорного сигнала, при этом проводник опорного сигнала электрически соединен с источником тока, проводник опорного сигнала введен в опорную скважину. Опорная скважина также содержит промежуточную обсадную колонну, при этом промежуточная обсадная колонна продолжается от земной поверхности в горизонтальный участок опорной скважины, промежуточная обсадная колонна также включает в себя разрыв электрической цепи промежуточной обсадной колонны, промежуточная обсадная колонна является электропроводной между разрывом электрической цепи промежуточной обсадной колонны и забойным концом промежуточной обсадной колонны, при этом в промежуточной обсадной колонне находится трубная конструкция, которая включает в себя разрыв электрической цепи колонны труб, причем трубная конструкция введена в опорную скважину, при этом трубная конструкция имеет забойный конец трубной конструкции и трубная конструкция является электропроводной между разрывом электрической цепи и забойным концом трубной конструкции. Система также содержит: электрическое соединение между трубной конструкцией и проводником опорного сигнала в промежутке от разрыва электрической цепи колонны труб до забойного конца трубной конструкции; электрическое соединение между трубной конструкцией и опорной скважиной в промежутке от разрыва электрической цепи колонны труб до забойного конца трубной конструкции; и магнитные датчики, расположенные с наружной стороны опорной скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности определения местоположения буровой скважины. 27 з.п. ф-лы, 11 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
[01] По настоящей заявке испрашивается приоритет предварительной заявки №62/058369 на патент США, поданной 1 октября 2014 года, полное содержание которой включено в эту заявку путем ссылки.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ/ОБЛАСТЬ РАСКРЫТИЯ
[02] В общем, настоящее раскрытие относится к системам определения местоположения буровой скважины, а в частности, к использованию магнитных полей для определения положения подземной скважины.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[03] Точное расположение и привязка ствола скважины могут иметь важное значение при разработке подземных нефтяных и газовых месторождений. Измерения положения бурового долота и направления бурения буровым долотом при направленном бурении известны как измерения в процессе бурения (ИПБ). В некоторых системах измерений в процессе бурения используются измерения гравитационных и/или магнитных полей Земли и могут использоваться гироскопические измерения вращательного движения при бурении. В этих приборах измерений в процессе бурения могут вычисляться траектории скважин при использовании инерциального наведения. В таких способах инерциального наведения возможно накопление погрешности по направлению траектории скважины, порождающее повышение неопределенностей положения при бурении скважины.
[04] Некоторые другие способы позволяют определять непосредственно на забое положение буровой скважины, и это может приводить к снижению неопределенности траектории скважины. Один такой способ заключается в активном определении расстояния, при котором используют генерацию и измерение магнитных полей. Например, в некоторых традиционных способах магнитную катушку размещают в забое опорной скважины. Магнитную катушку возбуждают с поверхности по каротажному кабеля для образования дипольного магнитного поля. В дополнение к снабжению электрической энергией к каротажному кабелю также можно подвешивать и располагать на нем магнитную катушку. Генерируемое дипольное магнитное поле измеряют трехкомпонентным магнитометром в другой пробуриваемой скважине, что позволяет определять положение бурового долота относительно опорной скважины. Такие традиционные способы применяют при добыче тяжелой нефти с использованием парогравитационного дренажа (ПГД). При некоторых работах по применению парогравитационного дренажа используют два параллельных ствола скважин, один выше другого относительно земной поверхности. Диапазон определения расстояния в этих традиционных способах с использованием систем катушек может быть ограниченным и может требоваться лебедка с каротажным кабелем для размещения и снабжения электрической энергией катушки.
[05] При некоторых работах по применению парогравитационного дренажа используют способы однопроводного направления. В системах однопроводного направления используют магнитное поле, генерируемое вокруг одного токонесущего провода. Как описывается в патенте США №4593770, который включен в эту заявку путем ссылки, этот провод может быть размещен на поверхности или в опорной скважине. Поскольку магнитное поле, окружающее линейный проводник, используемый в способе однопроводного направления, спадает как 1/r, а не как 1/r3 в случае поля, окружающего диполь, при однопроводном направлении возможно измерение на больших расстояниях, чем при активных измерениях с использованием катушки в забое скважины.
[06] В скважинных системах однопроводного направления магнитное поле опорной скважины может рассеиваться вследствие ослабления обратного тока вдоль обсаженной скважины. Электроизолирующие элементы могут быть установлены между соседними обсадными трубами для ограничения обратного тока по трубе. Теоретически, почти 100% тока, подаваемого вниз по каротажному кабелю, может быть подведено к изолированной электродной секции обсадной трубы в обсадной колонне. В таком случае ток может входить в пласт и распространяться по путям в пласт к заземляющему стержню возврата на источнике тока. Хотя этим способом можно получать сильный сигнал и удовлетворительно определять расстояние, как и при активном измерении расстояния с помощью катушки, для однопроводного направления может потребоваться доступ к стволу скважины по каротажному кабелю для размещения одного провода.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[07] Настоящее раскрытие включает в себя систему. Система включает в себя источник тока и вывод заземления. Вывод заземления электрически соединен с источником тока. Вывод заземления заземлен на земной поверхности. Система также включает в себя проводник опорного сигнала. Проводник опорного сигнала электрически соединен с источником тока и проводник опорного сигнала введен в опорную скважину. Кроме того, система включает в себя трубную конструкцию. Трубная конструкция включает в себя разрыв электрической цепи колонны труб и трубная конструкция введена в опорную скважину. Трубная конструкция имеет забойный конец трубной конструкции и трубная конструкция является электропроводной между разрывом электрической цепи и забойным концом. Система также включает в себя электрическое соединение между трубной конструкцией и проводником опорного сигнала в промежутке от разрыва электрической цепи колонны труб до забойного конца трубной конструкции. Кроме того, система включает в себя электрическое соединение между трубной конструкцией и опорной скважиной в промежутке от разрыва электрической цепи колонны труб до забойного конца трубной конструкции. Система также включает в себя магнитные датчики, расположенные с наружной стороны опорной скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[08] Настоящее раскрытие можно лучше всего понять при чтении нижеследующего подробного описания с обращением к сопровождающим чертежам. Следует отметить, что в соответствии с установившейся практикой различные элементы изображены не в масштабе. Фактически, для удобства рассмотрения размеры различных элементов могут быть произвольно увеличены или уменьшены. На чертежах:
[09] фиг. 1 - схематичное представление системы однопроводного направления в соответствии с по меньшей мере одним вариантом осуществления настоящего раскрытия;
[10] фиг. 2 - увеличенный схематичный вид конечного звена системы однопроводного направления в соответствии с по меньшей мере одним вариантом осуществления настоящего раскрытия;
[11] фиг. 3 - увеличенный схематичный вид конечного звена системы однопроводного направления в соответствии с по меньшей мере одним вариантом осуществления настоящего раскрытия;
[12] фиг. 4 - вид сбоку, иллюстрирующий использование системы однопроводного направления в скважине-близнеце для парогравитационного дренажа в соответствии с по меньшей мере одним вариантом осуществления настоящего раскрытия;
[13] фиг. 5 - вид сбоку, иллюстрирующий использование системы однопроводного направления в системе горизонтальной и вертикальной скважин в соответствии с по меньшей мере одним вариантом осуществления настоящего раскрытия;
[14] фиг. 6 - вид сбоку, иллюстрирующий использование системы однопроводного направления с многочисленными наземными датчиками в соответствии с по меньшей мере одним вариантом осуществления настоящего раскрытия;
[15] фиг. 7 - вид сбоку, иллюстрирующий использование системы однопроводного направления при наличии многочисленных соседних горизонтальных стволов скважин, разнесенных по вертикали относительно друг друга, в соответствии с по меньшей мере одним вариантом осуществления настоящего раскрытия;
[16] фиг. 8 - вид сверху, иллюстрирующий использование системы однопроводного направления при наличии многочисленных соседних горизонтальных стволов скважин, разнесенных по горизонтали относительно друг друга, в соответствии с по меньшей мере одним вариантом осуществления настоящего раскрытия;
[17] фиг. 9 - вертикальное поперечное сечение, иллюстрирующее использование системы однопроводного направления в группе горизонтальных скважин, отнесенных по вертикали и в поперечном направлении от опорной скважины, в соответствии с по меньшей мере одним вариантом осуществления настоящего раскрытия;
[18] фиг. 10 - вид сбоку, иллюстрирующий использование системы однопроводного направления в группе вертикальных скважин в соответствии с по меньшей мере одним вариантом осуществления настоящего раскрытия; и
[19] фиг. 11 - вид сбоку, иллюстрирующий использование системы однопроводного направления при пересечении скважин.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
[20] Следует понимать, что в нижеследующем раскрытии представлены многочисленные различные варианты осуществления или примеры реализации различных признаков из ряда вариантов осуществления. Конкретные примеры компонентов и устройств описываются ниже, чтобы сделать более понятным настоящее раскрытие. Конечно, они являются только примерами и не предполагаются ограничивающими. Кроме того, в настоящем раскрытии могут повторяться позиции и/или буквы в различных примерах. Это повторение делается для обеспечения простоты и ясности и само по себе не определяет зависимость между описываемыми различными вариантами осуществления и/или конфигурациями.
[21] В определенных вариантах осуществления настоящее раскрытие может относиться к системе определения местоположения буровой скважины, предназначенной для направления пробуриваемой скважины относительно существующей опорной скважины и для определения относительного положения подземной скважины путем регистрации электромагнитных данных. Проводник опорного сигнала может быть размещен в кольцевом пространстве между концентрическими трубами или в трубах заканчивания. Проводник опорного сигнала может быть доставлен к скважинному месту на заданную глубину при установке труб заканчивания в скважину. Проводник опорного сигнала может быть изолированным и в некоторых вариантах осуществления заземлен на месте забойного конца или вблизи него или на другом подземном месте, которое выбирают для конкретного применения. Проводник опорного сигнала может быть протянут в устье скважины через уплотнение в устье скважины. При пропускании тока по проводнику опорного сигнала из скважины может осуществляться добыча или скважина может эксплуатироваться иным образом. Опорный ток может подводиться к проводнику опорного сигнала и как следствие опорный ток может инжектироваться в окружающий пласт в точке, которая находится дальше или глубже, чем разрыв электрической цепи, если он имеется. Величину тока, инжектируемого в пласт, можно регулировать, а волновую форму тока модулировать для содействия применению усовершенствованных способов обработки сигналов. Ток, подводимый к проводнику эталонного сигнала, может соответствовать сигналу магнитного поля, предназначенному для измерения расстояния, который может обнаруживаться по меньшей мере одним наземным или подземным датчиком. В таком случае относительный пеленг и расстояние между проводником опорного сигнала и датчиком (датчиками) могут быть определены при скважинной или наземной обработке данных.
[22] Как схематично показано на фиг. 1, в определенных вариантах осуществления настоящего раскрытия опорная скважина (10) включает в себя кондукторную обсадную колонну (12). Кондукторная обсадная колонна (12) может продолжаться по вертикали от поверхности (17) вдоль участка стенки (11) ствола скважины обычно на расстояние от 10 до 50 м или приблизительно на 30 м от поверхности (17). Опорная скважина (10) может также включать в себя промежуточную обсадную колонну (14). Промежуточная обсадная колонна (14) может продолжаться от поверхности (17) в горизонтальный участок (114) опорной скважины (10). Кроме того, опорная скважина (10) может включать в себя хвостовик (16). Хвостовик (16) может быть соединен с промежуточной обсадной колонной (14) или может отходить от нее. Хвостовик (16) может продолжаться до забойного конца (13) опорной скважины (10). Хвостовик (16) и промежуточная обсадная колонна (14) могут быть электрически соединены.
[23] В определенных вариантах осуществления опорная скважина (10) может быть продуктивной скважиной. В других вариантах осуществления опорная скважина не является продуктивной скважиной. Скважина, для которой измеряются характеристики опорной скважины (10), такая как пробуриваемая скважина, представляет собой, например, показанную на фиг. 1 направляемую скважину (20). В определенных неограничивающих вариантах осуществления, таких как вариант осуществления, показанный на фиг. 1, направляемая скважина (20) может пробуриваться по траектории, по существу параллельной траектории опорной скважины (10). В других вариантах осуществления направляемая скважина (20) не является по существу параллельной опорной скважине (10) и может быть перпендикулярной к опорной скважине (10). В еще других вариантах осуществления направляемая скважина (20) может отсутствовать. «По существу» параллельной означает, что направляемая скважина (20) и опорная скважина (10) имеют один или несколько интервалов, при этом расхождение осей опорной скважины (10) и направляемой скважины (20) составляет меньше чем 10°. Неограничивающие примеры расстояния между опорной скважиной (10) и направляемой скважиной (20) включают в себя от 5 до 10 м, хотя специалист в области техники, имеющий выгоду от этого раскрытия, должен понимать, что большие или меньшие расстояния между скважиной (10) и направляемой скважиной (20) включены в объем этого раскрытия.
[24] Направляемую скважину (20) можно пробуривать бурильной головкой (22), имеющей вращающееся долото на нижнем конце (21) бурильной колонны (24) направляемой скважины. Бурильная головка (22) может приводиться в движение с оборудования, расположенного на поверхности (непоказанного). Направляемая скважина (20) может включать в себя датчики (201) магнитного поля, способные обнаруживать направление и величину магнитных полей. В определенных вариантах осуществления датчики магнитного поля представляют собой магнитометры; неограничивающими примерами магнитометров являются феррозондовые магнитометры. В некоторых вариантах осуществления датчики (201) магнитного поля выполнены с возможностью измерения векторов x, y и z магнитного поля, такого как магнитное поле 100. В определенных вариантах осуществления бурильная головка (22) может быть управляемой для регулирования направления бурения, а датчики магнитного поля могут быть включены в аппаратуру для измерений в процессе бурения (ИПБ). Аппаратура для измерений в процессе бурения может также включать акселерометры для измерения гравитационного поля Земли и гироскопы для измерения углового положения аппаратуры в направляемой скважине (20).
[25] Промежуточная обсадная колонна (14) опорной скважины (10) может быть образована в виде электропроводной стальной обсадной колонны, включающей большое количество секций стальной обсадной колонны. Каждая из секций стальной обсадной колонны может иметь длину около 10 м, а секции соединены одна за другой посредством резьбовых соединений. Промежуточная обсадная колонна (14) может быть электропроводной, например, образованной стальной обсадной колонной. В варианте осуществления промежуточная обсадная колонна (14) может включать в себя разрыв (26) электрической цепи на забойном конце (13) или вблизи него. В других вариантах осуществления место нахождения разрыва (26) электрической цепи не связано ограничением и может быть расположено где угодно на всем протяжении промежуточной обсадной колонны (14). Как показано на фиг. 1, в еще других вариантах осуществления разрыв (26) электрической цепи может быть расположен в хвостовике (16). Хвостовик (16) может быть электропроводным. Разрыв (26) электрической цепи может быть образован прерывающим контакт переводником, непроводящей муфтой, изготовленной из непроводящего материала, такого как стекловолокно, полиэфирэфиркетон или полиэтилен, непроводящей секцией обсадной колонны или трубой, изготовленной, например, из стекловолокна, или образован покрытием витков резьбы между отрезками обсадной колонны непроводящим веществом. Как должно быть понятно специалисту в данной области техники в свете представленного описания, «непроводящий» материал может быть «по существу непроводящим», поскольку при определенных обстоятельствах небольшое количество тока может протекать по «непроводящему» материалу. Разрыв (26) электрической цепи может нарушать неразрывность электрической цепи промежуточной обсадной колонны (14) или хвостовика (16).
[26] В других вариантах осуществления промежуточная обсадная колонна (14) или хвостовик (16) может быть частично образован из непроводящего материала, такого как стекловолокно. В таких вариантах осуществления участок промежуточной обсадной колонны (14) или хвостовика (16), который образован из непроводящего материала, действует как разрыв (26) электрической цепи. Когда промежуточная обсадная колонна (14) или хвостовик (16) частично образован из непроводящего материала, отрезок непроводящего материала, такого как сталь, используется от заземляемого конца (66) до забойного конца (113) хвостовика/обсадной колонны.
[27] Опорная скважина (10) может также включать в себя трубную конструкцию, такую как колонна (30) заканчивания. Как показано на фиг. 1, колонна (30) заканчивания может быть, например, эксплуатационной обсадной колонной. Колонна (30) заканчивания может быть составлена из соединенных труб или образована гибкой трубой. Колонна (30) заканчивания может вводиться в промежуточную обсадную колонну (14) и может заканчиваться на забойном конце (213) трубной конструкции. Колонна (30) заканчивания может включать в себя разрыв (50) электрической цепи колонны труб вблизи забойного конца (213) трубной конструкции. Расстояние между разрывом (50) электрической цепи колонны труб и забойным концом (213) трубной конструкции может быть основано на площади поверхности по внешнему диаметру колонны 30 заканчивания между разрывом (50) электрической цепи колонны труб и забойным концом (213) трубной конструкции. Требуемая площадь поверхности может быть выбрана на основании, например, удельного электрического сопротивления пласта и эффективности инжекции тока в него. В определенных вариантах осуществления расстояние между разрывом (50) электрической цепи колонны труб и забойным концом (213) трубной конструкции может составлять около одного звена обсадной колонны или около 30 футов (9,144 м). В других вариантах осуществления отсутствует ограничение на место расположения разрыва электрической цепи колонны заканчивания и оно может находиться где угодно на всем протяжении колонны 30 заканчивания. Разрыв (50) электрической цепи трубной конструкции может быть образован прерывающим контакт переводником, непроводящей муфтой или непроводящим покрытием между соединениями труб.
[28] В других вариантах осуществления колонна (30) заканчивания может быть частично образована из непроводящего материала, такого как стекловолокно. В таких вариантах осуществления участок колонны (30) заканчивания, который образован из непроводящего материала, действует как разрыв (50) электрической цепи. Когда колонна (30) заканчивания частично образована из непроводящего материала, отрезок проводящего материала, такого как сталь, используется от заземляемого конца (66) до забойного конца (213) трубной конструкции.
[29] Что касается также фиг. 1, то на поверхности (17) проводник (32) опорного сигнала присоединен к источнику (70) тока. В некоторых вариантах осуществления источник (70) тока может быть источником реверсируемого постоянного тока или источником переменного тока, выполненным с возможностью подачи постоянного или переменного тока в проводник (32) опорного сигнала. Источник (70) тока соединен с выводом (72) заземления, который заземлен в точке (74) заземления на поверхности (17). В определенных вариантах осуществления точка (74) заземления может быть отнесена от устья (101) скважины на расстояние больше чем 100 футов (30,48 м), больше чем 1500 футов (457,2 м) или от 1500 до 3000 футов (от 457,2 до 914,4 м). В некоторых случаях размещение точки (74) заземления может зависеть от удобства расположения точки заземления относительно опорной скважины (10). В одном варианте осуществления источник (70) тока может быть источником реверсируемого постоянного тока. Сила I электрического тока в случае, когда источник (70) тока является источником реверсируемого постоянного тока, может находиться в пределах от 1 до 1000 А, от 5 до 10 А или от 10 до 100 А. Максимальная сила тока может зависеть от диаметра провода, используемого для пропускания электрического тока I; при определенных обстоятельствах диаметр провода, подходящего для использования в скважине, может зависеть от пространства, имеющегося для самого провода. Когда при измерениях магнитного поля (100) источник тока является источником реверсируемого постоянного тока, ток (I) протекает сначала в одном направлении в течение первого периода времени и затем реверсируется для протекания в противоположном направлении в течение второго периода времени. В ином случае переменный ток может использоваться вместо реверсируемого постоянного тока от источника (70) тока. Частота, выбираемая для переменного тока, отчасти может зависеть от частот и резонансных частот источников переменного тока, уже имеющихся на буровых установках и в другом оборудовании, относящемся к опорной скважине (10) и направляемой скважине (20). Может быть желательно исключать частоты и резонансные частоты, уже имеющиеся, для уменьшения помехи измерениям, описываемым в этой заявке. В одном варианте осуществления частота от одного до пяти герц может использоваться для переменного тока от источника (70) тока. При некоторых обстоятельствах более высокие частоты могут использоваться в случае, когда желательна более высокая частота взятия выборок из измерений. Когда источник (70) тока представляет собой источник переменного тока, в определенных вариантах осуществления могут использоваться фильтрация и усиление сигналов, и это может обеспечить эффективное обнаружение на большем расстоянии.
[30] Источник (70) тока может подводить ток (I) к проводнику (32) опорного сигнала, и этот ток протекает по проводнику (32) опорного сигнала к забойному концу (13). Проводник (32) опорного сигнала электрически соединен с терминальным концом (189) колонны (30) заканчивания, которая находится в контакте с концевым сегментом хвостовика (16). Проводник (32) опорного сигнала электрически соединен с колонной (30) заканчивания ниже разрывов (26), (50) электрической цепи. Поэтому, как показано стрелками I', ток I инжектируется в геологическую среду. В определенных вариантах осуществления ток I' может не проходить по хвостовику (16), промежуточной обсадной колонне (14) или колонне (30) заканчивания вследствие разрывов (26), (50) электрической цепи, а может распространяться в окружающий пласт и к источнику (70) тока через вывод (72) заземления.
[31] В результате выполнения упомянутых выше соединений доминирующим током в опорной скважине (10) является ток I, протекающий по проводнику (32) опорного сигнала. Такой ток создает магнитное поле (100), окружающее проводник (32) опорного сигнала и имеющее общую ось с ним, и создает его в плоскости, перпендикулярной к оси опорной скважины (10). Магнитное поле (100) продолжается наружу от опорной скважины (10) и создает сигнал измерения расстояния, который может обнаруживаться магнитными датчиками (201) в направляемой скважине (20) или на поверхности (17). В определенных вариантах осуществления величина и направление магнитного поля (100) могут быть измерены и переданы на поверхность (17), где компьютер (121) может выполнить вычисление местоположения, чтобы определить расстояние от магнитных датчиков (201) до опорной скважины (10) и направление на нее. В некоторых вариантах осуществления вычисление местоположения может выполняться в скважине встроенным процессором, содержащемся в бурильной колонне с аппаратурой измерений в процессе бурения.
[32] Как также показано на фиг. 1, проводник (32) опорного сигнала, который может быть включен в кабель (34) датчиков, в некоторых скважинах заканчивания может проходить через уплотнение устья скважины (непоказанное) и продолжаться в опорную скважину (10) в кольцевое пространство (54) между промежуточной обсадной колонной (14) и колонной (30) заканчивания. Кабель (34) датчиков может быть изолированным. Проводник (32) опорного сигнала или кабель (34) датчиков могут быть закреплены по внешнему диаметру (56) колонны (30) заканчивания или по внутреннему диаметру (58) промежуточной обсадной колонны (14) и по внутреннему диаметру (59) хвостовика (16).
[33] Как показано на фиг. 2, в ином случае проводник (32) опорного сигнала или кабель (34) датчиков может содержаться в другой, насосно-компрессорной колонне (36), такой как гибкая труба; насосно-компрессорная колонна (36) может располагаться в колонне (30) заканчивания. Проводник (32) опорного сигнала может быть образован изолированным кабелем, имеющим внутренний электрический проводник. В варианте осуществления, показанном на фиг. 2, кабель (34) датчиков может также включать в себя проводные соединители (160) для скважинных датчиков (38). В определенных вариантах осуществления все провода в кабеле (34) датчиков изолированы друг от друга. Кроме того, в определенных вариантах осуществления проводные соединители (160) могут быть изолированными. Скважинные датчики (38) могут быть, например, датчиками температуры и/или давления. В других вариантах осуществления проводник (32) опорного сигнала может быть всего лишь проводом, размещенным в опорной скважине (10).
[34] Заземляемый конец (66) проводника (32) опорного сигнала заземлен ниже или на расстоянии от разрыва (50) электрической цепи колонны труб и разрыва (26) электрической цепи. В варианте осуществления, показанном на фиг. 2, заземляемый конец (66) проводника (32) опорного сигнала заземлен на забойном конце (313) насосно-компрессорной колонны (36) или вблизи него. Заземляемый конец (66) может быть соединен с насосно-компрессорной колонной (36), например, посредством зажимного винта или другим способом.
[35] В вариантах осуществления, показанных на фиг. 2 и 3, хвостовик (16) заканчивается на заглушке (40) хвостовика. Колонна (30) заканчивания может быть образована из труб, таких как трубы диаметром 2 3/8 дюйма (60,325 мм), и может заканчиваться на посадочной заглушке (42), имеющей посадочную наклонную площадку (44) и пазы (46). Как показано на фиг. 2 и 3, насосно-компрессорная колонна (36), которая включает в себя проводник (32) опорного сигнала, может находиться в колонне (30) заканчивания. В вариантах осуществления, показанных на фиг. 2 и 3, проводник (32) опорного сигнала электрически соединен с участком насосно-компрессорной колонны (36) ниже непроводящей секции (61) насосно-компрессорной колонны, то есть с конечным звеном (48). Конечное звено (48) электрически соединяет проводник (32) опорного сигнала с колонной (30) заканчивания. Как показано на фиг. 2 и 3, либо в одной из колонны (30) заканчивания и насосно-компрессорной колонны (36), либо в обеих разрыв (50) электрической цепи колонны труб и/или непроводящая секция (61) насосно-компрессорной колонны, соответственно, могут изолировать конечное звено (48) от насосно-компрессорной колонны (36).
[36] Конечное звено (48) может иметь зажимные посадочные пальцы (51). Зажимные посадочные пальцы (51) могут вводиться в пазы (46) для удержания конечного звена (48) в посадочной наклонной площадке (44). Специалист в данной области техники, имеющий выгоду от этого раскрытия, найдет другие способы соединения конечного звена (48) с посадочной наклонной площадкой (44), и это раскрытие не ограничено способом показанным на фиг. 2 и 3. Механизм посадки конечного звена (48) может включать в себя средство для извлечения конечного звена (48), например, включающее в себя механическое соединение (непоказанное), которое можно разъединять или разрывать тяговым усилием.
[37] Разрыв (50) электрической цепи колонны труб и непроводящая секция (61) насосно-компрессорной колонны могут быть образованы из непроводящего материала, например из стекловолокна или полиэфирэфиркетона (ПЭЭК), или могут быть образованы слоем непроводящего вещества, такого как непроводящий полимер. В ином случае, как показано на фиг. 3, один или несколько находящихся на удалении прерывающих контакт переводников (86) эксплуатационной обсадной колонны и/или находящихся на удалении прерывающих контакт переводников (87) насосно-компрессорной колонны могут использоваться для дополнительной электрической изоляции конечного звена (48) от насосно-компрессорной колонны (36). Находящиеся на удалении прерывающие контакт переводники (86) эксплуатационной обсадной колонны могут иметь внешний диаметр, который больше, чем внешний диаметр колонны (30) заканчивания. Аналогично этому, находящиеся на удалении прерывающие контакт переводники (87) насосно-компрессорной колонны могут иметь внешний диаметр, который больше, чем внешний диаметр насосно-компрессорной колонны (36).
[38] Как показано на фиг. 2 и 3, электрический контакт возникает в результате физического контакта конечного звена (48) как с колонной заканчивания (30) и насосно-компрессорной колонной (36), так и с конечным сегментом (89) хвостовика (16), который в одном варианте осуществления также электрически изолирован от верхнего сегмента (19) хвостовика разрывом (26) электрической цепи. В альтернативном варианте осуществления проводящие контактные элементы (непоказанные) могут располагаться в кольцевом пространстве между внешней трубой и внутренней трубой, например между хвостовиком (16) или промежуточной обсадной колонной (14) и колонной (30) заканчивания, для обеспечения проводимости конечного звена. Примером проводящего контактного элемента может быть, например, центратор с дугообразной листовой пружиной.
[39] Как схематично показано на фиг. 4, методологию, изложенную выше, можно использовать при бурении стволов скважины для добычи с помощью парогравитационного дренажа. На фиг. 4 показана скважина-близнец для парогравитационного дренажа. В случае скважины-близнеца для парогравитационного дренажа желательно пробуривать направляемую скважину (20) в целом параллельно опорной скважине (10). Прибор для измерений в процессе бурения или спускаемый на кабеле скважинный прибор находится в направляемой скважине (20). Расстояние между направляемой скважиной (20) и опорной скважиной может быть определено так, как описано выше.
[40] Как схематично показано на фиг. 5, методологию, изложенную выше, можно также применять к вертикальной опорной скважине (10) и горизонтальной направляемой скважине (20). Способ определения расстояния, описанный выше, можно использовать при бурении направляемой скважины (20) по направлению к вертикальной опорной скважине (20).
[41] Как показано на фиг. 6, в еще одном варианте осуществления магнитные датчики (201) могут быть размещены на поверхности для уточнения горизонтального положения опорной скважины (10) на всем протяжении ее длины.
[42] Как показано на фиг. 7, в другом варианте осуществления может быть пробурено множество горизонтальных направляемых скважин (20), при этом каждая из множества горизонтальных направляемых скважин является по существу параллельной, выровненной по вертикали относительно поверхности (17). Как можно видеть на фиг. 7, расстояние каждой из множества горизонтальных направляемых скважин относительно опорной скважины (10) может быть определено так, как описано выше.
[43] Как показано на фиг. 8, в еще одном варианте осуществления может быть пробурено множество горизонтальных направляемых скважин (20), которые выровнены по горизонтали относительно земной поверхности и в общем являются параллельными. Расстояние каждой из множества горизонтальных направляемых скважин относительно опорной скважины (10) может быть определено так, как описано выше. В альтернативном варианте осуществления можно определять расстояние от первой горизонтальной направляемой скважины (20) до опорной скважины, а для последующих горизонтальных направляемых скважин (20) можно определять расстояния до первой горизонтальной направляемой скважины.
[44] Как показано на фиг. 9, в другом варианте осуществления методологию, описанную выше, можно использовать в системах термостимулированного гравитационного дренажа. Для термостимулированного гравитационного дренажа пробуривают некоторое количество горизонтальных скважин с размещением по сетке. Затем термические нагревательные элементы размещают в определенных скважинах и насосы размещают в других. Желательно иметь плотную сетку скважин, чтобы обеспечивать эффективный термический обогрев и дренаж. На фиг. 9 показано горизонтальное поперечное сечение группы горизонтальных направляемых скважин (20), смещенных по вертикали и в поперечном направлении от опорной скважины (10). Как описывалось выше, для каждой из множества горизонтальных направляемых скважин (20) может быть определено расстояние относительно опорной скважины (10).
[45] Как показано на фиг. 10, в еще одном другом варианте осуществления методологию, описанную выше, можно использовать при вертикальном нагнетании пара для извлечения тяжелой нефти. Опорная скважина (10) является вертикальной и каждая из множества направляемых скважин (20) также является вертикальной. Как описывалось выше, для каждой из множества вертикальных направляемых скважин (20) может быть определено расстояние относительно опорной скважины (10).
[46] Как показано на фиг. 11, в еще одном другом варианте осуществления опорная скважина (10) может быть продуктивной скважиной. В случае, если желательно пересечение с опорной скважиной (10), например, для ослабления связанного с регулированием давления события, сигнал измерения расстояния от опорной скважины (10) можно использовать для направления направляемой скважины (20), в этом случае наклонной скважины, по траектории пересечения.
[47] Выше изложены основные признаки нескольких вариантов осуществления, чтобы специалист в данной области техники мог лучше понять аспекты настоящего раскрытия. Такие признаки могут быть заменены любым одним из многочисленных эквивалентных альтернативных признаков, только некоторые из которых раскрыты в этой заявке. Специалисту в данной области техники следует понимать, что можно легко использовать настоящее раскрытие как основу при разработке или модификации других процессов и структур для выполнения тех же задач и/или получения таких же преимуществ, как в вариантах осуществления, включенных в эту заявку. Кроме того, специалисту в данной области техники следует представлять, что такие эквивалентные конструкции не будут отклоняться от сущности и объема настоящего раскрытия и что могут быть сделаны различные изменения, замены и модификации без отступления от сущности и объема настоящего раскрытия.
Claims (34)
1. Система определения местоположения буровой скважины, содержащая:
источник тока;
вывод заземления, при этом вывод заземления электрически соединен с источником тока, вывод заземления заземлен на земной поверхности;
проводник опорного сигнала, при этом проводник опорного сигнала электрически соединен с источником тока, проводник опорного сигнала введен в опорную скважину; причем опорная скважина также содержит промежуточную обсадную колонну, при этом промежуточная обсадная колонна продолжается от земной поверхности в горизонтальный участок опорной скважины, промежуточная обсадная колонна также включает в себя разрыв электрической цепи промежуточной обсадной колонны, промежуточная обсадная колонна является электропроводной между разрывом электрической цепи промежуточной обсадной колонны и забойным концом промежуточной обсадной колонны, при этом в промежуточной обсадной колонне находится трубная конструкция, которая включает в себя разрыв электрической цепи колонны труб, причем трубная конструкция введена в опорную скважину, при этом трубная конструкция имеет забойный конец трубной конструкции и трубная конструкция является электропроводной между разрывом электрической цепи и забойным концом трубной конструкции;
электрическое соединение между трубной конструкцией и проводником опорного сигнала в промежутке от разрыва электрической цепи колонны труб до забойного конца трубной конструкции;
электрическое соединение между трубной конструкцией и опорной скважиной в промежутке от разрыва электрической цепи колонны труб до забойного конца трубной конструкции; и
магнитные датчики, расположенные с наружной стороны опорной скважины.
2. Система по п. 1, в которой магнитные датчики выполнены с возможностью измерения векторов x, y и z магнитного поля.
3. Система по п. 1, в которой магнитные датчики расположены на земной поверхности.
4. Система по п. 1, также содержащая направляемую скважину, при этом магнитные датчики расположены в направляемой скважине.
5. Система по п. 4, в которой направляемая скважина и опорная скважина являются по существу параллельными и датчики для измерений в процессе бурения расположены в направляемой скважине.
6. Система по п. 4, в которой опорная скважина является вертикальной и направляемая скважина имеет горизонтальный участок.
7. Система по п. 4, также содержащая множество направляемых скважин, каждую с горизонтальным участком, при этом каждый горизонтальный участок выровнен по существу параллельно относительно других горизонтальных участков, и при этом также каждый из горизонтальных участков выровнен по вертикали вместе с другими горизонтальными участками относительно поверхности.
8. Система по п. 4, также содержащая множество направляемых скважин, каждую с горизонтальным участком, при этом каждый горизонтальный участок выровнен по существу параллельно относительно других горизонтальных участков, и при этом также каждый из горизонтальных участков выровнен по горизонтали вместе с другими горизонтальными участками относительно поверхности.
9. Система по п. 4, также содержащая множество направляемых скважин, каждую с горизонтальным участком, при этом каждый горизонтальный участок выровнен по существу параллельно относительно других горизонтальных участков, и при этом также каждый из горизонтальных участков расположен в определенном порядке по вертикали и горизонтали относительно опорной скважины.
10. Система по п. 4, также содержащая множество направляемых скважин, при этом направляемые скважины и опорные скважины являются вертикальными.
11. Система по п. 4, в которой направляемая скважина представляет собой пересекающую скважину.
12. Система по п. 1, имеющая проводящий контактный элемент между электропроводным участком промежуточной обсадной колонны и трубной конструкцией.
13. Система по п. 1, также содержащая хвостовик, при этом хвостовик электрически и механически соединен с промежуточной обсадной колонной, хвостовик продолжается от промежуточной обсадной колонны до забойного конца опорной скважины, а трубная конструкция находится в хвостовике.
14. Система по п. 13, в которой хвостовик также включает в себя разрыв электрической цепи.
15. Система по п. 14, в которой разрыв электрической цепи представляет собой прерывающий контакт переводник или непроводящую муфту.
16. Система по п. 15, в которой непроводящая муфта состоит из стекловолокна, полиэфирэфиркетона или полиэтилена.
17. Система по п. 15, в которой разрыв электрической цепи колонны труб представляет собой прерывающий контакт переводник.
18. Система по п. 14, также содержащая насосно-компрессорную колонну, при этом насосно-компрессорная колонна находится в хвостовике и при этом проводник опорного сигнала находится в насосно-компрессорной колонне.
19. Система по п. 18, в которой насосно-компрессорная колонна представляет собой гибкую трубу.
20. Система по п. 18, в которой насосно-компрессорная колонна также содержит непроводящую секцию насосно-компрессорной колонны.
21. Система по п. 20, в которой проводник опорного сигнала имеет заземляемый конец, при этом заземляемый конец электрически соединен с опорной скважиной между разрывом электрической цепи насосно-компрессорной колонны и забойным концом насосно-компрессорной колонны.
22. Система по п. 21, в которой хвостовик заканчивается на заглушке хвостовика.
23. Система по п. 21, в которой электропроводная трубная конструкция заканчивается на посадочной заглушке.
24. Система по п. 23, в которой хвостовик также содержит терминальный конец между непроводящей секцией насосно-компрессорной колонны и забойным концом насосно-компрессорной колонны.
25. Система по п. 24, в которой зажимное соединение электрически соединяет проводник опорного сигнала с электропроводной трубной конструкцией.
26. Система по п. 25, в которой заглушка хвостовика также содержит посадочную наклонную площадку.
27. Система по п. 26, в которой посадочная наклонная площадка также содержит пазы и зажимное соединение содержит зажимные посадочные пальцы, при этом зажимные посадочные пальцы вставлены в пазы.
28. Система по п. 1, в которой источник тока представляет собой источник реверсируемого постоянного тока или переменного тока.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201462058369P | 2014-10-01 | 2014-10-01 | |
| US62/058,369 | 2014-10-01 | ||
| PCT/US2015/052972 WO2016054059A1 (en) | 2014-10-01 | 2015-09-29 | Well completion with single wire guidance system |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017113705A RU2017113705A (ru) | 2018-11-09 |
| RU2017113705A3 RU2017113705A3 (ru) | 2019-03-01 |
| RU2698357C2 true RU2698357C2 (ru) | 2019-08-26 |
Family
ID=55631372
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017113705A RU2698357C2 (ru) | 2014-10-01 | 2015-09-29 | Заканчивание скважины с системой однопроводного направления |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US10041345B2 (ru) |
| CN (1) | CN106795755B (ru) |
| AU (1) | AU2015323907B2 (ru) |
| CA (1) | CA2959861C (ru) |
| RU (1) | RU2698357C2 (ru) |
| WO (1) | WO2016054059A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2735795C1 (ru) * | 2020-03-27 | 2020-11-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Айсико" | Способ определения поинтервального притока флюида в эксплуатационных скважинах |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014089490A1 (en) * | 2012-12-07 | 2014-06-12 | Halliburton Energy Services Inc. | Drilling parallel wells for sagd and relief |
| CA2930531C (en) * | 2013-12-27 | 2019-03-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling collision avoidance apparatus, methods, and systems |
| AU2013409495B2 (en) * | 2013-12-30 | 2017-07-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Ranging using current profiling |
| BR112017016422A2 (pt) * | 2015-03-25 | 2018-03-27 | Halliburton Energy Services Inc | método para telemetria de excitação de superfície, e, sistema para extensão de telemetria de excitação de superfície. |
| US10822941B2 (en) * | 2015-07-21 | 2020-11-03 | The Charles Machine Works, Inc. | Underground guidance using above-ground mesh network |
| CN109209353B (zh) * | 2017-07-03 | 2022-06-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 在油气井的钻井过程中确定井间距离和方向的装置及方法 |
| US11243323B2 (en) * | 2018-08-02 | 2022-02-08 | Scientific Drilling International, Inc. | Buried wellbore location from surface magnetic measurements |
| CN111173504B (zh) * | 2019-12-31 | 2020-10-30 | 中国地质大学（武汉） | 一种不干扰邻井作业的邻井距离随钻电磁大范围探测系统 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5074365A (en) * | 1990-09-14 | 1991-12-24 | Vector Magnetics, Inc. | Borehole guidance system having target wireline |
| US5515931A (en) * | 1994-11-15 | 1996-05-14 | Vector Magnetics, Inc. | Single-wire guidance system for drilling boreholes |
| US5676212A (en) * | 1996-04-17 | 1997-10-14 | Vector Magnetics, Inc. | Downhole electrode for well guidance system |
| US20040046558A1 (en) * | 2000-11-10 | 2004-03-11 | Shigetaka Matsumoto | Method for measuring digging position |
| US20060124360A1 (en) * | 2004-11-19 | 2006-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for drilling, completing and configuring U-tube boreholes |
| RU2298095C1 (ru) * | 2006-03-16 | 2007-04-27 | Закрытое Акционерное общество Научно-производственная фирма по геофизическим и геоэкологическим работам "Каротаж" | Система передачи забойной информации в процессе бурения (варианты) |
| US20090321071A1 (en) * | 2007-04-20 | 2009-12-31 | Etuan Zhang | Controlling and assessing pressure conditions during treatment of tar sands formations |
| US20120139748A1 (en) * | 2009-07-02 | 2012-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Borehole Array for Ranging and Crosswell Telemetry |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3529682A (en) | 1968-10-03 | 1970-09-22 | Bell Telephone Labor Inc | Location detection and guidance systems for burrowing device |
| US4691203A (en) * | 1983-07-01 | 1987-09-01 | Rubin Llewellyn A | Downhole telemetry apparatus and method |
| US4821035A (en) * | 1984-05-01 | 1989-04-11 | Comdisco Resources, Inc. | Method and apparatus using a well casing for transmitting data up a well |
| US4593770A (en) * | 1984-11-06 | 1986-06-10 | Mobil Oil Corporation | Method for preventing the drilling of a new well into one of a plurality of production wells |
| JP3414064B2 (ja) | 1995-08-03 | 2003-06-09 | 三菱電機株式会社 | マルチメデイア情報処理装置 |
| US6727705B2 (en) * | 2000-03-27 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface monitoring and borehole placement using a modified tubular equipped with tilted or transverse magnetic dipoles |
| NZ532091A (en) | 2001-10-24 | 2005-12-23 | Shell Int Research | In situ recovery from a hydrocarbon containing formation using barriers |
| US7475741B2 (en) * | 2004-11-30 | 2009-01-13 | General Electric Company | Method and system for precise drilling guidance of twin wells |
| US20070034384A1 (en) * | 2005-07-08 | 2007-02-15 | Pratt Christopher A | Whipstock liner |
| US7703548B2 (en) | 2006-08-16 | 2010-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic ranging while drilling parallel wells |
| CN101787880A (zh) * | 2010-02-26 | 2010-07-28 | 煤炭科学研究总院重庆研究院 | 煤矿井下近水平定向长钻孔随钻测斜装置 |
| CN102235166A (zh) * | 2010-05-07 | 2011-11-09 | 张琳 | 一种加速度传感器与磁传感器同轴正交调整的方法 |
| WO2014089490A1 (en) * | 2012-12-07 | 2014-06-12 | Halliburton Energy Services Inc. | Drilling parallel wells for sagd and relief |
-
2015
- 2015-09-29 CN CN201580053812.5A patent/CN106795755B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2015-09-29 WO PCT/US2015/052972 patent/WO2016054059A1/en active Application Filing
- 2015-09-29 CA CA2959861A patent/CA2959861C/en active Active
- 2015-09-29 US US14/869,439 patent/US10041345B2/en active Active
- 2015-09-29 AU AU2015323907A patent/AU2015323907B2/en active Active
- 2015-09-29 RU RU2017113705A patent/RU2698357C2/ru active
-
2018
- 2018-07-06 US US16/029,138 patent/US10458227B2/en active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5074365A (en) * | 1990-09-14 | 1991-12-24 | Vector Magnetics, Inc. | Borehole guidance system having target wireline |
| US5515931A (en) * | 1994-11-15 | 1996-05-14 | Vector Magnetics, Inc. | Single-wire guidance system for drilling boreholes |
| US5676212A (en) * | 1996-04-17 | 1997-10-14 | Vector Magnetics, Inc. | Downhole electrode for well guidance system |
| US20040046558A1 (en) * | 2000-11-10 | 2004-03-11 | Shigetaka Matsumoto | Method for measuring digging position |
| US20060124360A1 (en) * | 2004-11-19 | 2006-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for drilling, completing and configuring U-tube boreholes |
| RU2298095C1 (ru) * | 2006-03-16 | 2007-04-27 | Закрытое Акционерное общество Научно-производственная фирма по геофизическим и геоэкологическим работам "Каротаж" | Система передачи забойной информации в процессе бурения (варианты) |
| US20090321071A1 (en) * | 2007-04-20 | 2009-12-31 | Etuan Zhang | Controlling and assessing pressure conditions during treatment of tar sands formations |
| US20120139748A1 (en) * | 2009-07-02 | 2012-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Borehole Array for Ranging and Crosswell Telemetry |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| A1. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2735795C1 (ru) * | 2020-03-27 | 2020-11-09 | Общество с ограниченной ответственностью "Айсико" | Способ определения поинтервального притока флюида в эксплуатационных скважинах |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017113705A (ru) | 2018-11-09 |
| CN106795755B (zh) | 2021-04-16 |
| WO2016054059A1 (en) | 2016-04-07 |
| AU2015323907A1 (en) | 2017-03-16 |
| US10458227B2 (en) | 2019-10-29 |
| US20180313202A1 (en) | 2018-11-01 |
| CA2959861A1 (en) | 2016-04-07 |
| US20160097272A1 (en) | 2016-04-07 |
| US10041345B2 (en) | 2018-08-07 |
| CA2959861C (en) | 2020-06-02 |
| CN106795755A (zh) | 2017-05-31 |
| RU2017113705A3 (ru) | 2019-03-01 |
| AU2015323907B2 (en) | 2020-03-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2698357C2 (ru) | Заканчивание скважины с системой однопроводного направления | |
| US10760407B2 (en) | Surface excitation ranging system for SAGD application | |
| RU2608752C2 (ru) | Система дистанционирования отдельной скважины sagd на основании градиентов | |
| US7673682B2 (en) | Well casing-based geophysical sensor apparatus, system and method | |
| CA2250769C (en) | Downhole electrode for well guidance system | |
| CA2805197C (en) | Electromagnetic orientation system for deep wells | |
| US8844648B2 (en) | System and method for EM ranging in oil-based mud | |
| US8113298B2 (en) | Wireline communication system for deep wells | |
| CA2928034C (en) | Fiber optic current monitoring for electromagnetic ranging | |
| US10782436B2 (en) | Guidance system for ranging using unbalanced magnetic fields | |
| RU2515930C2 (ru) | Способ управления траекторией бурения второй скважины с ее прохождением вблизи первой скважины (варианты) |