Метод используемый для определения положения скважины
Обновлено: 07.07.2024
Способ определения положения ствола направленной скважины
Изобретение относится к бурению скважин и, в частности, может быть использовано для контроля проводки направленных, горизонтальных и горизонтально-восстающих скважин в уклонах нефтяных шахт. Техническим результатом изобретения является повышение точности измерений параметров искривления горизонтально-направленных скважин без использования инклинометрии во взрывоопасных и магнитных средах, что позволит повысить качество проводки скважин и эффективность разработки нефтегазовых залежей. Для этого в процессе бурения в бурильные трубы, которые в нижней части снабжены обратным клапаном, препятствующим перетеку жидкости из затрубного пространства в трубное, закачивают очищенную от шлама жидкость с измеренной осредненной плотностью. Давление в бурильных трубах измеряют дистанционными глубинными манометрами на максимальной глубине в период остановок циркуляции и манометром, установленным на устье скважины. Данные измерений используют в расчетах для определения угла наклона ствола скважины и зенитного угла и на основании полученных результатов определяют положение ствола скважины. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Изобретение относится к бурению скважин, а точнее, к способам контроля за проводкой направленных скважин, и может быть использовано, в частности, при бурении горизонтально-восстающих скважин из уклонов нефтешахт, где предъявляются повышенные требования к взрывопожаробезопасности и где применение средств контроля с электрическими источниками на допустимо.
Известен Патент РФ №2015316, 5 Е21В 47/022, опубл. 30.06.94, Бюл. №12 «Система для ориентации устройств направленного бурения горизонтальных и сильнонаклоненных скважин, включающая установленный на входе в бурильную колонну датчик давления бурового раствора, следящий привод вращения буровой колонны и глубинный датчик ориентации, включающий переключатель режимов, выполненный в виде последовательно соединенных акселерометра, усилителя и реле, а глубинный датчик ориентации выполнен в виде размещенной в корпусе подпружиненной инерционной массы жестко прикрепленного к ней одним плечом рычага, второе плечо механически соединено с ползунком потенциометра, соединенного через электроусилитель с электромагнитным приводом, выход которого является выходом датчика, при этом выход электроусилителя подключен к замыкающему контакту блокирующего выключателя источника питания, к управляющему входу которого подключен выход реле переключателя режимов.
Предложенная система имеет забойный источник электрического тока, существует вероятность появления искры и создания недопустимых ситуаций, связанных со взрывом газа и пыли, что актуально для нефтяных и угольных шахт. При этом система работает в динамических условиях циркуляции бурового раствора и основана на создании импульсов избыточного давления. Система требует сложной технологии изготовления квалифицированного обслуживания, что выразится в повышении стоимости изготовления иэксплуатации.
В качестве прототипа выбран способ определения положения ствола скважины путем измерения зенитного угла ствола скважины (А.С. 655816, Е21В 47/02, опубл. 05.04.79, Бюл. №13). Способ определения положения ствола скважины включает измерение перепада давления между парами выбранных точек вдоль оси скважины и определение значений углов наклона по следующим соотношениям
l - расстояние между точками измерения перепада давления (база измерения) в жидкости, м;
Повышение чувствительности предлагаемого способа достигается применением бурового раствора, имеющего наибольшую плотность, однако применение таких растворов не оправданно экономически, технологически и правилами безопасности. Плотность и удельный вес бурового раствора в скважине регламентируется исходя из значений пластового, порового, горного давления и давления гидроразрыва. Достижение наибольшей плотности приводит к дополнительным затратам на утяжеление бурового раствора и его последующей замене, будет способствовать созданию условий для гидроразрыва пласта, поглощению жидкости, кольматации пор и трещин продуктивного пласта твердой фазой, снижению продуктивности скважин, что особенно актуально при измерении параметров горизонтального ствола в продуктивном пласте. Кроме того, в прототипе используется измерение сил тяжести, перепада давления жидкости с удельным весом у, который принимается постоянным, тогда как в реальных условиях этот параметр переменный и при использовании его необходимо производить выравнивание и определение среднего интегрального значения. Так, например, изменение плотности на 0,01 г/см 3 или удельного веса на 100 Н/м 3 создает абсолютную погрешность в определении вертикальной проекции на глубине 1000 м, равную 10 м, Н=р(у]-уз), что при мощности пласта менее 10 м на глубине 1000 м недопустимо для применения. Таким образом, отсутствие учета неоднородности и технологии выравнивания плотности бурового раствора ограничивает применение способа.
Задачей изобретения является повышение точности измерений и сокращение затрат для контроля положения ствола при бурении направленных скважин, в том числе в горизонтально - восстающих в нефтяных и угольных шахтах.
где H - вертикальная проекция ствола скважины, м;
H1, Н2 - вертикальная проекция ствола скважины в точках замера, м;
А - горизонтальная проекция ствола скважины, м;
P1, P2 - гидростатическое давление бурового раствора в точках замера, МПа;
- среднее значение плотности бурового раствора в точках замера гидростатического давления в бурильных трубах, кг/м 3 ;
L - длина ствола скважины между точками замера, м;
9,81 - const, м/сек 2 ;
где H - вертикальная проекция ствола скважины, м;
H1, H2 - вертикальная проекция ствола скважины в точках замера, м;
P1, P2 - давление бурового раствора в точках замера, МПа;
А - горизонтальная проекция ствола скважины, м;
- среднее значение плотности бурового раствора в точках замера, кг/м 3 ;
L - длина ствола скважины между точками замера, м;
9,81 - const, м/сек 2 .
При этом измерение гидростатического давления производят без разрыва во времени при равенстве значений плотности бурового раствора в точках замера.
Изменение давления в период остановки циркуляции, например при наращивании бурильной колонны, позволяет получить значение вертикальной проекции по стволу и построение профиля скважины. Вертикальная проекция по стволу рассчитывается как . Имея совершенные средства измерения давления и программные решения, предоставляется возможным с использованием ЭВМ построение профиля скважины и определение производных данных от вертикальной проекции, например это зенитный угол, горизонтальные проекции и данные инклинометрии.
Пример конкретного выполнения.
Ярегское месторождение тяжелой нефти. Уклонно-скважинная система термошахтной добычи нефти. На фиг.1 представлен разрез пласта и профили горизонтальных скважин. Из шахтных уклонов осуществляется бурение горизонтально-восстающих скважин (ГВС)-1, 2, 3 с длинной ствола 300 м и пересечение продуктивного пласта толщиной до 20 м снизу вверх - ГВС-2. Необходимо при бурении ГВС-3 проводить оперативное измерение положения ствола в процессе проводки скважины, не допуская уменьшения зенитного угла и перемещения траектории ствола ниже водонефтяного контакта ВНК. Часть ствола ниже линии ВНК исключается из эксплуатации и снижается эффективность разработки месторождения.
Измерение плотности жидкости осуществляется дискретно с использованием ареометра или непрерывно с применением дистанционного прибора, с определением среднего значения плотности. В качестве бурового раствора используется техническая вода со средней плотностью .
После отключения насоса 8 благодаря наличию обратного клапана 4 и манометра 5 определяется гидростатическое давление жидкости в бурильных трубах . Вертикальная проекция
Зенитный угол ствола а горизонтальная проекция где L - длина ствола, м.
Равенство значений давлений при удлинении ствола скважин сигнализирует о стабилизации или о падении зенитного угла, см. точка Д на фиг.1, что требует измерения давления в забойных условиях глубинным манометром.
Применение предлагаемого способа позволит оперативно, с большой точностью оценить параметры искривления горизонтально-восстающих скважин без использования инклинометрии во взрывоопасных и магнитных средах. При массовом бурении ГВС позволит повысить качество их проводки, эффективность разработки нефтегазовых залежей и уменьшить себестоимость нефти.
где Н - вертикальная проекция ствола скважины, м;
H1, Н2 - вертикальная проекция ствола скважины в точках замера, м;
А - горизонтальная проекция ствола скважины, м;
P1, P2 - гидростатическое давление бурового раствора в точках замера, МПа;
- среднее значение плотности бурового раствора в точках замера гидростатического давления в бурильных трубах, кг/м 3 ;
L - длина ствола скважины между точками замера, м;
9,81 - const, м/с 2 ,
где Н - вертикальная проекция ствола скважины, м;
H1, Н2 - вертикальная проекция ствола скважины в точках замера, м;
Р1, P2 - давление бурового раствора в точках замера, МПа;
А - горизонтальная проекция ствола скважины, м;
- среднее значение плотности бурового раствора в точках замера, кг/м 3 ;
L - длина ствола скважины между точками замера, м;
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение гидростатического давления производят без разрыва во времени при равенстве значений плотности бурового раствора в точках замера.
Метод используемый для определения положения скважины
11.Системы передачи информации в процессе бурения.
«+» максимальная информативность, быстрота получения сигнала, помехоустойчивость, 2-х сторонняя связь, источник энергии на поверхности, работа с воздухом и аэрированными пром. жидк.
«-» наличие кабеля в (на) колонне, невозможность вращения колонны и закрытия ПВО.
«+» высокая информативность, низкая стоимость систем
«-» дальность зависит от глубины перемежаемости пород, низкая помехоустойчивость.
- система непрерывных волн.
«+» применение без нарушения технологических процессов, независимость от глубины и пород.
«-» низкая скорость сигнала, низкая помехоустойчивость, необходимость в забойном источнике питания, невозможность работы с воздухом и аэрированными пром. жидк
12.Методы вычисления результатов измерений.
- Тангенциальный, - Сбалансированный тангенциальный, - Среднего угла,
- Радиуса кривизны, - Минимальной кривизны, - С помощью калькулятора
13.Устройство и принцип работы датчиков (магнитометры, акселерометры):
Магнитометры – состоят из двух параллельно расположенных катушек на которые подается напряжение определенной величины, в зависимости от расположения по отношению к магнитному полю земли скорость намагничивания катушек меняется, эти показания снимаются и переводятся в значения азимута скважины.
Акселерометр (Равновесный) – внутри корпуса с внешней обмоткой, в жидкости, находится магнит который удерживается в центральной позиции переменным током, при отклонении от горизонтального расположения корпуса акселерометра, магнит начинает перемещение и величина тока изменяется. Эти показания снимаются и переводятся в значении зенитного угла.
Акселерометр (Кварцевый стержневой) – магнит прикреплен на тонких подвесах к корпусу, переменный ток используется для удержания магнита в центральной позиции, при отклонении от горизонтального расположения корпуса акселерометра, магнит начинает перемещение и величина тока изменяется. Изменение отклика выходного напряжения переводятся в значении зенитного угла.
14.Установка датчика давления – датчик давления располагается в манифольдной линии или на стояке, на достаточном удалении от буровых насосов, мест резких перегибов направления линии высокого давления (для уменьшить вероятность возникновения помех) лучше в тёплом помещении.
Накачка компенсатора (гаситель пульсации) 30-40% от рабочего давления.
15.Промывочные жидкости: (параметры, единицы, физический смысл)
В – водоотдача (см3/30 мин.) Количество жидкой фазы отфильтровывающееся в стенки скважины из ПЖ.
П – содержание песка (%). Влияет на абразивные свойства бурового раствора.
СНС – статическое напряжение сдвига (мПа*с). Усилие для перевода ПЖ из состояния геля в жидкость.
ДНС – динамическое напряжение сдвига (сП). Усилие в промывочной жидкости при ее протекании.
Метод используемый для определения положения скважины
Maxim Vladimirovich запись закреплена
1.Инклинометрия (MWD – measuring while drilling) – метод измерения в процессе бурения, используемый для определения положения скважины в пространстве.
2.Что позволяет инклиноментрия.
- определить текущее положение забоя скважины
- графически отобразить траекторию скважины до текущего момента
- планировать направление скважины
- обеспечивать ориентационную информацию для спуска др. скважинных. инструментов
3.Когда можно проводить инклинометрию?
В процессе бурения – одноточечные (разовые) замеры, для определения текущего положения ствола скважины и изменения зенитного угла и азимута, если это необходимо.
После завершения бурения – многоточечные исследования, для графического построения траектории ствола завершенной скважины и составления окончательной диаграммы.
4.Метод короткого УБТ (теория расчета абсолютного азимута) - это математический метод снижения азимутальных ошибок, вызванных магнитным влиянием забойной компоновки, т.о. во время снятия инклинометрического замера в расчет принимается абсолютный азимут который является расчетным.
Смысл теории заключается в невозможности использования достаточного количества НУБТ, возникают помехи по оси Bz, расположенной вдоль оси инструмента. Для решения этой проблемы в формулу расчета азимута вносят рассчитанные перед началом бурения Dip и Be и исключают составляющую Bz.
5.Методы определения коррекции магнитного склонения
- Карты магнитного склонения (точность +0,20). Общество геол. исследований США (USGS) каждые 5 лет.
- Компьютерная программа “MAGUTM”.
- Компьютерная программа “Geomagix”.
6.Какая информация необходима для расчета данных в программе Geomagix?
= Географические координаты (долгота, широта).
= Полушарие (северное, южное).
= Склонение (восточное, западное).
= Корректная модель для расчета составляющих поля.
7.Понятие долготы и широты.
Широта (latitude) – угол к северу или к югу от экватора в градусах
Долгота (longtitude) – угол к востоку или западу от нулевого меридиана (Гринвеческого).
8.Система координат МЕРКАТОРА (UTM).
UTM – система преобразует сферическую поверхность земли в плоскую карту.
- Плоскую карту сворачивают в цилиндр вокруг земного шара, точки на поверхности земного шара, касающиеся цилиндра, образуют прямую линию и точно проецируются на карту, образуя меридиан.
- UTM делит поверхность земли на 60 зон по 60.
- Для данной зоны, центральный меридиан этой зоны есть долгота.
- Линии широты, образуют верхние и нижние границы прямоугольных зон разделены полосами на 80.
9.Приборы для проведения инклинометрических исследований
- бутылка с кислотой (стрелка фиксировалась желатином в направлении на север, кислота оставляла след на стенке цилиндра),
- магнитные приборы (механические и электронные компасы),
- гироскопические приборы, - прецессионные гироскопы,
- свободные гироскопы (с отклоняющейся рамкой, с горизонтальным ротором, со стабильной платформой)
- инерциальные навигационные системы.
10.Отличие гироскопов от магнитных датчиков
Гироскоп принимает за точку отсчета собственное фиксированное положение и фиксирует отклонения от этого положения. Гироскопы используются в скважинах, в которых имеются внешние магнитные влияния (обсаженные скважины, скважины с НКТ).
Магнитный датчик фиксирует отклонения от направления на магнитный север. Акселерометр фиксирует отклонения от истинной вертикали.
11.Системы передачи информации в процессе бурения.
«+» максимальная информативность, быстрота получения сигнала, помехоустойчивость, 2-х сторонняя связь, источник энергии на поверхности, работа с воздухом и аэрированными пром. жидк.
«-» наличие кабеля в (на) колонне, невозможность вращения колонны и закрытия ПВО.
«+» высокая информативность, низкая стоимость систем
«-» дальность зависит от глубины перемежаемости пород, низкая помехоустойчивость.
- система непрерывных волн.
«+» применение без нарушения технологических процессов, независимость от глубины и пород.
«-» низкая скорость сигнала, низкая помехоустойчивость, необходимость в забойном источнике питания, невозможность работы с воздухом и аэрированными пром. жидк
12.Методы вычисления результатов измерений.
- Тангенциальный, - Сбалансированный тангенциальный, - Среднего угла,
- Радиуса кривизны, - Минимальной кривизны, - С помощью калькулятора
13.Устройство и принцип работы датчиков (магнитометры, акселерометры):
Магнитометры – состоят из двух параллельно расположенных катушек на которые подается напряжение определенной величины, в зависимости от расположения по отношению к магнитному полю земли скорость намагничивания катушек меняется, эти показания снимаются и переводятся в значения азимута скважины.
Акселерометр (Равновесный) – внутри корпуса с внешней обмоткой, в жидкости, находится магнит который удерживается в центральной позиции переменным током, при отклонении от горизонтального расположения корпуса акселерометра, магнит начинает перемещение и величина тока изменяется. Эти показания снимаются и переводятся в значении зенитного угла.
Акселерометр (Кварцевый стержневой) – магнит прикреплен на тонких подвесах к корпусу, переменный ток используется для удержания магнита в центральной позиции, при отклонении от горизонтального расположения корпуса акселерометра, магнит начинает перемещение и величина тока изменяется. Изменение отклика выходного напряжения переводятся в значении зенитного угла.
14.Установка датчика давления – датчик давления располагается в манифольдной линии или на стояке, на достаточном удалении от буровых насосов, мест резких перегибов направления линии высокого давления (для уменьшить вероятность возникновения помех) лучше в тёплом помещении.
Накачка компенсатора (гаситель пульсации) 30-40% от рабочего давления.
15.Промывочные жидкости: (параметры, единицы, физический смысл)
В – водоотдача (см3/30 мин.) Количество жидкой фазы отфильтровывающееся в стенки скважины из ПЖ.
П – содержание песка (%). Влияет на абразивные свойства бурового раствора.
СНС – статическое напряжение сдвига (мПа*с). Усилие для перевода ПЖ из состояния геля в жидкость.
ДНС – динамическое напряжение сдвига (сП). Усилие в промывочной жидкости при ее протекании.
Нравится Показать список оценивших Сначала старые
Зачем ты заставил моего второго номера задавать мне вопросы Нравится Показать список оценивших
Так же и ГОСТ 631-75.
Нравится Показать список оценивших
Сергей, пару лет назад, наткнулся на подобный материал на одном из форумов:
Системы с акустическим каналом связи используют звуковые колебания, распространяющиеся в скважине по промывочной жидкости, колонне бурильных труб или окружающей породе. Соответственно этому они подразделяются на три вида: гидроакустические, акустомеханические и сейсмические.
Показать полностью.
Из трех видов ЗТС с акустическим каналом связи сейсмические системы применяются пока только для пассивного контроля координат забоя. Из-за недостаточной точности определения положения забоя (десятки метров) они еще находятся на стадии научных и экспериментальных исследований.
Сложность и многообразие свойств гидроакустического канала в скважине обусловили его слабую изученность. До настоящего времени ЗТС с гидроакустическим каналом связи на практике не использовались. Одной из центральных проблем в создании гидроакустического канала является разработка низкочастотного (до 100…200 Гц) излучателя, способного эффективно возбуждать колебания внутри колонны бурильных труб в скважине.
В 1993 гг. в Акустическом институте им. акад. Н. Н. Андреева по заданию ЗАО НПК "Геоэлектроника сервис" в рамках НИР "Скважина-ЗТС" и НИР "Горизонталь" была разработана экспериментальная аппаратура передачи информации (АПИ) по гидроакустическому каналу в скважине для забойной телеметрической системы ЗТС - ГАК (Научный руководитель - Д. П. Фролов). Система ЗТС - ГАК предназначалась для нахождения параметров ориентации ствола наклонно направленной или горизонтальной скважины, а также сервисных параметров, отражающих условия ее работы непосредственно в процессе бурения.
В 1998 г. по предложению НПК «Геоэлектроника сервис» экспериментальный образец аппаратуры для передачи информации по гидроакустическому каналу связи АПИ был модернизирован. Проведены скважинные испытания АПИ совместно с филиалом «Оренбурггаз» на одной из бурящихся скважин Оренбургского месторождения. Акустические сигналы принимались без прокачки раствора с глубины 1000 м, с прокачкой – с глубины 200 м. Предварительно установлено, что каналом передачи информации, помимо промывочной жидкости, могла быть и сама бурильная колонна. В целом результаты разработки и испытаний экспериментального образца аппаратуры АПИ показали, что гидроакустический канал может быть использован как высоконадежное и недорогое средство связи, в частности, в ЗТС с комбинированным каналом.
Среди зарубежных телесистем практически не встречаются телесистемы с акустическим каналом связи, однако в настоящее время фирма Schlumberger предложила передачу акустических сигналов в процессе бурения скважин (заявка Великобритании № 2357527). Характерной особенностью предлагаемой телесистемы является ее независимость от параметров бурового раствора, так как акустический сигнал распространяется по трубам и только на дневной поверхности он трансформируется в электромагнитные колебания. Устройство включает в себя полую штангу, на которой располагаются датчики, помещенную в буровую трубу и связанную с ней с помощью механических и электрических контактов.
Читайте также: