RU2733536C1 - Device for monitoring position of horizontal wellbore during drilling - Google Patents

Device for monitoring position of horizontal wellbore during drilling Download PDF

Info

Publication number
RU2733536C1
RU2733536C1 RU2020116725A RU2020116725A RU2733536C1 RU 2733536 C1 RU2733536 C1 RU 2733536C1 RU 2020116725 A RU2020116725 A RU 2020116725A RU 2020116725 A RU2020116725 A RU 2020116725A RU 2733536 C1 RU2733536 C1 RU 2733536C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gamma
telesystem
centralizers
ray
drilling
Prior art date
Application number
RU2020116725A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Нафис Анасович Назимов
Тимур Нафисович Назимов
Владимир Борисович Оснос
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2020116725A priority Critical patent/RU2733536C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2733536C1 publication Critical patent/RU2733536C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04—Directional drilling
    • E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
    • E21B7/064—Deflecting the direction of boreholes specially adapted drill bits therefor
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V5/00—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity
    • G01V5/04—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging
    • G01V5/08—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays
    • G01V5/12—Prospecting or detecting by the use of nuclear radiation, e.g. of natural or induced radioactivity specially adapted for well-logging using primary nuclear radiation sources or X-rays using gamma or X-ray sources

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry, namely to drilling equipment, and is intended for control of position of horizontal wellbore between roof and bottom of reservoir. Device for monitoring the position of a horizontal wellbore during drilling, comprising two units of gamma-ray logging sensors installed in the telesystem casing, one of which is directed. Units of gamma-logging sensors are located in the measuring gamma-module with the communication channel with the telesystem unit and are equipped with an electronic scheme of matching the signals of the telesystem with pulses of gamma-ray logging sensors, containing a control unit, switch for switching power supply to units of gamma-logging, direct-current source, high-voltage power sources, counters of pulses of gamma-logging, microprocessor. Output of the telesystem signals is connected to the input of the control unit, which determines the type of the output signal of the telesystem and is connected to the switch, which provides switching of supply of power to one of the units of gamma-logging sensors depending on the type of the output signal of the telesystem. Telesystem power output is connected with cutting head deflector control system with downhole motor. Sensor units are made directed and located from above and from below diametrically opposite in casing of telesystem installed with possibility of rotation relative to stator of downhole motor and equipped on the side of lower sensor weighting agent for casing orientation under action of gravitation. Deflector is made in the form of rigidly fixed centralizers of the first and second fixed at 28–36 m distance with the centralizer located in between them and movable in longitudinal direction. First of the rigidly fixed centralisers is mounted on the stator in the immediate vicinity of the rotor which rotates the cutting head. Control system is made in the form of a cylindrical housing fixed between the first and second centralizers with reversible electric motors located uniformly along the perimeter, which longitudinal rotors are made hollow with internal thread for synchronous movement of threaded pushers, rigidly connected with movable centralizer for movement in the range of ±1–2 m from initial position. Electric motors are connected via timer with telesystem to receive control signals. Initial position of all centralizers is selected for horizontal drilling.
EFFECT: disclosed device for monitoring the position of a horizontal hole during drilling enables simple, stable and accurate determination of the location of the roof and bottom of the formation when drilling, adjusting the direction of the barrel in automatic mode.
1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к буровой технике и предназначено для контроля положения ствола горизонтальной скважины между кровлей и подошвой пласта – коллектора.The invention relates to the oil and gas industry, namely to drilling equipment, and is intended to monitor the position of the horizontal wellbore between the top and the bottom of the reservoir - the reservoir.

Устройство для контроля положения ствола горизонтальной скважины (патент RU№ 2362012, МПК Е21В 47/02, G01V03/30, опубл. 20.07.2009 Бюл. № 20), содержащее установленные в непосредственной близости от долота датчики гамма-каротажа (ГК), ориентированные под углом 180° друг к другу, и феррозонд, расположенный под углом 90° к диаметральной оси датчиков ГК, причем указанные датчики ГК и феррозонд расположены в отдельном измерительном наддолотном модуле с беспроводным электромагнитным каналом связи и снабжены электронной схемой согласования сигналов феррозонда с импульсами датчиков ГК, содержащей блок управления, коммутатор переключения импульсов датчиков ГК, счетчики импульсов ГК, а также суммарный счетчик импульсов ГК, при этом выход измерительной обмотки феррозонда подключен к входу блока управления, определяющего полярность выходного сигнала феррозонда и связанного с коммутатором, обеспечивающим переключение каналов прохождения импульсов счетчиков ГК в зависимости от полярности выходного сигнала феррозонда, в соответствующие счетчики импульсов ГК, обозначенные как ГК - «верх» или ГК - «низ», выходы которых соединены с суммарным счетчиком импульсов ГК - «сумма», соединенным с измерительной схемой наддолотного модуля.A device for monitoring the position of a horizontal wellbore (patent RU No. 2362012, IPC Е21В 47/02, G01V03 / 30, publ. 20.07.2009 Bull. No. 20), containing gamma-ray logging (GK) sensors installed in the immediate vicinity of the bit, oriented at an angle of 180 ° to each other, and a flux gate located at an angle of 90 ° to the diametral axis of the main chamber sensors, and the said gas sensors and the flux gate are located in a separate measuring module above the bit with a wireless electromagnetic communication channel and are equipped with an electronic circuit for matching the flux gate signals with the pulses of the main chamber sensors containing a control unit, a switch for switching the pulses of the GK sensors, counters of the GK impulses, as well as a total counter of the GK impulses, while the output of the measuring winding of the flux gate is connected to the input of the control unit, which determines the polarity of the output signal of the flux gate and is connected to a switch that switches the channels for the passage of pulses of the counters GK depending on the polarity of the output of the flux gate signal, to the corresponding GK impulse counters, designated as GK - "top" or GK - "bottom", the outputs of which are connected to the total counter of GK impulses - "sum", connected to the measuring circuit of the above-bit module.

Недостатками данного устройства являются сложность изготовления и настройки из-за наличия дополнительного модуля (феррозонда) и низкая точность измерения из-за вращения модулей (гамма-каротаж эффективен при исследовании нескольких последовательных импульсов излучаемых и получаемых в одном положении датчиков и соответствующих приемников).The disadvantages of this device are the complexity of manufacture and adjustment due to the presence of an additional module (flux gate) and low measurement accuracy due to the rotation of the modules (gamma-ray logging is effective when examining several successive pulses emitted and received in one position of sensors and corresponding receivers).

Устройство для контроля положения ствола горизонтальной скважины(патент RU № 2490448, МПК Е21В 47/022, G01V 05/12, опубл. 20.08.2013 Бюл. № 23), содержащее установленные в кожухе телесистемы основной и направленный блоки датчиков гамма-каротажа, направленный блок датчиков гамма-каротажа помещен в свинцовый корпус с окном для регистрации направленного гамма-излучения, которое физически соотнесено к положению отклонителя, блоки датчиков гамма-каротажа расположены в измерительном гамма-модуле с проводным каналом связи с блоком телесистемы и снабжены электронной схемой согласования сигналов телесистемы с импульсами датчиков гамма-каротажа, содержащей блок управления, коммутатор переключения подачи питания на блоки датчиков гамма-каротажа, источник постоянного тока, высоковольтные источники питания, счетчики импульсов гамма-каротажа, микропроцессор, при этом выход сигналов телесистемы подключен к входу блока управления, определяющего вид выходного сигнала телесистемы и связанного с коммутатором, обеспечивающим переключение подачи питания на один из блоков датчиков гамма-каротажа в зависимости от вида выходного сигнала телесистемы.A device for monitoring the position of a horizontal wellbore (patent RU No. 2490448, IPC Е21В 47/022, G01V 05/12, publ. 08/20/2013 Bull. No. 23), containing the main and directional blocks of gamma-ray logging sensors installed in the telesystem casing, directed the gamma-ray sensor unit is placed in a lead case with a window for recording directional gamma radiation, which is physically correlated to the deflector position, the gamma-ray sensor units are located in a gamma-ray measuring module with a wired communication channel with the telesystem unit and are equipped with an electronic circuit for matching the telesystem signals with pulses of gamma-ray logging sensors, containing a control unit, a switch for switching power supply to the units of gamma-ray logging sensors, a direct current source, high-voltage power supplies, counters of gamma-ray logging pulses, a microprocessor, while the telemetry system signal output is connected to the input of the control unit, which determines type of output signal of the TV system and associated with the commutator orom, providing switching the power supply to one of the gamma-ray sensor units depending on the type of the telemetry system output signal.

Недостатками данного устройства являются сложность реализации из-за необходимости остановки бурения для определения ориентации сигналов и низкая точность измерения из-за смещения модулей во время бурения (гамма-каротаж эффективен при исследовании нескольких последовательных импульсов излучаемых и получаемых в одном положении датчиков и соответствующих приемников).The disadvantages of this device are the complexity of implementation due to the need to stop drilling to determine the orientation of the signals and low measurement accuracy due to displacement of the modules during drilling (gamma-ray logging is effective when examining several consecutive pulses emitted and received in one position by sensors and corresponding receivers).

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание устройства для контроля положения ствола горизонтальной скважины при бурении, позволяющего просто, стабильно и точно определять расположение кровли и подошвы пласта при бурении.The technical objective of the present invention is to create a device for monitoring the position of a horizontal wellbore during drilling, which allows simple, stable and accurate determination of the location of the top and bottom of the formation while drilling.

Техническая задача решается устройством для контроля положения ствола горизонтальной скважины при бурении, включающий установленные в кожухе телесистемы два блока датчиков гамма-каротажа, один из которых выполнен направленным, блоки датчиков гамма-каротажа расположены в измерительном гамма-модуле с каналом связи с блоком телесистемы и снабжены электронной схемой согласования сигналов телесистемы с импульсами датчиков гамма-каротажа, содержащей блок управления, коммутатор переключения подачи питания на блоки датчиков гамма-каротажа, источник постоянного тока, высоковольтные источники питания, счетчики импульсов гамма-каротажа, микропроцессор, выход сигналов телесистемы подключен к входу блока управления, определяющего вид выходного сигнала телесистемы и связанного с коммутатором, обеспечивающим переключение подачи питания на один из блоков датчиков гамма-каротажа в зависимости от вида выходного сигнала телесистемы, при этом силовой выход телесистемы соединен с системой управления отклонителя режущей головки с забойным двигателем.The technical problem is solved by a device for monitoring the position of a horizontal wellbore during drilling, which includes two blocks of gamma-ray sensors installed in the casing of the telemetry system, one of which is directional, the blocks of gamma-ray logging sensors are located in the measuring gamma module with a communication channel with the block of the telemetry system and are equipped with an electronic circuit for matching signals of the telemetry system with pulses of gamma-ray logging sensors, containing a control unit, a switch for switching power supply to the units of gamma-ray logging sensors, a DC source, high-voltage power supplies, counters of pulses of gamma-ray logging, a microprocessor, the output of signals of the telesystem is connected to the input of the unit control, which determines the type of the telemetry system output signal and is connected with the switch, which provides switching the power supply to one of the gamma-ray logging sensor units depending on the type of the telemetry system output signal, while the power output of the telemetry system is connected to the deflection control system cutter head with downhole motor.

Новым является то, что датчики выполнены направленными и расположены соответственно сверху и снизу диаметрально противоположно в кожухе телесистемы, установленного с возможностью вращения относительно статора забойного двигателя и оснащенного со стороны нижнего датчика утяжелителем для ориентации кожуха под действием гравитации, при этом отклонитель изготовлен в виде первого и второго расположенных на расстоянии 28 – 36 м жестко зафиксированных центраторов с расположенными между ними подвижным в продольном направлении центратором, причем первый из жестко зафиксированных центраторов установлен на статоре в непосредственной близости от ротора, вращающего режущую головку, система управления выполнена в виде цилиндрического корпуса зафиксированного между первым и вторым центраторами с реверсивными электродвигателями расположенными равномерно по периметру, продольные роторы которых выполнены полыми с внутренней резьбой для синхронного перемещения резьбовых толкателей, жестко соединенных с подвижным центратором для перемещения в диапазоне ± 1 – 2 м от начального положения, причем электродвигатели через таймер времени соединены с телесистемой для получения управляющих сигналов, при этом начальное положение всех центраторов подбирают для горизонтального бурения.The novelty is that the sensors are directed and located, respectively, from above and below, diametrically opposite in the housing of the telemetry system, which is installed with the possibility of rotation relative to the stator of the downhole motor and equipped with a weighting agent from the side of the lower sensor for orientation of the housing under the action of gravity, while the deflector is made in the form of the first the second rigidly fixed centralizers located at a distance of 28 - 36 m with a centralizer movable in the longitudinal direction located between them, and the first of the rigidly fixed centralizers is mounted on the stator in the immediate vicinity of the rotor rotating the cutting head, the control system is made in the form of a cylindrical body fixed between the first and the second centralizers with reversible electric motors located evenly around the perimeter, the longitudinal rotors of which are hollow with an internal thread for synchronous movement of threaded pushers rigidly connected to the p a movable centralizer for movement in the range of ± 1 - 2 m from the initial position, and the electric motors through a time timer are connected to the telemetry system to receive control signals, while the initial position of all centralizers is selected for horizontal drilling.

На чертеже изображена схема установки устройства при бурении горизонтального ствола.The drawing shows a diagram of the installation of the device when drilling a horizontal wellbore.

Устройство для контроля положения ствола 1 горизонтальной скважины при бурении включает установленные в кожухе 2 телесистемы два блока датчиков гамма-каротажа: верхний 3 и нижний 4, измерительный гамма-модуль с каналом связи с блоком телесистемы с электронной схемой согласования сигналов телесистемы с импульсами датчиков гамма-каротажа, содержащей блок управления, коммутатор переключения подачи питания на блоки датчиков гамма-каротажа, источник постоянного тока, высоковольтные источники питания, счетчики импульсов гамма-каротажа, микропроцессор (не показаны).Выход сигналов телесистемы подключен к входу блока управления, определяющего вид выходного сигнала телесистемы и связанного с коммутатором, обеспечивающим переключение подачи питания на один из блоков датчиков гамма-каротажа в зависимости от вида выходного сигнала телесистемы. При этом силовой выход телесистемыиз кожуха 2 соединен кабелем 5 с системой управления 6отклонителя 7 режущей головки 8 (долото, коронка или т.п.) с забойным двигателем 9 (винтовые, турбинные, турбинно-винтовые или т.п. забойные двигатели) для увеличения (направления вверх ствола 1) или уменьшения (направления вниз ствола 1) зенитного угла (не показан). Причем блоки датчиков 3 и 4 выполнены направленными и расположены соответственно сверху и снизу диаметрально противоположно в кожухе 2 телесистемы, установленного с возможностью вращения относительно статора 10 забойного двигателя 9 и оснащенного со стороны нижнего датчика утяжелителем (не показан) для постоянной соответствующей ориентации блоков датчиков 3 и 4 кожуха 2 под действием гравитации. Утяжелитель может быть выполнен в виде утяжеляющей вставки (свинец, твердый сплав и т.д.) снизу кожуха 2, оставляется слой металла при обработке кожуха 2 снизу или т.п. Для вращения относительно статора 10 двигателя 9 кожух 2 на концах оснащается внутри подшипниками (качения или скольжения – не показаны) напрессовываемыми внутренними обоймами (не показаны) на статор 10 или бурильную трубу 11 у статора 10.The device for monitoring the position of the borehole 1 of a horizontal well during drilling includes two blocks of gamma-ray logging sensors installed in the casing 2 of the telemetry system: upper 3 and lower 4, a measuring gamma module with a communication channel with the telemetry unit with an electronic circuit for matching signals of the telemetry system with pulses of gamma sensors logging containing a control unit, a switch for switching power supply to the gamma-ray logging sensor units, a direct current source, high-voltage power supplies, counters of gamma-ray logging pulses, a microprocessor (not shown). The telemetry system signal output is connected to the input of the control unit, which determines the type of the output signal of the telemetry system and connected to the switch, which provides switching the power supply to one of the gamma-ray logging sensors, depending on the type of the telemetry system output signal. In this case, the power output of the telemetry system from the casing 2 is connected by cable 5 with the control system 6 of the diverter 7 of the cutting head 8 (chisel, bit, or the like) with the downhole motor 9 (screw, turbine, turbine-screw or similar downhole motors) to increase (upward direction of barrel 1) or decrease (downward direction of barrel 1) zenith angle (not shown). Moreover, the sensor units 3 and 4 are made directed and are located, respectively, from the top and from the bottom, diametrically opposite in the casing 2 of the telemetry system, mounted for rotation relative to the stator 10 of the downhole motor 9 and equipped with a weighting agent on the side of the lower sensor (not shown) for a constant corresponding orientation of the sensor units 3 and 4 housings 2 by gravity. The weighting agent can be made in the form of a weighting insert (lead, hard alloy, etc.) from the bottom of the casing 2, a metal layer is left when processing the casing 2 from below or the like. For rotation relative to the stator 10 of the motor 9, the casing 2 is equipped at the ends with bearings (rolling or sliding - not shown) with press-fit inner races (not shown) onto the stator 10 or the drill pipe 11 at the stator 10.

Известные управляемые системы отклонения (см., например, https://studref.com/454048/tehnika/otkloniteli_nepreryvnogo_deystviya_baze_zaboynyh_dvigateley) громоздки, сложны в применении и требуют большое количество энергии для отклонения и фиксации под выбранным углом, при этом невозможно получить точно выбранное направление вверх или вниз. Поэтому авторами разработан автоматизированный отклонитель 7 собственной конструкции. Известно, что можно добиться направленного бурения вверх или вниз при помощи гравитационных сил, действующих на бурильную компоновку, за счет изменения расстояния между центраторами 12, 13 и 14 бурильной колонны 15. Наибольший эффект по отклонению вверх или вниз дает расположение центраторов 12, 13 и 14 в пределах 36 метров от забоя 16 горизонтального ствола 1 скважины, а расположением среднего центратора 14 регулировать отклонение ствола (чем дальше от забоя 16, тем больше зенитный угол). Для этого отклонитель 7 изготовлен в виде первого 12 и второго 13 расположенных на расстоянии Н = 28 – 36 м жестко зафиксированных центраторов с расположенными между ними подвижным в продольном направлении центратором 14.Первый из жестко зафиксированных центраторов 12 установлен на статоре 10 двигателя 9 в непосредственной близости от ротора 17, вращающего режущую головку 8.Система управления 6 отклонителем 7 выполнена в виде цилиндрического корпуса зафиксированного между первым 12 и вторым 13 центраторами с реверсивными электродвигателями (не показаны) расположенными равномерно по периметру, продольные роторы (не показаны) которых выполнены полыми с внутренней резьбой для синхронного перемещения резьбовых продольных толкателей 18, жестко соединенных с подвижным центратором 14 для его перемещения в диапазоне ± 1 – 2 м (чем более сложный профиль скважины, тем на большее расстояние нужно перемещать центратор 14) от начального положения, причем электродвигатели через таймер времени (не показан) соединены с телесистемой для получения управляющих сигналов. Начальное положение же всех центраторов 12, 13 и 14 подбирают для горизонтального бурения ствола 1.Центраторы 12 и 13 на расстоянии Н друг от друга, центратор 14 на расстоянии L от второго центратора 13. Для проходки горизонтальный стволов 1 на месторождениях Республики Татарстан (РТ) принимают L = 8 – 12 м (точно определяется эмпирическим путем) для горизонтального бурения, когда зенитный угол равен 90º.Known controlled deflection systems (see, for example, https://studref.com/454048/tehnika/otkloniteli_nepreryvnogo_deystviya_baze_zaboynyh_dvigateley) are cumbersome, difficult to use and require a large amount of energy to deflect and fix at the selected angle, while it is impossible to get the exact direction upward or down. Therefore, the authors have developed an automated diverter 7 of their own design. It is known that it is possible to achieve upward or downward directional drilling using gravitational forces acting on the drill assembly by changing the distance between the centralizers 12, 13 and 14 of the drill string 15. The greatest upward or downward deviation effect is obtained by the location of the centralizers 12, 13 and 14 within 36 meters from the bottom 16 of the horizontal borehole 1 of the well, and by the location of the middle centralizer 14 to regulate the deviation of the borehole (the further from the bottom 16, the greater the zenith angle). For this, the diverter 7 is made in the form of the first 12 and the second 13 rigidly fixed centralizers located at a distance of H = 28 - 36 m with centralizer 14 movable in the longitudinal direction located between them. The first of the rigidly fixed centralizers 12 is installed on the stator 10 of the motor 9 in the immediate vicinity from the rotor 17, which rotates the cutting head 8. The control system 6 of the diverter 7 is made in the form of a cylindrical body fixed between the first 12 and the second 13 centralizers with reversible electric motors (not shown) located evenly around the perimeter, the longitudinal rotors (not shown) of which are hollow with an internal thread for synchronous movement of threaded longitudinal pushers 18 rigidly connected to the movable centralizer 14 to move it in the range of ± 1 - 2 m (the more complex the profile of the well, the greater the distance you need to move the centralizer 14) from the initial position, and the electric motors through a time timer (not by kazan) are connected to the telesystem to receive control signals. The initial position of all centralizers 12, 13 and 14 is selected for horizontal drilling of the borehole 1. The centralizers 12 and 13 are at a distance H from each other, the centralizer 14 is at a distance L from the second centralizer 13. For drilling horizontal shafts 1 at the fields of the Republic of Tatarstan (RT) take L = 8 - 12 m (precisely determined empirically) for horizontal drilling when the zenith angle is 90 °.

На схемы отдельных блоков и виды их соединения между собой авторы не претендуют, так как используются известные блоки и соединения (например, производства фирм ООО "ЛНК" г. Пермь, ООО "фирма "Геосканер" г. Краснодар или т.п.).The authors do not pretend to diagrams of individual blocks and the types of their connection with each other, since well-known blocks and connections are used (for example, manufactured by LNK LLC, Perm, Geoscaner LLC, Krasnodar, etc.).

Для реверсивных электродвигателей системы управления 6 рекомендуется использовать пьезоэлектрические двигатели, имеющие высокий крутящий момент при небольшой скорости вращения, что не требует использования дополнительного понижающего редуктора, упрощая конструкцию системы управления 6. Обычно используют 2 – 4 шт электродвигателей: чем больше диаметр, тем больше штук.For reversible electric motors of the control system 6, it is recommended to use piezoelectric motors that have high torque at a low rotation speed, which does not require the use of an additional reduction gear, simplifying the design of the control system 6. Usually, 2 - 4 pieces of electric motors are used: the larger the diameter, the more pieces.

Для подвижного ценратора 14 рекомендуется использование установленной с возможностью вращения наружной центрирующей части (не показана) для исключения тангенциальных нагрузок на толкатели 18, значительно снижая вероятность аварийных ситуаций из-за искривления толкателей 18.For the movable centrator 14, it is recommended to use a rotatably mounted outer centering part (not shown) to eliminate tangential loads on the pushers 18, significantly reducing the likelihood of emergency situations due to the curvature of the pushers 18.

Для исключения скручивания кабеля 5 рекомендуется использовать скользящее соединение по периметру соединение кабеля с кожухом 2 и далее с силовым выходом. Авторы на это не претендуют, так как такие соединения широко используются в электродвигателях.To avoid twisting of cable 5, it is recommended to use a sliding connection around the perimeter, connecting the cable to the casing 2 and then to the power output. The authors do not pretend to this, since such connections are widely used in electric motors.

Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на работоспособность устройства, на чертеже не показаны.Structural elements and process connections that do not affect the device's performance are not shown in the drawing.

Устройство работает следующим образом (на примере разработанного отклонителя 7).The device operates as follows (for example, the developed diverter 7).

После проходки скважины до горизонтального ствола 1. Бурильную компоновку (не показана) для получения большой кривизны и выхода на горизонтальный ствол 1 извлекают из скважины. И спускают разработанное устройство. Для этого к ротору 17 двигателя 9 присоединяют режущую головку 8 для углубления ствола 1 необходимого диаметра, на статоре 10 фиксируют первый центратор 12. К статору также прикрепляют (например, при помощи трубы 11) вращающийся герметичный кожух 2, утяжеленный снизу, телесистемы, содержащий верхний 3 и нижний 4блоки датчиков, измерительный гамма-модуль с каналом связи с блоком телесистемы с электронной схемой согласования сигналов телесистемы с импульсами датчиков гамма-каротажа, содержащей блок управления, коммутатор переключения подачи питания на блоки датчиков гамма-каротажа, источник постоянного тока, высоковольтные источники питания, счетчики импульсов гамма-каротажа, микропроцессор для обработки данных и блока управления для переключения подачи питания на один из блоков датчиков гамма-каротажа в зависимости от вида выходного сигнала телесистемы и формирования соответствующих сигналов силового выхода для системы управления 6 отклонителя 7 режущей головки 8 с забойным двигателем 9. На колонну бурильных труб 15 устанавливают блок управления 6, расположенный примерно посередине резьбовой части толкателей 18, и центратор 14 до размещения его в определённом заранее месте, после чего блок управления 6 фиксируют на колонне бурильных труб 15. Силовой выход телесистемы через кожух соединяют кабелем 5 с системой управления 6. Для формирования сигнала из силового выхода заранее определенной (эмпирическим путем) временной длины силовой выход может дополнительно оснащен таймером для продольного перемещения толкателями 18 подвижного центратора 14 на определённое расстояние (выбирается эмпирическим путем) после каждого сигнала. Потом на колонне бурильных труб 15 фиксируют второй центратор 13 на расстоянии Н от первого центратора 12, и L –от подвижного центратора 14.After drilling the well to the horizontal borehole 1. A drilling assembly (not shown) is removed from the well to obtain a large curvature and exit to the horizontal borehole 1. And the developed device is lowered. To do this, a cutting head 8 is connected to the rotor 17 of the engine 9 to deepen the barrel 1 of the required diameter, the first centralizer 12 is fixed on the stator 10. A rotating sealed casing 2, weighted from below, of a telesystem containing an upper one is also attached to the stator (for example, using a pipe 11). 3 and lower 4 sensor units, a measuring gamma module with a communication channel with a telemetry unit with an electronic circuit for matching the telemetry system signals with pulses of gamma-ray logging sensors, containing a control unit, a switch for switching power supply to the units of gamma-ray logging sensors, a direct current source, high-voltage sources power supply, gamma-ray pulse counters, a microprocessor for data processing and a control unit for switching power supply to one of the gamma-ray sensor units depending on the type of the telemetry system output signal and generating the corresponding power output signals for the control system 6 of the deflector 7 of the cutting head 8 s downhole motor 9 A control unit 6 is installed on the drill pipe string 15, located approximately in the middle of the threaded part of the pushers 18, and the centralizer 14 until it is placed in a predetermined place, after which the control unit 6 is fixed on the drill pipe string 15. The power output of the telemetry system through the casing is connected by cable 5 with a control system 6. To generate a signal from the power output of a predetermined (empirically) time length, the power output can be additionally equipped with a timer for longitudinal movement of the pushers 18 of the movable centralizer 14 at a certain distance (selected empirically) after each signal. Then the second centralizer 13 is fixed on the string of drill pipes 15 at a distance H from the first centralizer 12, and L from the movable centralizer 14.

После сборки устройство на колонне бурильных труб 15 спускают в скважину до предварительного забоя 16. Нагнетают жидкость по колонне бурильных труб 15, поток которой вращает ротор 17 двигателя 9 вместе с режущей головкой 8. Режущая головка, последовательно разрушая забой 16, увеличивает длину горизонтального ствола 1 скважины, а центраторы 12, 13 и 14 выдерживают горизонтальное положение ствола 1 в продуктивном пласте 19. За счет утяжелителя кожух 2 постоянно ориентирован так, что верхние блок датчиков 3 направлен вверх, а нижний 4 – вниз, не требуя проверки ориентации блоков датчиков 3 и 4 по направлению. При этом ведут постоянный (дискретный синхронизированный или поочередный) контроль показаний гамма фона верхнего 3 и нижнего 4блоков датчиков. Если верхний блок датчиков 3 показывает увеличение гамма фона, а нижний 4 – уменьшение, значит расстояние между стволом 1 (точкой замера) и кровлей 20 пласта 19 уменьшилось, а между стволом 1 и подошвой 21 - увеличилось, значит либо ствол 1 пошел на вверх, либо пласт 19 уходит вниз. Телеметрическая система в кожухе 2 формирует сигнал, который через силовой выход по кабелю 5 подается на блок управления 6 для синхронного вращения роторов электродвигателей, которые по резьбе перемещают толкатели 18 в сторону первого центратора 12, уменьшая зенитный угол ствола 1. Если верхний блок датчиков 3опять показывает увеличение гамма фона, а нижний 4 – уменьшение, то сигналы повторяются до стабилизации показаний верхнего 3 и нижнего 4 блоков датчиков на начальном уровне.After assembly, the device on the string of drill pipes 15 is lowered into the well to the preliminary bottomhole 16. Fluid is injected through the string of drill pipes 15, the flow of which rotates the rotor 17 of the engine 9 together with the cutting head 8. The cutting head, successively destroying the bottomhole 16, increases the length of the horizontal wellbore 1 wells, and the centralizers 12, 13 and 14 maintain the horizontal position of the wellbore 1 in the productive formation 19. Due to the weighting agent, the casing 2 is constantly oriented so that the upper sensor unit 3 is directed upwards, and the lower 4 - downward, without requiring verification of the orientation of the sensor units 3 and 4 towards. At the same time, constant (discrete synchronized or alternate) control of the background gamma readings of the upper 3 and lower 4 sensor blocks is carried out. If the upper block of sensors 3 shows an increase in the background gamma, and the lower 4 - a decrease, then the distance between the borehole 1 (measuring point) and the top 20 of reservoir 19 has decreased, and between the borehole 1 and the base 21 - increased, then either the borehole 1 went up, or layer 19 goes down. The telemetry system in the casing 2 generates a signal that is fed through the power output via cable 5 to the control unit 6 for synchronous rotation of the rotors of the electric motors, which move the pushers 18 along the thread towards the first centralizer 12, reducing the zenith angle of the barrel 1. If the upper sensor unit 3 again shows an increase in the background gamma, and the lower 4 - a decrease, then the signals are repeated until the readings of the upper 3 and lower 4 sensor blocks stabilize at the initial level.

Если верхний блок датчиков 3 показывает уменьшение гамма фона, а нижний 4 – увеличение, значит расстояние между стволом 1 (точкой замера) и кровлей 20 пласта 19увеличилось, а между стволом 1 и подошвой 21 - уменьшилось, значит либо ствол 1 пошел на вниз, либо пласт 19 уходит вверх. Телеметрическая система в кожухе 2 формирует сигнал обратной полярности, который через силовой выход по кабелю 5 подается на блок управления 6 для синхронного вращения роторов электродвигателей, которые по резьбе перемещают толкатели 18 в сторону второго центратора 13, увеличивая зенитный угол ствола 1. Если верхний блок датчиков 3опять показывает уменьшение гамма фона, а нижний 4 – увеличение, то сигналы повторяются до стабилизации показаний верхнего 3 и нижнего 4 блоков датчиков на начальном уровне.If the upper block of sensors 3 shows a decrease in the background gamma, and the lower 4 - an increase, then the distance between the borehole 1 (measuring point) and the top 20 of reservoir 19 has increased, and between the borehole 1 and the bottom 21 - decreased, then either the borehole 1 went down, or reservoir 19 goes up. The telemetry system in the casing 2 generates a signal of reverse polarity, which is fed through the power output through the cable 5 to the control unit 6 for synchronous rotation of the rotors of the electric motors, which move the pushers 18 along the thread towards the second centralizer 13, increasing the zenith angle of the barrel 1. If the upper sensor unit 3 again shows a decrease in the background gamma, and the lower 4 - an increase, then the signals are repeated until the readings of the upper 3 and lower 4 sensor units stabilize at the initial level.

Шаг перемещения толкателей 18 при каждом сигнале для месторождений РТ составляет 0,15 – 0,2 м.The step of displacement of pushers 18 at each signal for RT fields is 0.15 - 0.2 m.

При этом не требуется никакой корректировки ствола 1 по азимуту (влево или вправо), так как гравитационные силы направлены строго по вертикали, что в целом упрощает устройство и делает его очень надежным. А регулировка направления ствола 1 производится в автоматическом режиме, полностью исключая человеческий фактор.This does not require any adjustment of the borehole 1 in azimuth (left or right), since the gravitational forces are directed strictly vertically, which generally simplifies the device and makes it very reliable. And the adjustment of the direction of the barrel 1 is carried out in automatic mode, completely excluding the human factor.

Предлагаемое устройство для контроля положения ствола горизонтальной скважины при бурении позволяет просто, стабильно и точно определять расположение кровли и подошвы пласта при бурении, регулируя направление ствола в автоматическом режиме.The proposed device for monitoring the position of the horizontal wellbore during drilling allows you to simply, stably and accurately determine the location of the top and bottom of the formation while drilling, adjusting the direction of the wellbore in automatic mode.

Claims (1)

Устройство для контроля положения ствола горизонтальной скважины при бурении, включающий установленные в кожухе телесистемы два блока датчиков гамма-каротажа, один из которых выполнен направленным, блоки датчиков гамма-каротажа расположены в измерительном гамма-модуле с каналом связи с блоком телесистемы и снабжены электронной схемой согласования сигналов телесистемы с импульсами датчиков гамма-каротажа, содержащей блок управления, коммутатор переключения подачи питания на блоки датчиков гамма-каротажа, источник постоянного тока, высоковольтные источники питания, счетчики импульсов гамма-каротажа, микропроцессор, при этом выход сигналов телесистемы подключен к входу блока управления, определяющего вид выходного сигнала телесистемы и связанного с коммутатором, обеспечивающим переключение подачи питания на один из блоков датчиков гамма-каротажа в зависимости от вида выходного сигнала телесистемы, при этом силовой выход телесистемы соединен с системой управления отклонителя режущей головки с забойным двигателем, отличающееся тем, что блоки датчиков выполнены направленными и расположены соответственно сверху и снизу диаметрально противоположно в кожухе телесистемы, установленного возможностью вращения относительно статора забойного двигателя и оснащенного со стороны нижнего датчика утяжелителем для ориентации кожуха под действием гравитации, при этом отклонитель изготовлен в виде первого и второго расположенных на расстоянии 28-36 м жестко зафиксированных центраторов с расположенным между ними подвижным в продольном направлении центратором, причем первый из жестко зафиксированных центраторов установлен на статоре в непосредственной близости от ротора, вращающего режущую головку, система управления выполнена в виде цилиндрического корпуса, зафиксированного между первым и вторым центраторами с реверсивными электродвигателями, расположенными равномерно по периметру, продольные роторы которых выполнены полыми с внутренней резьбой для синхронного перемещения резьбовых толкателей, жестко соединенных с подвижным центратором для перемещения в диапазоне ± 1-2 м от начального положения, причем электродвигатели через таймер времени соединены с телесистемой для получения управляющих сигналов, при этом начальное положение всех центраторов подбирают для горизонтального бурения.A device for monitoring the position of a horizontal wellbore while drilling, including two gamma-ray sensor units installed in the telemetry casing, one of which is directional, the gamma-ray sensor units are located in the gamma-ray measuring module with a communication channel with the telemetry unit and equipped with an electronic matching circuit signals of a telemetry system with pulses of gamma-ray logging sensors, containing a control unit, a switch for switching power supply to the units of gamma-ray logging sensors, a DC source, high-voltage power supplies, counters of pulses of gamma-ray logging, a microprocessor, while the output of signals of the telemetry system is connected to the input of the control unit , which determines the type of the telemetry system output signal and is connected to the switch, which provides switching the power supply to one of the gamma ray sensor units depending on the type of the telemetry system output signal, while the power output of the telemetry system is connected to the control system of the cutting head diverter and with a downhole motor, characterized in that the sensor units are made directed and are located, respectively, from the top and from the bottom, diametrically opposite in the housing of the telemetry system, mounted for rotation relative to the stator of the downhole motor and equipped with a weighting agent on the side of the lower sensor for orientation of the casing under the action of gravity, while the diverter is made in the form of the first and second rigidly fixed centralizers located at a distance of 28-36 m with a centralizer located between them movable in the longitudinal direction, and the first of the rigidly fixed centralizers is mounted on the stator in the immediate vicinity of the rotor rotating the cutting head, the control system is made in the form of a cylindrical housing, fixed between the first and second centralizers with reversible electric motors, located evenly around the perimeter, the longitudinal rotors of which are hollow with an internal thread for synchronous movement of the threaded push fir trees rigidly connected to a movable centralizer for movement in the range of ± 1-2 m from the initial position, and the electric motors through a time timer are connected to the telesystem to obtain control signals, while the initial position of all centralizers is selected for horizontal drilling.
RU2020116725A 2020-05-21 2020-05-21 Device for monitoring position of horizontal wellbore during drilling RU2733536C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020116725A RU2733536C1 (en) 2020-05-21 2020-05-21 Device for monitoring position of horizontal wellbore during drilling

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020116725A RU2733536C1 (en) 2020-05-21 2020-05-21 Device for monitoring position of horizontal wellbore during drilling

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2733536C1 true RU2733536C1 (en) 2020-10-05

Family

ID=72926690

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020116725A RU2733536C1 (en) 2020-05-21 2020-05-21 Device for monitoring position of horizontal wellbore during drilling

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2733536C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU213913U1 (en) * 2022-05-23 2022-10-04 Общество с ограниченной ответственностью "Сервисная компания "Буровое оборудование" Device for orienting whipstock in a well

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2001011180A1 (en) * 1999-08-05 2001-02-15 Baker Hughes Incorporated Continuous wellbore drilling system with stationary sensor measurements
US6513606B1 (en) * 1998-11-10 2003-02-04 Baker Hughes Incorporated Self-controlled directional drilling systems and methods
RU2229012C2 (en) * 1998-12-11 2004-05-20 Шлюмбергер Холдингз Лимитед Method for well boring and simultaneous direction of boring cutter by an actively controlled rotary directed well boring device and rotary directed well boring device
RU2239042C2 (en) * 1999-12-10 2004-10-27 Шлюмбергер Холдингз Лимитед Method for drilling a well and concurrently directing drilling crown actively controlled by rotating drill system and actively controlled rotating directed system
EA009968B1 (en) * 2003-04-25 2008-04-28 ИНТЕРСИН Ай Пи ХОЛДИНГЗ, ЛЛС. System and method using a continuously variable transmission to control one or more system components
RU2490448C1 (en) * 2012-06-26 2013-08-20 Общество с ограниченной ответственностью "ТомскГАЗПРОМгеофизика" Device for positional control of horizontal borehole
US20180283156A1 (en) * 2017-04-03 2018-10-04 Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. Binning During Non-Rotation Drilling in a Wellbore

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6513606B1 (en) * 1998-11-10 2003-02-04 Baker Hughes Incorporated Self-controlled directional drilling systems and methods
RU2229012C2 (en) * 1998-12-11 2004-05-20 Шлюмбергер Холдингз Лимитед Method for well boring and simultaneous direction of boring cutter by an actively controlled rotary directed well boring device and rotary directed well boring device
WO2001011180A1 (en) * 1999-08-05 2001-02-15 Baker Hughes Incorporated Continuous wellbore drilling system with stationary sensor measurements
RU2239042C2 (en) * 1999-12-10 2004-10-27 Шлюмбергер Холдингз Лимитед Method for drilling a well and concurrently directing drilling crown actively controlled by rotating drill system and actively controlled rotating directed system
EA009968B1 (en) * 2003-04-25 2008-04-28 ИНТЕРСИН Ай Пи ХОЛДИНГЗ, ЛЛС. System and method using a continuously variable transmission to control one or more system components
RU2490448C1 (en) * 2012-06-26 2013-08-20 Общество с ограниченной ответственностью "ТомскГАЗПРОМгеофизика" Device for positional control of horizontal borehole
US20180283156A1 (en) * 2017-04-03 2018-10-04 Nabors Drilling Technologies Usa, Inc. Binning During Non-Rotation Drilling in a Wellbore

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU213913U1 (en) * 2022-05-23 2022-10-04 Общество с ограниченной ответственностью "Сервисная компания "Буровое оборудование" Device for orienting whipstock in a well

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0900917B1 (en) An apparatus and system for making at-bit measurements while drilling
US6419014B1 (en) Apparatus and method for orienting a downhole tool
RU2428554C1 (en) Controlled directional drilling with use of periodic disturbing action on drilling bit
US10100630B2 (en) Method and apparatus for communicating incremental depth and/or other useful data of a downhole tool
EP2230376A2 (en) Power systems for wireline well service using wires pipe string
US9771787B2 (en) Multi-directionally rotating downhole drilling assembly and method
US20150090444A1 (en) Power systems for wireline well service using wired pipe string
CN102933793A (en) Formation evaluation using a bit-based active radiation source and a gamma ray detector
CN108071386B (en) Rotary pulse transmitter and method for transmitting information along drill string
US11713623B2 (en) Motor power section with integrated sensors
CN109723434A (en) Drilling tool pressure pulse perseverance amplitude adjusted method and regulating system
AU2009200330B2 (en) Determination of azimuthal offset and radius of curvature in a deviated borehole using periodic drill string torque measurements
RU2733536C1 (en) Device for monitoring position of horizontal wellbore during drilling
US20210198996A1 (en) System and Method to Control a Dual Motor Rotary Steerable Tool
RU2616197C1 (en) Toroidal sections for measuring rotation frequency per minute
NO20160305A1 (en) Downhole mud motor with adjustable bend angle
US20120039151A1 (en) Mud pulse telemetry synchronous time averaging system
RU2256794C1 (en) Face telemetry system with hydraulic communication channel
EP1143105A1 (en) Directional drilling system
US20180274363A1 (en) Controlled Pressure Pulser for Coiled Tubing Measurement While Drilling Applications
RU2015316C1 (en) Orientation system of devices for directional drilling of horizontal and very inclined wells
RU2205952C2 (en) Downhole flowmeter
CN212614684U (en) Brake type MWD mud pulse device
CN103256037A (en) Working parameter measurement device for oil drilling positive displacement motors
RU2133339C1 (en) Bottom-hole telemetric system