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

где

ϕ - угол, образованный изучаемым направлением с горизонтальной плоскостью, угол наклона, град.;

α - угол, образованный изучаемым направлением с линией отвеса, зенитный угол, град.;

Δp - перепад давления, измеренный между двумя точками в жидкости, МПа;

l - расстояние между точками измерения перепада давления (база измерения) в жидкости, м;

γ - 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/м³;

L - длина ствола скважины между точками замера, м;

α - среднее значение зенитного угла ствола скважины между точками замера, град;

9,81 - const, м/сек²;

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;

P₁, P₂ - давление бурового раствора в точках замера, МПа;

А - горизонтальная проекция ствола скважины, м;

β - 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;

α - среднее значение зенитного угла ствола скважины между точками замера, град;

9,81 - const, м/сек².

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 α<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 α>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 ρ, 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.

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/м³;

L - длина ствола скважины между точками замера, м;

α - среднее значение зенитного угла ствола скважины между точками замера, град;

9,81 - const, м/с²,

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;

Р₁, P₂ - давление бурового раствора в точках замера, МПа;

А - горизонтальная проекция ствола скважины, м;

β - 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;

α - 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.