способ определения положения ствола направленной скважины
Классы МПК: | E21B47/022 буровой скважины |
Автор(ы): | Буслаев Виктор Федорович (RU), Цхадая Николай Денисович (RU), Груцкий Лев Генрихович (RU), Филиппов Владимир Федорович (RU), Кузнецов Викентий Алексеевич (RU), Буслаев Георгий Викторович (RU), Прошутинский Максим Александрович (RU), Цуканов Андрей Николаевич (RU) |
Патентообладатель(и): | Ухтинский государственный технический университет (УГТУ) (RU) |
Приоритеты: |
подача заявки:
2002-10-22 публикация патента:
10.06.2007 |
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.
Формула изобретения
1. Способ определения положения ствола горизонтально-направленных скважин, включающий углубление скважины, циркуляцию бурового раствора, измерение гидростатического давления бурового раствора и определение зенитного угла ствола скважины, отличающийся тем, что производят спуск бурильной колонны, заполненной очищенным буровым раствором, и измеряют гидростатическое давление в бурильных трубах манометром, установленным на устье скважины, в процессе углубления скважины при циркуляции бурового раствора выравнивают и измеряют среднюю плотность бурового раствора по стволу, производят остановку работы насоса и циркуляцию бурового раствора и измеряют гидростатическое давление в бурильных трубах глубинным манометром, и в скважинах со значением зенитного угла ствола скважины меньше 90° определяют вертикальную и горизонтальную проекции и среднее значение зенитного угла ствола скважины по следующим соотношениям:
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;
- среднее значение зенитного угла ствола скважины между точками замера, град;
9,81 - const, м/с 2,
а в скважинах с зенитным углом ствола скважины больше 90° вертикальную и горизонтальную проекции, средние значения угла наклона ствола скважины и зенитного угла определяют по следующим соотношениям:
где Н - вертикальная проекция ствола скважины, м;
H1, Н2 - вертикальная проекция ствола скважины в точках замера, м;
Р 1, P2 - давление бурового раствора в точках замера, МПа;
А - горизонтальная проекция ствола скважины, м;
- среднее значение угла наклона ствола скважины, град;
- среднее значение плотности бурового раствора в точках замера, кг/м3;
L - длина ствола скважины между точками замера, м;
- среднее значение зенитного угла ствола скважины между точками замера, град;
9,81-const, м/с2 .
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.
Описание изобретения к патенту
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
где
- угол, образованный изучаемым направлением с горизонтальной плоскостью, угол наклона, град.;
- угол, образованный изучаемым направлением с линией отвеса, зенитный угол, град.;
p - перепад давления, измеренный между двумя точками в жидкости, МПа;
l - расстояние между точками измерения перепада давления (база измерения) в жидкости, м;
- удельный вес жидкости, кг/м3.
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/см3 или удельного веса на 100 Н/м3 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.
За исключением сухих скважин, измерение давления производится в стволе скважины, что в стволах с зенитным углом более 50-60° потребует принудительного спуска приборов, дополнительных затрат, и измерение перепада давления будет осуществляться в среде с еще большей неоднородностью жидкости, насыщенной шламом и отстоем твердых частиц.
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.
Указанная задача достигается тем, что в известном способе определения положения ствола горизонтально-направленных скважин, включающем углубление скважины, циркуляцию бурового раствора, измерение гидростатического давления бурового раствора и определение зенитного угла ствола скважины, согласно изобретению производят спуск бурильной колонны, заполненной очищенным буровым раствором и установленным на устье скважины, в процессе углубления скважины при циркуляции бурового раствора выравнивают и измеряют среднюю плотность бурового раствора по стволу, производят остановку работы насоса и циркуляцию бурового раствора и измеряют гидростатическое давление в бурильных трубах глубинным манометром, и в скважинах со значением зенитного угла ствола скважины меньше 90° определяют вертикальную и горизонтальную проекции и среднее значение зенитного угла ствола скважины по следующим соотношениям:
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;
- среднее значение зенитного угла ствола скважины между точками замера, град;
9,81 - const, м/сек 2;
а в скважинах с зенитным углом ствола скважины больше 90° вертикальную и горизонтальную проекции, средние значения угла наклона ствола скважины и зенитного угла определяют по следующим соотношениям:
где H - вертикальная проекция ствола скважины, м;
H1, H2 - вертикальная проекция ствола скважины в точках замера, м;
P 1, P2 - давление бурового раствора в точках замера, МПа;
А - горизонтальная проекция ствола скважины, м;
- среднее значение угла наклона ствола скважины, град;
- среднее значение плотности бурового раствора в точках замера, кг/м3;
L - длина ствола скважины между точками замера, м;
- среднее значение зенитного угла ствола скважины между точками замера, град;
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.
Способ реализуется следующим образом. Бурильная колонна в нижней части снабжена обратным клапаном, препятствующим перетоку жидкости насыщенной шламом из затрубного пространства в трубное, сохраняя таким образом однородность плотности жидкости в трубном пространстве. В процессе бурения и циркуляции раствора в бурильные трубы закачивают очищенный от шлама буровой раствор с измеренной и осредненной плотностью , которая используется в расчетах. Измерение давления в бурильных трубах в скважинах с зенитным углом <90° осуществляют на требуемой глубине с измерением длины ствола скважины в период остановки циркуляции бурового раствора. Измерение давления осуществляют глубинными манометрами, что исключает, в отличие от инклинометров на принципе магнитной стрелки, влияние магнитных полей труб проходимых пород на качество измерений положения ствола.
Для горизонтально-восстающих скважин при зенитном угле >90° измерение давления производят на устье скважине манометром, установленным на манифольде, насосе, внутреннее пространство которых заполнено буровым раствором и гидравлически связано с пространством бурильных труб.
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.
На фиг.2 изображен план уклона с подземным буровым станком ПБС-1, который соединен с манифольдом 2 и со съемным узлом 3, включающий обратный клапан 4 и манометр 5. Манометр 5 должен находиться на уровне устья скважины 6. Буровой раствор из емкости-отстойника 7, после серии замеров его плотности , посредством насоса 8 через обратный клапан 4, узел 3, буровой станок 1 подается в бурильные трубы 9, располагающиеся в ГВС 1, 2 или 3. Буровой раствор из скважины, насыщенный шламом, по желобу 10 поступает в емкость-отстойник 7, где за счет гравитации происходит осаждение шлама и очистка бурового раствора.
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.
Класс E21B47/022 буровой скважины