close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

способ определения положения ствола направленной скважины

код для вставки
РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ
RU
(19)
(11)
2 300 631
(13)
C2
(51) МПК
E21B 47/022 (2006.01)
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,
ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ
(12)
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ
(21), (22) За вка: 2002128379/03, 22.10.2002
(24) Дата начала отсчета срока действи патента:
22.10.2002
(43) Дата публикации за вки: 20.04.2003
C 2
2 3 0 0 6 3 1
Адрес дл переписки:
169300, Республика Коми, г. Ухта, ул.
Первомайска , 13, Центр интеллектуальной и
патентно-лицензионной де тельности
(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОЛОЖЕНИЯ СТВОЛА НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ
(57) Реферат:
Изобретение относитс к бурению скважин и, в
частности, может быть использовано дл контрол проводки
направленных,
горизонтальных
и
горизонтально-восстающих скважин в уклонах
нефт ных шахт. Техническим результатом
изобретени вл етс повышение точности
измерений
параметров
искривлени горизонтально-направленных
скважин
без
использовани инклинометрии во взрывоопасных и
магнитных средах, что позволит повысить качество
проводки скважин и эффективность разработки
нефтегазовых залежей. Дл этого в процессе
бурени в бурильные трубы, которые в нижней
части
снабжены
обратным
клапаном,
преп тствующим перетеку жидкости из затрубного
пространства в трубное, закачивают очищенную от
шлама жидкость с измеренной осредненной
плотностью. Давление в бурильных трубах
измер ют
дистанционными
глубинными
манометрами на максимальной глубине в период
остановок
циркул ции
и
манометром,
установленным на устье скважины. Данные
измерений
используют
в
расчетах
дл определени угла наклона ствола скважины и
зенитного угла и на основании полученных
результатов определ ют положение ствола
скважины. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Страница: 1
RU
C 2
R U
(73) Патентообладатель(и):
Ухтинский государственный технический
университет (УГТУ) (RU)
2 3 0 0 6 3 1
(56) Список документов, цитированных в отчете о
поиске: SU 655816 А1, 09.04.1979. SU 1305324
A1, 23.04.1987. SU 1716116 А1, 28.02.1992. SU
1476117 A1, 30.04.1989. SU 1768752 А1,
15.10.1992. SU 1807434 А1, 07.04.1993. RU
2061835 C1, 10.06.1996. RU 2165524 C1,
20.04.2001. RU 2165514 C1, 20.04.2001. US
4614040 A, 30.09.1986. FR 2241686 A,
21.03.1975. EP 0172599 А1, 26.02.1986.
R U
(45) Опубликовано: 10.06.2007 Бюл. № 16
(72) Автор(ы):
Буслаев Виктор Федорович (RU),
Цхада 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)
C 2
C 2
2 3 0 0 6 3 1
2 3 0 0 6 3 1
R U
R U
Страница: 2
RUSSIAN FEDERATION
RU
(19)
(11)
2 300 631
(13)
C2
(51) Int. Cl.
E21B 47/022 (2006.01)
FEDERAL SERVICE
FOR INTELLECTUAL PROPERTY,
PATENTS AND TRADEMARKS
(12)
ABSTRACT OF INVENTION
(21), (22) Application: 2002128379/03, 22.10.2002
(24) Effective date for property rights: 22.10.2002
(43) Application published: 20.04.2003
(45) Date of publication: 10.06.2007 Bull. 16
(73) Proprietor(s):
Ukhtinskij gosudarstvennyj tekhnicheskij
universitet (UGTU) (RU)
2 3 0 0 6 3 1
directional well parameter measurement without
the use of deviation survey in explosive and
magnetic mediums, which improves well hole making
quality and oil-and-gas deposit development.
2 cl, 2 dwg, 1 ex
R U
(57) Abstract:
FIELD: well drilling, particularly to control
directional, horizontal and slightly rising hole
making in oil mine inclines.
SUBSTANCE: method involves injecting liquid
cleaned of mud and having averaged density in
drill string provided with check valve arranged
in lower end thereof
during hole
drilling,
wherein the check valve prevents liquid flowing
from hole clearance in tube space; measuring
drilling string pressure by means of remote
subsurface pressure gages located at maximal
depth during circulation stoppage and by means of
pressure gage installed at well head; using the
measured data to calculate well hole inclination
angle and zenith angle; determining well hole
location on the base of obtained results.
EFFECT: increased accuracy of horizontal
Страница: 3
EN
C 2
C 2
(54) METHOD FOR DIRECTED WELL BORE POSITION DETERMINATION
2 3 0 0 6 3 1
Mail address:
169300, Respublika Komi, g. Ukhta, ul.
Pervomajskaja, 13, Tsentr intellektual'noj i
patentno-litsenzionnoj dejatel'nosti
R U
(72) Inventor(s):
Buslaev Viktor Fedorovich (RU),
Tskhadaja Nikolaj Denisovich (RU),
Grutskij Lev Genrikhovich (RU),
Filippov Vladimir Fedorovich (RU),
Kuznetsov Vikentij Alekseevich (RU),
Buslaev Georgij Viktorovich (RU),
Proshutinskij Maksim Aleksandrovich (RU),
Tsukanov Andrej Nikolaevich (RU)
RU 2 300 631 C2
5
10
15
20
25
Изобретение относитс к бурению скважин, а точнее, к способам контрол за проводкой
направленных скважин, и может быть использовано, в частности, при бурении
горизонтально-восстающих скважин из уклонов нефтешахт, где предъ вл ютс повышенные требовани к взрывопожаробезопасности и где применение средств контрол с электрическими источниками на допустимо.
Известен Патент РФ №2015316, 5 Е21В 47/022, опубл. 30.06.94, Бюл. №12 «Система дл ориентации устройств направленного бурени горизонтальных и сильнонаклоненных
скважин, включающа установленный на входе в бурильную колонну датчик давлени бурового раствора, след щий привод вращени буровой колонны и глубинный датчик
ориентации, включающий переключатель режимов, выполненный в виде последовательно
соединенных акселерометра, усилител 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 вл етс выходом датчика, при этом выход электроусилител подключен к замыкающему контакту блокирующего выключател источника питани , к
управл ющему входу которого подключен выход реле переключател режимов.
Предложенна система имеет забойный источник электрического тока, существует
веро тность по влени искры и создани недопустимых ситуаций, св занных со взрывом
газа и пыли, что актуально дл нефт ных и угольных шахт. При этом система работает в
динамических услови х циркул ции бурового раствора и основана на создании импульсов
избыточного давлени . Система требует сложной технологии изготовлени квалифицированного обслуживани , что выразитс в повышении стоимости изготовлени иэксплуатации.
В качестве прототипа выбран способ определени положени ствола скважины путем
измерени зенитного угла ствола скважины (А.С. 655816, Е21В 47/02, опубл. 05.04.79,
Бюл. №13). Способ определени положени ствола скважины включает измерение
перепада давлени между парами выбранных точек вдоль оси скважины и определение
значений углов наклона по следующим соотношени м
30
где
35
40
45
50
? - угол, образованный изучаемым направлением с горизонтальной плоскостью, угол
наклона, град.;
? - угол, образованный изучаемым направлением с линией отвеса, зенитный угол, град.;
?p - перепад давлени , измеренный между двум точками в жидкости, МПа;
l - рассто ние между точками измерени перепада давлени (база измерени ) в
жидкости, м;
3
? - удельный вес жидкости, кг/м .
Повышение чувствительности предлагаемого способа достигаетс 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 регламентируетс исход из значений
пластового, порового, горного давлени и давлени гидроразрыва. Достижение
наибольшей плотности приводит к дополнительным затратам на ут желение бурового
раствора и его последующей замене, будет способствовать созданию условий дл 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 используетс измерение сил т жести, перепада давлени жидкости с удельным
весом у, который принимаетс посто нным, тогда как в реальных услови х этот параметр
Страница: 4
DE
RU 2 300 631 C2
5
10
15
20
25
переменный и при использовании его необходимо производить выравнивание и
определение среднего интегрального значени . 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 дл применени . Таким образом,
отсутствие учета неоднородности и технологии выравнивани плотности бурового раствора
ограничивает применение способа.
За исключением сухих скважин, измерение давлени производитс в стволе скважины,
что в стволах с зенитным углом более 50-60° потребует принудительного спуска приборов,
дополнительных затрат, и измерение перепада давлени будет осуществл тьс в среде с
еще большей неоднородностью жидкости, насыщенной шламом и отстоем твердых частиц.
Задачей изобретени вл етс повышение точности измерений и сокращение затрат
дл контрол положени ствола при бурении направленных скважин, в том числе в
горизонтально - восстающих в нефт ных и угольных шахтах.
Указанна задача достигаетс тем, что в известном способе определени положени ствола горизонтально-направленных скважин, включающем углубление скважины,
циркул цию бурового раствора, измерение гидростатического давлени бурового раствора
и определение зенитного угла ствола скважины, согласно изобретению производ т спуск
бурильной колонны, заполненной очищенным буровым раствором и установленным на
устье скважины, в процессе углублени скважины при циркул ции бурового раствора
выравнивают и измер ют среднюю плотность бурового раствора по стволу, производ т
остановку работы насоса и циркул цию бурового раствора и измер ют гидростатическое
давление в бурильных трубах глубинным манометром, и в скважинах со значением
зенитного угла ствола скважины меньше 90° определ ют вертикальную и горизонтальную
проекции и среднее значение зенитного угла ствола скважины по следующим
соотношени м:
30
35
40
где H - вертикальна проекци ствола скважины, м;
H1, Н2 - вертикальна проекци ствола скважины в точках замера, м;
А - горизонтальна проекци ствола скважины, м;
P1, P2 - гидростатическое давление бурового раствора в точках замера, МПа;
- среднее значение плотности бурового раствора в точках замера
гидростатического давлени 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 значени угла наклона ствола скважины и зенитного
угла определ ют по следующим соотношени м:
45
50
где H - вертикальна проекци ствола скважины, м;
H1, H2 - вертикальна проекци ствола скважины в точках замера, м;
Страница: 5
RU 2 300 631 C2
P1, P2 - давление бурового раствора в точках замера, МПа;
А - горизонтальна проекци ствола скважины, м;
? - среднее значение угла наклона ствола скважины, град;
- среднее значение плотности бурового раствора в точках замера, кг/м 3;
5
10
15
20
25
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 давлени производ т без разрыва во времени
при равенстве значений плотности бурового раствора в точках замера.
Способ реализуетс следующим образом. Бурильна колонна в нижней части снабжена
обратным клапаном, преп тствующим перетоку жидкости насыщенной шламом из
затрубного пространства в трубное, сохран таким образом однородность плотности
жидкости в трубном пространстве. В процессе бурени и циркул ции раствора в бурильные
трубы закачивают очищенный от шлама буровой раствор с измеренной и осредненной
плотностью , котора используетс в расчетах. Измерение давлени в бурильных трубах
в скважинах с зенитным углом ?<90° осуществл ют на требуемой глубине с измерением
длины ствола скважины в период остановки циркул ции бурового раствора. Измерение
давлени осуществл ют глубинными манометрами, что исключает, в отличие от
инклинометров на принципе магнитной стрелки, вли ние магнитных полей труб
проходимых пород на качество измерений положени ствола.
Дл горизонтально-восстающих скважин при зенитном угле ?>90° измерение давлени производ т на устье скважине манометром, установленным на манифольде, насосе,
внутреннее пространство которых заполнено буровым раствором и гидравлически св зано
с пространством бурильных труб.
Изменение давлени в период остановки циркул ции, например при наращивании
бурильной колонны, позвол ет получить значение вертикальной проекции по стволу и
построение профил скважины. Вертикальна проекци по стволу рассчитываетс как
. Име совершенные средства измерени давлени и программные
30
35
40
45
50
решени , предоставл етс возможным с использованием ЭВМ построение профил скважины и определение производных данных от вертикальной проекции, например это
зенитный угол, горизонтальные проекции и данные инклинометрии.
Пример конкретного выполнени .
Ярегское месторождение т желой нефти. Уклонно-скважинна система термошахтной
добычи нефти. На фиг.1 представлен разрез пласта и профили горизонтальных скважин.
Из шахтных уклонов осуществл етс 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
положени ствола в процессе проводки скважины, не допуска уменьшени зенитного угла
и перемещени траектории ствола ниже водонефт ного контакта ВНК. Часть ствола ниже
линии ВНК исключаетс из эксплуатации и снижаетс эффективность разработки
месторождени .
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 находитьс на уровне усть 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 подаетс в бурильные трубы 9,
располагающиес 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 осуществл етс дискретно с использованием ареометра
или непрерывно с применением дистанционного прибора, с определением среднего
Страница: 6
RU 2 300 631 C2
значени плотности. В качестве бурового раствора используетс техническа вода со
средней плотностью
.
5
10
15
20
25
30
После отключени насоса 8 благодар наличию обратного клапана 4 и манометра 5
определ етс гидростатическое давление жидкости в бурильных трубах
. Вертикальна проекци Зенитный угол ствола
а горизонтальна проекци 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
измерени давлени в забойных услови х глубинным манометром.
Применение предлагаемого способа позволит оперативно, с большой точностью
оценить параметры искривлени горизонтально-восстающих скважин без использовани инклинометрии во взрывоопасных и магнитных средах. При массовом бурении ГВС
позволит повысить качество их проводки, эффективность разработки нефтегазовых
залежей и уменьшить себестоимость нефти.
Формула изобретени 1. Способ определени положени ствола горизонтально-направленных скважин,
включающий углубление скважины, циркул цию бурового раствора, измерение
гидростатического давлени бурового раствора и определение зенитного угла ствола
скважины, отличающийс тем, что производ т спуск бурильной колонны, заполненной
очищенным буровым раствором, и измер ют гидростатическое давление в бурильных
трубах манометром, установленным на устье скважины, в процессе углублени скважины
при циркул ции бурового раствора выравнивают и измер ют среднюю плотность бурового
раствора по стволу, производ т остановку работы насоса и циркул цию бурового раствора
и измер ют гидростатическое давление в бурильных трубах глубинным манометром, и в
скважинах со значением зенитного угла ствола скважины меньше 90° определ ют
вертикальную и горизонтальную проекции и среднее значение зенитного угла ствола
скважины по следующим соотношени м:
35
40
45
где Н - вертикальна проекци ствола скважины, м;
H1, Н2 - вертикальна проекци ствола скважины в точках замера, м;
А - горизонтальна проекци ствола скважины, м;
P1, P2 - гидростатическое давление бурового раствора в точках замера, МПа;
- среднее значение плотности бурового раствора в точках замера
гидростатического давлени в бурильных трубах, кг/м 3;
L - длина ствола скважины между точками замера, м;
? - среднее значение зенитного угла ствола скважины между точками замера, град;
50
9,81 - const, м/с 2,
а в скважинах с зенитным углом ствола скважины больше 90° вертикальную и
горизонтальную проекции, средние значени угла наклона ствола скважины и зенитного
угла определ ют по следующим соотношени м:
Страница: 7
CL
RU 2 300 631 C2
5
10
15
20
где Н - вертикальна проекци ствола скважины, м;
H1, Н2 - вертикальна проекци ствола скважины в точках замера, м;
Р1, P2 - давление бурового раствора в точках замера, МПа;
А - горизонтальна проекци ствола скважины, м;
? - среднее значение угла наклона ствола скважины, град;
- среднее значение плотности бурового раствора в точках замера, 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.
2. Способ по п.1, отличающийс тем, что измерение гидростатического давлени производ т без разрыва во времени при равенстве значений плотности бурового раствора
в точках замера.
25
30
35
40
45
50
Страница: 8
RU 2 300 631 C2
Страница: 9
DR
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
1
Размер файла
193 Кб
Теги
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа