Геонавигация скважин учебное пособие


Геонавигация скважин » Скачать Книгу

Автор:Кульчицкий В.В., Григашкин Г.А., Ларионов А.С., Щебетов А.В. Название: Геонавигация скважин. Учебное пособие Издательство: МАКС ПрессГод: 2008Формат: PDFРазмер: 87.56 МБВ книге рассмотрены геонавигационные технологии управления траекторией скважин сложной пространственной архитектуры (наклонно-направленные, горизонтальные, многозабойные, с отдаленным забоем скважины), дано физическое обоснование электромагнитного и электрического каротажа в процессе бурения с забойной телеметрической системой. Изложены основы интегрированных геонавигационных технологий. Описан опыт эксплуатации горизонтальных скважин, построенных по геонавигационным технологиям. Показана роль геонавигации при проектировании разработ ки месторождений на основе генетического алгоритма.Рассмотрено практическое применение геонавигации при строительстве скважин на нефть, газ, битумы и газовые гидраты. Дается описание альтернативных технологий освоения шельфа Арктических морей. Показано, что конструкция скважины с горизонтальным направлением и отдаленным забоем открывает принципиально новые возможности способов сооружения и эксплуатации скважик, совмещая функции, обеспечивающие бурение и капитальный ремонт, методов интенсификации итранспорта углеводородов.Показаны эффективные методы управления разработкой месторождений нефти и газа интеллектуальными скважинными системами, ориентированными на системно открытые объекты с автоматической выработкой решения на основе сформированных и накопленных внутри управляющей системы знаний.Книга предназначена для инженерно-технических и научных работников нефтяной и газовой промышленности, геологической и геофизической службы, занятых гидродинамическим моделированием разработки месторождений и бурением скважин, студентов и аспирантов вузов нефтегазового профиля, и для новой в нефтегазовом деле специальности «Геонавигатор», открытой в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина для слушателей системы дополнительного профессионального образования в рамках реализации инновационной образовательной программы РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина «Развитие профессиональных компетенций в новой среде обучения - виртуальной среде профессиональной деятельности».

turbobit.netdfiles.ru

fr-lib.ru

Геонавигация в бурении - PDF

1 Национальный исследовательский Томский политехнический университет Институт природных ресурсов Кафедра бурения скважин Геонавигация в бурении Курс лекций Автор: Епихин А.В. ст. преп. каф. бурения скважин Томск-2016 г.

2 Тема 6 Типы КНБК. Проектирование и управление КНБК. 2

3 Виды КНБК По назначению существуют следующие виды КНБК: - для бурения вертикальных скважин; - для бурения наклонно-прямолинейных и искривлённых интервалов профиля наклонных и горизонтальных скважин; - роторные управляемые системы (РУСы). 3

4 Виды КНБК для бурения вертикальных скважин Основными задачами при бурении вертикальных скважин являются предупреждение искривления ствола и приведение ствола скважины к вертикали в случае его искривления. При бурении скважин применяются следующие основные способы обеспечения вертикальности ствола: использование эффекта «маятника» за счёт создания максимально возможной отклоняющей силы на долоте, направленной в сторону, противоположную направлению искривления ствола, и увеличение при этом интенсивности фрезерования стенки ствола боковой поверхностью долота; сохранение имеющегося незначительного зенитного угла ствола скважины за счёт центрирования нижней части КНБК путём размещения центрирующих на оптимальном расстоянии от долота; активное уменьшение искривления ствола за счёт отклоняющей силы или изменения направления оси долота. Указанные способы проводки вертикального ствола скважины реализуются соответствующими техническими средствами: - маятниковые КНБК; - жёсткие КНБК, - ступенчатые КНБК; - РУСы. 4

5 Виды КНБК для бурения вертикальных скважин Компоновки для роторного способа бурения вертикальных скважин: 1 долото; 2 УБТ; 3 бурильные трубы; 4 центратор; 5 калибратор; 6 стабилизатор (квадратные УБТ); 7 наддолотное стабилизирующее устройство (НСУ); 8 шарнирный центратор 5

6 Виды КНБК для бурения вертикальных скважин Компоновки бурения вертикальных скважин забойным двигателем: 1 долото; 2 забойный двигатель; 3 УБТ; 4 бурильные трубы; 5 центратор; 6 калибратор; 7 наддолотный маховик; 8 центратор на ниппеле забойного двигателя; 9 межсекционный центратор; 10 шарнирный центратор 6

7 Жесткая КНБК для вертикального бурения Следовательно, основной задачей при расчёте КНБК для бурения верти кальной скважины является нахождение такой длины её направляющей секции, при которой общий угол поворота оси долота был бы минимальным при любом сочетании технологических факторов. Минимум общего угла (φобщ = φпр + φпер) поворота оси долота является критерием нахождения оптимальной длины её направляющей секции для условий вертикальной скважины. Длина направляющей секции КНБК для предупреждения искривления вертикальной скважины Х1 длина растянутой части бурильной колонны; Х2 - длина сжатой части бурильной колонны; Р осевая реакция, приложенная к нижнему концу бурильной колонны и равная по величине весу сжатой части колонны; М1 реактивный изгибающий момент; F - боковая реакция на опоре (центрирующем элементе, расположенном на верхнем конце КНБК); ЕJ1 - жёсткость на изгиб бурильной колонны; q1 - вес единицы длины бурильной колонны в промывочной жидкости; l длина жёсткой КНБК; ЕJ - жёсткость на изгиб (УБТ, забойный двигатель) КНБК; q - вес единицы длины основы КНБК в промывочной жидкости. 7

8 Маятниковая КНБК для вертикального бурения Маятниковые КНБК применяются для приведения ствола искривлённой скважины к вертикали. 8

9 Примеры жестких и маятниковых КНБК а-г отвесные (маятниковые) компоновки; д-к - жесткие компоновки; 1 - долото; 2 - забойный двигатель или жесткая наддолотная часть УБТ (при роторном бурении); 3 - УБТ; 4 - бурильные трубы; 5 - укороченная УБТ; б - центратор; 7 - калибратор; 8 - маховик; 9 - стабилизатор 9

10 Примеры КНБК для вертикальных участков 10

11 КНБК для направленного бурения При размещении КНБК в наклонно-прямолинейном стволе скважины долото разрушает забой скважины в осевом и поперечном направлении под действием осевой нагрузки и отклоняющей силы на долоте. Отклоняющая сила численно равна поперечной реакции (F) стенки скважины на долоте, но противоположна по направлению. Кроме того, за счёт изгиба нижней части бурильной колонны ось долота в общем случае не совпадает с осью ствола скважины, другими словами, долото при этом расположено в скважине по отношению к её оси с перекосом. Таким образом, на правление бурения определяется отклоняющей силой (F) и углом (Δ) перекоса долота. За счёт фрезерования стенки скважины боковой поверхностью долота и несовпадения оси долота с осью скважины её ствол отклоняется от прямолинейного направления. 11

12 КНБК для направленного бурения При выполнении условий долото будет разрушать горную породу только в направлении оси скважины, что обеспечит стабилизацию направления бурения скважины. Для этого диаметр центратора должен быть несколько меньше диаметра долота, а длина направляющей секции КНБК соответствовать расчётному значению. При равенстве нулю не только отклоняющей силы на долоте, но и угла его перекоса горная порода будет разрушаться только в направлении оси ствола скважины или касательной к оси искривлённого интервала скважины. Проектирование КНБК предполагает определение длины секций и диаметра опорных элементов, при которых выполняются поставленные условия на долоте и которые принято называть критерием оптимизации. 12

13 КНБК для направленного бурения Для одноцентраторной КНБК при заданном значении зенитного угла и кривизны ствола скважины существует единственная пара оптимальных значений диаметра центратора и длины направляющей секции. Представлены зависимости длины направляющей секции стабилизирующей КНБК с одним центратором от зенитного угла. Длина (LОП) направляющей секции КНБК с одним центратором для бурения наклонного интервала профиля скважины с интенсивностью увеличения зенитного угла 3 /100м Длина (LОП) направляющей секции стабилизирующей КНБК с одним центратором для бурения наклонно-прямолинейного интервала профиля скважины 13

14 КНБК для направленного бурения На основании расчётных оптимальных размеров КНБК необходимо определить расположение центратора с учётом размеров долота, калибратора и других технологических элементов КНБК. При бурении роторным способом определяется длина переводникаудлинителя (отрезка УБТ), который необходимо установить между центратором и долотом или калибратором, если последний включается в состав КНБК, таким образом, чтобы длина направляющего участка равнялась расчётному (LОП) оптимальному значению. где Н3 длина переводника-удлинителя, м; L расчётная длина направляющей секции КНБК, м; Н1 высота долота, м; Н2 длина наддолотного калибратора, м; Н4 длина центратора, м. 14

15 КНБК для направленного бурения При бурении забойным двигателем и использовании передвижных центраторов место установки (расстояние от торца наддолотного переводника вала шпинделя до центратора) нижнего центратора на корпусе забойного двигателя определяется из выражения: где Н3 расстояние от нижнего торца наддолотного переводника вала шпинделя забойного двигателя до центратора, м; L расчётная длина направляющей секции, м; Н1 высота долота, м; Н2 длина наддолотного калибратора, м; Н4 длина центратора, м. Расстояние между центраторами для КНБК с двумя центраторами равно: где L1Ц расстояние между торцами соседних центраторов, м; L1 расчётное расстояние между центраторами, м. 15

16 КНБК для направленного бурения Расчет забойнойго двигателя-отклонителя У забойного двигателя-отклонителя между секцией шпинделя и рабочей секцией расположен искривлённый переводник или механизм искривления. В соответствии с заданным радиусом (R) кривизны ствола скважины рассчитывается необходимый угол (Δ) изгиба искривлённого переводника или механизма искривления по формуле: где R - радиус кривизны ствола скважины, м; L1, L2 - длина нижней и верхней секций забойного двигателяотклонителя соответственно, м; Δ угол перекоса искривлённого переводника, град.; D, d - диаметр скважины и корпуса забойного двигателяотклонителя соответственно, м. 16

17 КНБК для направленного бурения Расчет забойного двигателя-отклонителя При этом необходимо выполнение следующих условий. Длина каждой секции должна быть меньше длины (L1) жёсткого звена КНБК, которая определяется из выражения: где D, d диаметр долота и секции забойного двигателя соответственно, м; EJ жёсткость на изгиб секции забойного двигателя, кн*м2; g поперечная составляющая веса единицы длины секции забойного двигателя, кн/м. Максимальная длина (LШ) шпинделя с долотом, при которой обеспечивается его вписывание в искривлённый ствол скважины с радиусом кривизны Рабочая секция забойного двигателя-отклонителя также должна вписываться в искривлённый ствол скважины без деформации, и её длина (LС) должна удовлетворять соотношению: 17

18 Примеры КНБК для наклонных участков Набор кривизны Участок добуривания (под кондуктор), проведение исправительных работ Естественное уменьшение угла Прямолинейный наклонный ствол Интенсивное снижение угла (КНБК-«С») Интенсивное увеличение угла (КНБК- «Р») 18

19 Тема 7 Измерение искривления скважин. Контроль за проводкой направленных скважин, расчеты координат. Ориентирование отклонителей. 19

20 Классификация инклинометров Инклинометры Автономные Забойные Опускаемые на кабеле Инклинометр (от лат. incline наклоняю и метр) прибор, предназначенный для измерения угла наклона различных объектов, относительно гравитационного поля Земли. Помимо собственно величины угла наклона может измеряться его направление азимут. 20

21 Виды каналов «забой-устье» Какой канал самый надежный? Какой канал самый сложный в реализации? Какой канал самый распространенный в Западной Сибири? Виды каналов связи «Забой-устье» Кабельный (проводной) Электромагнитный (гальванический) Гидравлический Акустический 21

22 Классификация кабельных каналов Разновидности кабельных каналов связи встроенные в бурильные трубы с вводом кабеля через вертлюг с боковым вводом через переводник с ретранслирующим устройством сплошные (гибкий кабельшланг) сплошные секционированные сплошные (одно соединение) сплошные секционированные секционированные гальванический контакт гальванический контакт индукционный контакт индукционный контакт 22

23 Классификация кабельных каналов 1 - долото; 2 - скважинный прибор; 3 - резьбовое соединение труб; 4 - провод; 5 - контактное устройство; 6 - наземный прибор; 7 - вертлюг; 8 - лебедка для подъема провода; 9 - сбросовый провод; 10 - вывод провода через резьбовое соединение; 11 - ретранслирующее устройство. 23

24 Классификация электромагнитных каналов Разновидности электромагнитных каналов связи По горной породе (пеленгация) По трубе и горной породе 1 - приемник; 2 - табло; 3 - ЦПУ; 4 - генератор; 5 - разделитель; 6 - датчики; 7 - передающий блок; 8 - измерительный блок. 24

25 Классификация электромагнитных каналов 25

26 Классификация гидравлических каналов Разновидности гидравлических каналов связи Положительные импульсы Отрицательные импульсы «Сирена» Обозначения: 1 - клапан; 2 - исполнительный механизм. 26

27 Классификация гидравлических каналов Положительный импульс Отрицательный импульс 27

28 Классификация акустических каналов Разновидности акустических каналов связи По трубе По столбу промывочной жидкости По горной породе (пеленгация) Без ретранслятора С ретранслятором 28

29 Комбинированный канал связи Цель комбинации Увеличение дальности канала и пропускная способность канала Увеличение пропускной способности канала Увеличение дальности действия электромагнитного канала Комбинация каналов кабель + электромагнитный канал кабель + акустический канал кабель + гидроакустический канал применение ретрансляторов Результат комбинации увеличивается дальность и пропускная способность, усложняется система усложняется система, работает при остановке бурения увеличивается дальность и пропускная способность увеличивается дальность и пропускная способность электромагнитного канала, усложняется система 29

30 Автономные приборы Автономные приборы Измерение одного параметра Измерение двух и более параметров Магнитные датчики Гироскопические датчики Способы регистрации измеряемых параметров Химическая Фото- и кинорегистрация Механическая Запоминание на статических элементах Магнитная запись 30

31 Неавтономные приборы Инклинометры, опускаемые на кабеле Механические Оптико-электронные Электрические Фотометрические Электромеханические Гироскопические 31

32 Неавтономные приборы Электронная магнитная инклометрическая система Механический Фотометрический Датчик инклинометра «КИТ»: Датчик инклинометра «Костер»: 1. Эксцентричный груз. 1. Поплавок с магнитной стрелкой. 2. Отвес. 2. Жидкость. 3. Стрелка отвеса. 3. Фотографический диск. 4. Реохорд. 5. Магнитная стрелка. 6. Круговой реохорд датчика азимута. 32

33 Принципы работы инклинометрических датчиков Схема простейшего акселерометра 1. Инерционная масса (груз). 2. Пружина. 3. Демпфер. 4. Потенциометр (реохорд). Гироскоп с тремя степенями свободы 1. Ротор гироскопа. 2. Кожух гироскопа. 3. Наружная рамка. 33

34 Неавтономные приборы Датчик азимута на основе гироскопа 1. Кожух ротора гироскопа. 2. Наружная рамка. 3. Движок. 4. Реохорд. Схема фотониклинометра 1. Дебалансный груз. 2. Отвес. 3. Шкала зенитных углов. 4. Нить. 5. Стеклянная полусфера. 6. Шарик. 7. Магнитная стрелка. 34

35 Классификация по периодичности замеров Одноточечные Количество точек замеров инклинометром за один цикл Многоточечные Многоточечные с ограниченным количеством точек Непрерывная запись Какой способ самый распространенный в Западной Сибири? Как ликвидировать возможность ошибки в измерениях? 35

36 Тема 7.2 Контроль при проводке скважин. Другие способы контроля. 36

37 C О 1 тр S 2 3 S 2 пр Графический способ построения проекции О 3 Горизонтальная проекция S i l i sin срi где l i -длина участка ствола скважины между точками замера; срi -средний зенитный угол участка. arctg S 4 4 H S тр H где тр -требуемый зенитный угол для попадания скважины в проектную точку. 5 S N N тр, S тр A, r S iв X l i n h 1 i 1 h 1 +h 2 h 1 S 1 2 n S 1 i 1 Вертикальная проекция h i sin l i срi cos cos( 3 срi, пр 4 N ТР где пр -проектный азимут скважины; срi -средний азимутальный угол участка. r A срi r ), 37

38 Аналитическое определение координат ствола 1. Система координат За начало координат принимаем устье скважины. Ось OZ направлена вертикально вниз. Ось OX - в направлении на проектную точку вскрытия пласта в горизонтальной плоскости. Ось OY - перпендикулярна к ним и вправо относительно оси OX. 2. Приращение координат,, на отдельном участке l sin cos ; l sin sin ; i срi пр срi l i cos где l i - длина i-го участка, м, принимается равной 10, 20 или 40 м; срi и срi - средние значения зенитного угла и азимута на i-м участке, град; пр - проектный азимут скважины, град. N N i ; i 1 срi 3. Координаты N, N и N N-й точки ствола N, i срi пр N i ; N i. i 1 N i 1 срi 38

39 Аналитическое определение координат ствола 4. Ожидаемые координаты X ож и Y ож точки вскрытия продуктивного горизонта Y ож Х Y N Нпр ZN tg ож cos пр ож, Н Z tg sin, ож N пр N ож пр ож где ож и ож - ожидаемые значения зенитного угла и азимута с учетом естественного искривления за интервал от точки N до точки вскрытия продуктивного горизонта; H пр - проектная глубина скважины по вертикали, м. 5. Предполагаемое отклонение r ож точки вскрытия пласта от проектной r ож 2 2 S X Y, где S -проектный отход скважины, м. ож ож 6. Требуемые зенитный тр и азимутальный тр углы для попадания скважины в проектную точку Y arctg N тр, тр пр Hпр ZN sin, Y arctg N. S X N 7. Допустимые отклонения зенитного и азимутального углов при заданном радиусе круга допуска R arcsin 0 7, H Rcos пр Z тр N, sin тр. 39

40 Тема 7.3 Ориентирование отклонителей. 40

41 Ориентирование отклонителей Угол между фиксированной плоскостью и плоскостью, в которой происходит искусственное искривление ствола скважины (плоскость отклонения), называется углом установки отклонителя. Изменение зенитного угла и азимута скважины при различных углах установки отклонителя 41

42 Графический метод определения угла установки отклонителя Наиболее просто и с достаточной степенью точности угол установки отклонителя может быть определен графически. Для этого от направления, условно принятого за северное, откладывается фактический (на забое скважины) и требуемый (в конце интервала искривления) азимутальные углы скважины. По полученным направлениям в принятом линейном масштабе (например, 1 град = 1 см) откладываются соответственно фактический и требуемый зенитные углы. Требуемые азимутальный и зенитный углы определяются из необходимости выведения скважины в заданную проектом точку. Полученные точки А и В соединяются, образовавшийся при этом угол ВАС равен искомому углу установки отклонителя. Он измеряется от направления АС по часовой стрелке. Величина отрезка АВ в принятом линейном масштабе равна требуемому углу пространственного искривления скважины. Зная из технической характеристики отклонителя интенсивность искривления скважины i при его применении, можно определить длину интервала искусственного искривления 42

43 Шаблон с уровнем конструкции А.М. Григоряна: 1 - уровень; 2 - полухомутшаблон; 3 - буровая труба Ориентирование по меткам 1. На бумажной ленте длиной чуть более длины окружности замков бурильных труб приблизительно посредине ставится метка О (отклонитель). 2. Отклонитель опускается в скважину и на его навинчивается УБТ. Метка О на ленте совмещается с меткой на отклонителе, указывающей направление его действия, на бумажную ленту переносится метка с нижнего конца УБТ и ставится цифра Инструмент опускается в скважину, навинчивается ЛБТ (для обеспечения возможности замера параметров искривления скважины магнитным инклинометром без подъема колонны бурильных труб при искусственном искривлении), метка 1 на ленте совмещается с меткой на верхнем конце УБТ, а метка с нижнего конца ЛБТ переносится на ленту, и ставится цифра Инструмент опускается, навинчивается СБТ, метка 2 на ленте совмещается с меткой на верхнем конце ЛБТ и на ленту переносится метка 3 с нижнего конца СБТ. В такой последовательности производится спуск всего инструмента. 5. Для повышения точности ориентирования при изменении диаметра труб бумажную ленту необходимо менять. Так, например, после спуска всех ЛБТ 147х11 на верхний их конец с бумажной ленты переносится метка О. Далее метка О на новой бумажной ленте совмещается с меткой О на верхнем конце ЛБТ, на ленту переносится метка нижнего конца СБТ ТБПВ 127х9, и спуск продолжается. 6. После навинчивания квадрата, метка на последней опущенной трубе совмещается с п-следней меткой на ленте, а метка О с ленты переносится на переводник квадрата. Эта метка указывает направление действия отклонителя, находящегося в скважине. Далее необходимо путем поворота всей колонны бурильных труб (всегда по часовой стрелке) совместить эту метку с проектным направлением скважины. При этом необходимо учесть угол закручивания инструмента под действием реактивного момента забойного двигателя. 43

44 Ориентирование на роторе в вертикальном стволе Из плана - программы на проводку скважины, которая выдается буровой бригаде до начала бурения, берутся значения проектного азимута αпр скважины и азимут приемных мостков буровой установки αм, и предварительно определяется значение вспомогательного угла (δ), как их разница. Угол δ откладывается на неподвижной части ротора от направления мостков (м) по ходу часовой стрелки, если он положительный, и против хода - если отрицательный. На роторе ставится метка П, указывающая направление на проектную точку. От этой метки П всегда по ходу часовой стрелки откладывается угол закручивания инструмента ω под действием реактивного момента забойного двигателя, и на роторе ставится метка О. Затем вращением колонны бурильных труб совмещаются метки О на переводнике квадрата и роторе, последний закрывается, инструмент без вращения опускается на забой и начинается бурение. Для постоянного наблюдения за положением отклонителя в процессе углубки ствола на роторе ставится вспомогательная метка, совмещенная с одним из ребер квадрата. 44

45 Графический метод определения поправки угла закручивания От условного направления, принятого за северное, откладывается азимутальный угол скважины в начале интервала искривления αн, а по полученному направлению в принятом линейном масштабе, например, 1 град = 1 см, откладывается начальный зенитный угол. В точке А от направления АD по часовой стрелке откладывается угол установки отклонителя, а по полученному направлению в принятом линейном масштабе - угол пространственного искривления скважины на пробуренном интервале. Этот угол определяется по формуле где i - интенсивность искусственного искривления для используемого отклонителя, град/м (определяется из технической характеристики отклонителя); h - длина пробуренного интервала, м. Полученная точка В соединяется с точкой О, при этом углы αр и θр являются расчетными для пробуренного интервала. 45

46 Графический метод определения поправки угла закручивания Затем в точке О от направления на север откладывается фактический (замеренный) азимут αф и по полученному направлению в принятом линейном масштабе фактический зенитный угол скважины θф. Полученный угол ВАС является поправкой к углу закручивания инструмента. Эта поправка берется со знаком плюс, если фактический азимут меньше расчетного, и со знаком минус, если в противном случае. В случае, если точки А, В и С окажутся на одной прямой, но В и С не совпадают, то это свидетельствует о том, что фактический угол закручивания инструмента равен принятому, но фактическая интенсивность искусственного искривления для используемого отклонителя отличается от указанной в технической характеристике. После определения величины поправки угла закручивания инструмента необходимо произвести корректировку угла установки отклонителя путем поворота колонны бурильных труб. 46

47 Ориентирование на роторе в наклонном стволе Предварительно определяется значение вспомогательного угла δ по формуле где α - фактический азимут скважины на забое; αм - азимут приемных мостков, значение которого берется из плана - программы на проводку скважины. Угол δ откладывается на неподвижной части ротора от направления приемных мостков по часовой стрелке, если он положителен и против часовой стрелки, если отрицателен. На роторе ставится метка А - фактический азимут скважины. От полученной метки А против хода часовой стрелки откладывается угол λ, замеренный инклинометром в магнитном переводнике, на роторе ставится метка, а затем она переносится на переводник квадрата. Эта метка указывает направление действия отклонителя. Далее от метки А на роторе по часовой стрелке откладывается угол установки отклонителя ψ и угол закручивания колонны бурильных труб ω, определенные по ранее приведенной схеме. На роторе ставится метка О, затем путем вращения колонны бурильных труб ротором метка О на переводнике квадрата совмещается с меткой О на роторе, ротор закрывается и начинается процесс бурения скважины в новом направлении. 47

48 Вопросы для самопроверки 1. Назовите типы КНБК. 2. В чем принцип работы жесткой КНБК. 3. В чем принцип работы маятниковой КНБК. 4. Какие условия необходимо обеспечить, чтобы КНБК работала на искривление скважины. 5. Какие условия необходимо учитывать для расчета забойного двигателя-отклонителя. 6. Назовите способы обеспечения вертикальности ствола скважины. 7. Что такое инклинометр? 8. Какие инклинометры существуют? 9. Какие виды каналов «забой-устье» существуют? 10. Назовите достоинства и недостатки проводного канала связи «забой-устье»? 11. Назовите достоинства и недостатки электромагнитного канала связи «забой-устье»? 12. Назовите достоинства и недостатки акустического канала связи «забой-устье»? 13. Назовите достоинства и недостатки гидравлического канала связи «забой-устье»? 14. Какие основные типы кабельных каналов «забой-устье» существуют? 15. Какие основные электромагнитных каналов «забой-устье» существуют? 16. Какие основные гидравлических каналов «забой-устье» существуют? 17. Какие основные акустических каналов «забой-устье» существуют? 18. Какие по типу срабатывания бывают инклинометрические датчики? 19. Классификация инклинометрических систем по количеству точек замеров? 20. В чем суть графического способа построения проекции скважины? 21. В чем суть аналитического способа построения проекции скважины? 22. Что такое угол установки отклонителя? 23. Как изменяется зенитный и азимутальный углы в зависимости от угла установки отклонителя? 24. В чем принцип графического метода определения угла установки отклонителя? 25. В чем принцип ориентирования по меткам? 26. В чем принцип ориентирования на роторе в вертикальном стволе? 27. В чем принцип ориентирования на роторе в наклонном стволе? 28. Что такое угол закручивания инструмента? 48

49 Спасибо за внимание!!!

docplayer.ru

Геонавигация наклонно-направленных и горизонтальных скважин

Рекомендуемая категория для самостоятельной подготовки:

Реферат*

Код 246219
Дата создания 2018
Страниц 14 ( 14 шрифт, полуторный интервал )
Источников 3
Изображений 4

Файлы

DOCX

Геонавигация наклонно-направленных и горизонтальных скважин.docx[Word, 626 кб]

Без ожидания: файлы доступны для скачивания сразу после оплаты.

Ручная проверка: файлы открываются и полностью соответствуют описанию.

Документ оформлен в соответствии с требованиями ГОСТ.

ВВЕДЕНИЕ ... 3

1 Горизонтальные скважины ... 4

2 Наклонно-направленные скважины ... 6

3 Забойные телеметрические системы ... 9

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ... 13

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ... 14

При геонавигации наклонно-направленных (ННС), горизонтальных (ГС), многозабойных (МЗС), двухустьевых (ДУГС) скважин предполагается использование забойных телеметрических систем (ЗТС) для непрерывного контроля параметров кривизны и геофизики с целью оперативного управления траектории ствола скважины (ТТС) и исследования околоскважинного пространства. Дальнейшая разработка и совершенствование отечественных ЗТС является основой промышленных технологий освоения месторождений углеводородов (УВ) методом наклонно-направленного и горизонтального бурения.

Прогресс во внедрении новых методов геологоразведки и разработки месторождений УВ, связанных с конструкцией скважин, числом забоев и траекторией ствола в большей мере определяется развитием техники и технологии буровой науки. Скважина является инструментом эффективной геологоразведки и разработки каждого месторождения УВ, имеющего специфические особенности и требующего соответствующего оборудования. Доведение отечественных бескабельных ЗТС до мировых стандартов и серийного производства вовлечет в разработку труднодоступные участки месторождений, расположенные в водоохранных зонах, под населенными пунктами и заповедниками, уменьшит число кустовых оснований посредством строительства скважин с отдаленным забоем (СОЗ), повысит добывные возможности трудноизвлекаемых УВ горизонтальным вскрытием продуктивного пласта, ускорит ввод ННС в эксплуатацию за счет рости скорости бурения при турбороторном способе бурения, повысит эксплуатационные качества ННС благодаря оптимизации профиля.

1 Горизонтальные скважины

Кустовой способ разработки месторождений углеводородов наклонно-направленными скважинами получил широчайшее применение, особенно на месторождениях Западной Сибири. Способ вошёл в практику строительства не только нефтяных и газовых скважин, но и скважин для ПХГ и геологоразведочных.

Разбуривание нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами эффективно формирует оптимальную системы разработки и восстановление продуктивности месторождений на поздней стадии эксплуатации. Вскрытие продуктивной толщи горизонтальным стволом увеличивает площадь фильтрации, исключает возможность поступления воды в процессе эксплуатации, что особенно эффективно для низкопроницаемых коллекторов и пластов с вертикальной трещинноватостью. Дебит ГС по сравнению с вертикальными увеличивается в 2-4 раза на нефтяных и в 3 – 8 раз - на газовых месторождениях.

...

2 Наклонно-направленные скважины

Скважины, для которых проектом предусматривается определенное отклонение забоя от вертикали, а ствол проводится по заранее заданной траектории, называются наклонно-направленными.

Наклонные скважины бурят, когда продуктивные пласты залегают под акваториями морей, озер, рек, под территориями населенных пунктов, промышленных объектов, в заболоченной местности, а также для удешевления строительства буровых сооружений.

...

3 Забойные телеметрические системы

При бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин используют забойные телеметрические системы (ЗС).

Рассмотрим телеметрическую систему ЗТС-172 с электромагнитным каналом связи и измерением параметров кривизны в статике [1].

Надежность работы телеметрической системы ЗТС-172 (межремонтный период работы генератора – не менее 200 ч, ресурс зонда телесистемы – 1000 ч при содержании абразива в буровом растворе не более 3%), дальность передачи сигнала до 4000 м и относительно низкая стоимость, позволяющая эффективно использовать их при бурении ГС и ННК нефтяных и газовых скважин.

...

Таблица 1 - Параметры измерения забойной телеметрической системой

...

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Степень риска при бурении скважин на порядок выше, чем при эксплуатации, так как ствол ещё не перекрыт металлической колонной, нефтегазоносные и неустойчивые пласты могут проявить себя выбросом губительного фонтана или обвалом. При строительстве ГС все эти моменты усугубляются. Однако, современное геонавигационное оборудование способно обеспечить успешное бурение за счет оперативной передачи забойной информации и прогнозирования процесса бурения.

...

  1. Волков Б.П., Галлямов К.К., Кульчицкий В.В. Строительство и эксплуатация горизонтальных скважин на Самотлорском месторождении // Нефт. Хоз-во. – 1997. - №6-С. 41-42.
  2. Кульчицкий В.В., Григашкин Г.А., Ларионов А.С., Щебетов А.В. Геонавигация скважин. Учебное пособие М.: МАКС Пресс, 2008. – 312 с. 204 илл.
  3. ...

Пожалуйста, внимательно изучайте содержание и фрагменты работы. Деньги за приобретённые готовые работы по причине несоответствия данной работы вашим требованиям или её уникальности не возвращаются.

* Категория работы носит оценочный характер в соответствии с качественными и количественными параметрами предоставляемого материала. Данный материал ни целиком, ни любая из его частей не является готовым научным трудом, выпускной квалификационной работой, научным докладом или иной работой, предусмотренной государственной системой научной аттестации или необходимой для прохождения промежуточной или итоговой аттестации. Данный материал представляет собой субъективный результат обработки, структурирования и форматирования собранной его автором информации и предназначен, прежде всего, для использования в качестве источника для самостоятельной подготовки работы указанной тематики.

referatbank.ru

Геонавигация

Приведенные выше параметры телесистемы Геолинк Ориентир позволяют использовать ее в качестве многофункционального геонавигационного блок-модуля для решения геолого-технических задач при бурении сложных (по профилю и разрезу) скважин. Блок геонавигации предназначен для оперативного управления проводкой скважин по геофизическим данным, получаемым по электромагнитному каналу связи, и позволяет повысить точность проводки стволов по продуктивному пласту, уменьшить количество, а в некоторых случаях исключить промежуточные каротажи, исключить ошибки в проводке горизонтальных скважин не по продуктивному пласту. Необходимость точной привязки местоположения забоя связана с тем, что продуктивный интервал имеет толщину порядка нескольких метров, ниже которых находится вода.

Гамма-каротаж (ГК) основан на том, что горные породы обладают некоторой, хотя и небольшой радиоактивностью. Гамма-каротаж состоит в измерении интенсивности естественного г-излучения по стволу скважины. Для этого пользуются скважинным прибором, содержащим индикатор г-излучения. В результате измерений получают кривую изменения г-излучения по стволу скважины в масштабе глубины, называемую кривой гамма-каротажа (ГК).

Кривая ГК характеризует г-активность пород, пересеченных скважиной, и в той или иной степени содержание в них радиоактивных элементов. Применение гамма-каротажа для изучения литологического разреза скважины основано на том, что породы различаются по содержанию в них радиоактивных веществ.

Характер связи между г-активностью пород и их литологическими свойствами устанавливается для данного района на основе сопоставления кривых ГК с литологическим разрезом ранее пробуренных скважин и сопоставления измерений г-активности керна с результатами его анализа. Как правило, содержание в породе радиоактивного вещества тем больше, чем больше в ней глинистого материала. В соответствии с этим глинистые пласты будут отмечаться на кривой ГК максимумами, а песчаные и чисто карбонатные - минимумами.

Ввиду того, что г-излучение обладает большой проникающей способностью и, в частности, проходит через обсадные трубы с не очень большим поглощением, гамма-каротаж можно проводить как в необсаженных, так и в обсаженных скважинах. Это свойство создает гамма-каротажу большие оперативные преимущества по сравнению с другими методами промыслово-геофизических исследований.

Модуль инклинометрических преобразователей (МИП) предназначен для измерения в процессе бурения и в статике, без циркуляции промывочной жидкости и передачи на модуль управления и связи зенитного угла, азимута и угла установки отклонителя.

Инклинометрические измерения в скважинах обычно проводятся аппаратурой, спускаемой на каротажном кабеле после бурения. Такая аппаратура не испытывает таких вибраций и ударов, как телесистемы в процессе бурения, поэтому требования к датчикам такого применения значительно ниже, а использовать их в процессе бурения не представляется возможным из-за невысокой надежности их работы в условиях бурения.

Определение параметров траектории ствола скважины опирается на информацию об углах положения оси скважинного прибора относительно плоскости горизонта (зенитный угол) и плоскости меридиана (азимут), а также знание протяженности скважины (по длине колонны труб или геофизического кабеля). Важным параметром для управления буровым агрегатом является угол отклонителя, т.е. поворот скважинного прибора вокруг оси скважины.

Если рассматривать задачу ориентации скважинного снаряда с теоретических позиций, то для ее решения необходимо задать положение (ориентацию) двух неколлинеарных векторов, ориентация которых, с одной стороны, априорно известна в опорной (базовой) системе координат, а с другой -- может быть определена относительно скважинного снаряда. Задание лишь одного вектора не позволит определить ориентацию скважинного снаряда вокруг этого вектора. Таким образом, для определения ориентации скважинного снаряда необходимо измерение или моделирование некоторых векторных величин, которые в принципе могут иметь самую различную физическую природу. Учитывая объект ориентации, в настоящее время возможно использование комбинаций из четырех векторов: вектора силы тяжести, вектора напряженности магнитного поля Земли, вектора угловой скорости суточного вращения Земли и вектора некоторого реперного направления, заданного у устья скважины.

Определение угла наклона скважинного прибора осуществляется по измерениям проекций ускорения свободного падения g на три взаимно перпендикулярные пространственные оси, можно выделить основной принцип построения инклинометрических систем: определение азимута скважины с помощью трёхосного магнитометра, который по аналогии с акселерометром измеряет проекции напряженности магнитного поля Земли на три взаимно перпендикулярные пространственные оси.

На основании этих данных и измеренных проекций g после соответствующих вычислений получают значение азимута, угла наклона и угла положения отклонителя в любой точке ствола скважины и его пространственную траекторию. Очевидно, что таким способом траектория строится в магнитных координатах, поскольку азимут скважины отсчитывается от направления на магнитный полюс Земли.

Подавляющее большинство инклинометров, применяемых в необсаженных скважинах, построено на этом принципе. Эти приборы, не содержат подвижных элементов, отличаются достаточной вибро- и ударостойкостью и работают в широком диапазоне изменения температур. По точности выработки информации о направлении меридиана они вполне бы устраивали практически любого потребителя (поскольку производится ряд моделей с погрешностью около 0,2 град). Однако погрешность таких «магнитных» навигационных систем сильно зависит от наличия вблизи магнитометров магнитных масс, например, бурильных труб, обсадных колонн и т.п., и в ряде случаев может быть недопустимой. При зарезке боковых стволов из обсаженных скважин или при кустовом бурении с морских платформ оперативное управление траекторией ствола скважин при помощи таких «магнитных» систем нежелательно, хотя и возможно при некотором удалении от больших магнитных масс.

Исследования, анализ, лабораторные и стендовые испытания некоторых конструкций, близких по техническим требованиям и условиям эксплуатации, забойных телесистем при их длительной непрерывной работе (магнитомодуляционные, двухкоординатные на горизонтируемой платформе, трехкоординатные, неподвижно закрепленные, хемотронные и акселерометрические) показал, что система трехкоординатных, магнитомодуляционных и акселерометрических датчиков обеспечивает достаточную точность и надежность в работе в условиях бурения.

Имея набор отклонений показаний датчика изменения азимута при разных зенитных углах и углах разворота, внесенных в таблицу, можно программно учитывать и вносить поправки в результаты вычислений. На участках, где значения угла зенита и угла разворота не соответствуют точкам замеров при калибровке, используется линейная интерполяция.

Предлагаемый геонавигационный модуль для системы MWD (инклинометрия в процессе бурения) позволяет рассматривать ее как систему LWD (каротаж в процессе бурения). Геонавигационный модуль ГНМ состоит из аппаратурно-программного и программно-методического модулей.

Предлагаемый аппаратурно-программный модуль обеспечивает измерение параметров разбуриваемых пород. Для этого используются все компоненты телесистемы и выполненный отдельным конструктивным модулем модуль гамма-каротажа, подключаемый к телесистеме. Возможна регистрация следующих параметров:

ГК - естественная гамма активность разбуриваемых пород;

КС - кажущееся удельное сопротивление разбуриваемых пород, определяемое по напряжению и току диполя электромагнитного канала связи;

ВК - измерение интегрального уровня продольных вибраций буровой колонны акселерометром инклинометрического датчика (виброкаротаж);

Кроме ГК, нет специально организованных зондов, все параметры получаются как производные.

Программно-методический модуль обеспечивает обработку результатов измерений аппаратурно-программного модуля и включает в себя программное обеспечение (программа «GEONAG») и портативный компьютер (Notebook) - может использоваться Notebook, входящий в комплект телесистемы с которой используется модуль, или отдельный.

В гамма-методе изучают естественную радиоактивность горных пород по данным измерений интенсивности естественного гамма-излучения вдоль ствола скважины.

Радиоактивность осадочных горных пород обусловлена присутствием в них радиоактивных элементов - урана, тория, актинии, продуктов их распада, а также изотопа калия [21].

Содержание радиоактивных элементов в породах измеряется в граммах радия-эквивалента на 1 г породы (гRa = экв/г). На практике пользуются меньшей единицей микромикрограммом радия-эквивалента на 1 г породы: 1 мкмкг.

Модуль гамма-каротажа выполнен на основе сцинтилляционного блока.

Сцинтилляционный счетчик состоит из фотоэлектронного умножителя, перед фотокатодом которого установлен сцинтиллятор; фотоэлектронный умножитель подключен к измерительной схеме с регистрирующим прибором на ее выходе.

Индикатором гамма-излучения является прозрачный кристалл йодистого натрия,

активированного таллием - NaJ(Tl), молекулы которого обладают свойством сцинтилляции - испускания фотонов света при воздействии гамма - квантов. Фотоны отмечаются фотоумножителем и вызывают поток электронов к аноду (ток).

Большим преимуществом сцинтиллятора является высокая эффективность счета (регистрируется до 50 - 60% гамма-квантов, проходящих через кристалл) по сравнению с другими типами счетчиков, эффективность которых 1 - 5%. Это позволяет уменьшить длину счетчиков с 90 до 10 см, улучшить вертикальное расчленение и обеспечить малую статическую флуктуацию.

При работе с телесистемой LWD используется программное обеспечение аналогичное используемому при работе с телесистемой MWD. Данное программное обеспечение помимо инклинометрических параметров обеспечивает приём, оцифровку, фильтрацию и дешифрацию геофизических параметров передаваемых телесистемой LWD. Им же осуществляется регистрация, расчёт КС и преобразование геофизической информации в соответствии с тарировочными данными. Вся технологическая и геофизическая информация построчно записывается в текстовый файл. При частоте передаваемого сигнала: 10 Гц строки записываются через 20 сек.;5 Гц строки записываются через 40 сек.; 2,5 Гц строки записываются через 100 сек.

Индикатором гамма - излучения является прозрачный кристалл, молекулы которого обладают свойством сцинтилляции - испускания фотонов света при воздействии гамма - квантов. Фотоны отмечаются фото умножителем и вызывают поток электронов к аноду (ток).

Большим преимуществом сцинтиллятора является высокая эффективность счета (регистрируется до 50 - 60% гамма - квантов, проходящих через кристалл) по сравнению с другими типами счетчиков, эффективность которых 1 - 5%. Это позволяет уменьшить длину счетчиков с 90 до 10 см, улучшить вертикальное расчленение и обеспечить малую статическую флуктуацию.

На рис.2.23. приведена диаграмма радиоактивного каротажа, полученная в процессе бурения, и диаграмма стандартного электрического каротажа КС (ПС) на кабеле, снятая позднее в той же скважине. Степень корреляции кривых непрерывного гамма-каротажа и ПС высокая.

Рис. 2.23. Диаграмма радиоактивного каротажа

Так как гамма-каротаж в процессе бурения проводится со скоростью бурения (т.е. при очень медленном перемещении прибора по стволу скважины) и прибор сравнительно долго находится против исследуемых пластов, статистические вариации оказываются минимальными. Отсюда хорошая детализация разреза и сопоставляемость с кривой ПС.

Регистрация естественной радиоактивности горных пород, окружающих скважину горных пород в процессе бурения обеспечивают литологическое расчленение геологического разреза. Среди осадочных пород наиболее радиоактивными являются глины и калийные соли. Содержание радиоактивных элементов в глинах достигает 30 мкмкг Ra-экв/г и больше, причем более радиоактивными являются тонкодисперсные темно-окрашенные битуминозные глины морского происхождения. Поэтому на диаграммах максимальные показания соответствуют глинам и калийным солям.

Радиоактивность песков, песчаников, известняков, доломитов меньше, чем глин, и не превышает 8 мкмкг Ra-экв/г. Для этих пород установлена достаточно тесная прямая зависимость радиоактивности от содержания глинистого материала в породе, используемая на практике при оценке глинистости пород-коллекторов по данным гамма-метода. Характеризуются промежуточными показаниями.

Наименьшую радиоактивность, имеют породы гидрохимического комплекса: гипсы, ангидриты, каменная соль, за исключением калийной соли.

Электрический каротаж в процессе бурения скважин

Влияние вариации частоты зондирующего сигнала модуля КС на точность измерения удельного электрического сопротивления разбуриваемой породы определяется частотной дисперсией электрических характеристик. Экспериментальные исследования показали, что в диапазоне частот 100Гц-1МГц имеет место сильнейшая частотная дисперсия диэлектрической проницаемости физических сред при незначительной дисперсии удельного сопротивления. В работе приведены результаты экспериментов по частотной дисперсии электрических характеристик в диапазоне частот от 100 Гц до микроволновой области. Исследовалась частотная зависимость диэлектрической проницаемости е и удельной электрической проводимости у для типичной суглинистой почвы со средним содержанием воды около 10% по массе.

На низких частотах диэлектрическая проницаемость почвы очень велика, что присуще большинству геологических материалов и не связано с влиянием измерительных электродов. На частотах примерно до 1МГц эквивалентная проводимость постоянна, т.е. проводимость на постоянном токе в основном определяет потери в материале. Таким образом, разработанная схема электрического каротажа КС вполне обоснована и позволяет получить достоверную геофизическую информацию.

Функциональная схема модуля КС

Известные методы электрического каротажа скважин имеют ряд недостатков и ограничений. Традиционный метод электрического каротажа выполняется спуском на геофизическом кабеле каротажных зондов с последующим измерением разности потенциалов. Измерения требуют прерывания процесса бурения и освобождения скважины от колонны бурильных труб с долотом. Данным методом достаточно сложно проводить геофизические исследования (ГИС) в процессе бурения.

Отличительной особенностью разработанного геофизического модуля КС является простота реализации, высокая надёжность в эксплуатации и повышенная помехозащищённость, обеспеченная значительной мощностью зондирующего сигнала 100Вт и более.

В разработанном модуле фактический диаметр скважины и фильтрат бурового раствора практически не влияет на результаты измерений.

Разработанный и изготовленный модуль КС встроен в аппаратную часть забойной телеметрической системы и прошёл промысловые испытание.

Скважинные испытания модуля КС в процессе бурения

Макетный образец модуля КС успешно испытан при бурении скважин №5271 и 5410 Уренгойского ГКМ.

На рис.2.24. показана диаграмма кажущегося сопротивления, полученная в процессе бурения скважины №5410 Уренгойского ГКМ. Электрический каротаж проведён в интервале глубин по стволу скважины 2920-3115м., механическая скорость - 6,5 м/ч, время бурения - 29,6 ч. Показатели свойств бурового раствора: показатель фильтрации - 1,6 см3/., вязкость -70 сек., плотность - 1200кг/м3. Компоновка низа бурильной колонны: долото 215,9 МС-ГНУ, забойный двигатель-отклонитель Д-195, телесистема, бурильные трубы ТБПВ127Х9. Кривая сопротивления (кривая 1) выделяет границу глинистой кровли и нефтенасыщенного пласта высокого сопротивления БУ9. При корреляции разреза по кривой гамма-каротажа (кривая 2) кровля продуктивного пласта БУ9 отбивается на глубине 2706 м. по вертикали, что соответствует данным электрического каротажа с телесистемы. С глубины 2722м. пласт БУ9 сложен водонасыщенным песчаником, что подтверждается кривой 1, показывающей снижение удельного сопротивления в нижней части пласта БУ9.

Рис. 2.24. Диаграмма кажущегося сопротивления

На рис.2.25 изображена диаграмма электрического каротажа скважины №5271 в сравнении со стандартной кривой КС. Сравнительный анализ данных, полученных модулей КС (кривая 2) и стандартной аппаратурой каротажа (кривая 1) , показывает хорошую корреляцию, работоспособность и эффективность модуля КС.

Рис. 2.25. Диаграмма электрического каротажа

Исключительный интерес представляет измерение вибраций бурового инструмента в процессе бурения. Частотный и амплитудный спектр вибрационных колебаний характеризует упругие свойства горных пород и, в свою очередь, несет информацию о литологическом составе разбуриваемого пласта.

Регистрируя сигнал от вибродатчика продольных колебаний, установленного вблизи долота, и, исследуя частотный спектр сигнала при бурении в различных блоках горного массива, можно заметить основную гармонику, равную трехкратной частоте вращения долота (по количеству шарошек). С увеличением твердости разбуриваемых пород растет амплитуда сигнала вибрации, частотный спектр колебаний достаточно хорошо дифференцируется и коррелируется с данными акустического каротажа, надежно дифференцируя разрез по буримости.

Учитывая то, что одинаковая буримость горных пород характеризует определенную горную породу, то достаточно передавать на дневную поверхность индекс буримости от 1 до 10.

Высокая корреляция данных виброкаротажа с данными акустического каротажа позволяет использовать его в качестве важного геофизического параметра для детального расчленения геологического разреза, его прогнозирования. Тесная связь параметра вибрации с результатами акустического каротажа дает возможность получать информацию о прочностных свойствах разбуриваемых пород и использовать эти данные для технологического контроля процесса бурения.

Рис.2.26 Сравнительная характеристика данных акустического каротажа и виброграммы

На уровне количественных свойств и отношений для бурящейся скважины можно указать конечное множество переменных, практически полно описывающих процесс разрушения горных пород.

Установлены тесные корреляционные связи между буримостью горных пород и их геофизическими параметрами по данным измерений электрических, акустических и плотностных характеристик. Это дает возможность, исследуя механический процесс разрушения горных пород через вибрационные характеристики, определять механические свойства горных пород и выбрать оптимальный режим работы долота.

С целью практической реализации определения скорости вращения долота через измерение на забое вибраций бурового инструмента были выполнены измерения на модели бурового стенда. Акселерометр типа АДXL 50 АН жестко закрепляли на шасси скважинного прибора, сигналы с датчика после линейного усилителя (коэффициент усиления-8) подавались на вход АЦП и по шине RS 232 на порт Notebook IBM. Спектр энергий вычисляли по программе преобразований Фурье. Сравнивая скорость вращения бура с данными спектрограмм, надежно выделялись максимумы энергии этих частот, соответствующие определяемым скоростям вращения долота.

Таким образом, используя в скважинном приборе вычисления спектров вибросигнала с помощью сигнального процессора фирмы Analog Device, по данным измерений вибраций можно определить скорость вращения долота.

В заключение хочется написать, что уже давно стало известно, что горизонтальные скважины являются более выгодными с точки зрения добычи нефти, дебит которой зависят от длины горизонтального участка скважины.

Появились идеи совмещения процесса бурения с геофизическими и технологическими измерениями с помощью датчиков, установленных в бурильной колонне вблизи долота.

Необходимость расширения геофизического комплекса методов на различной физической основе обусловила создание цифровой комплексной скважинной аппаратуры, когда измеряются большое количество различных геофизических параметров, передаваемых по беспроводным каналам связи к наземной обрабатывающей и регистрирующей аппаратуре.

Однако, как бы не были совершенны зарубежные и отечественные инклинометрические телесистемы, большой процент наклонно направленных и горизонтальных скважин проводится не по продуктивному пласту и, с точки зрения геофизики, вслепую. Причиной этого является отсутствие геофизической информации в процессе бурения.

Есть два подхода его решения:

1) При бурении проводить привязочные каротажи.

2) Использование системы, регистрирующие геофизические параметры и передающие их на поверхность в режиме реального времени (непосредственно при бурении), так называемые LWD-системы. Данный подход обладает преимуществом по сравнению с первым, так как возможна более оперативная корректировка траектории скважины и не затрачивается дополнительное время на привязочные каротажи.

Прием и обработка информации на поверхности при работе с телесистемами осуществляется с помощью IBM PC, что гарантирует качество и надежность приема и обработки скважинной информации. Основное преимущество систем с дистанционной передачей заключается в возможности немедленного поступления глубинной информации к оператору.

В настоящем проекте предлагается привлечение сервисной компании с применением телесистемы Геолинк Ориентир с блоками инклинометрии, гамма-каротажа, резистивиметрии и датчиком вибрации для оказания услуг по высокоточному бурению и геонавигации, что позволит отказаться от ряда каротажей (в частности каротаж на трубах с использованием комплекса АМК «Горизонт», проводимый при превышении зенитного угла в скважине 45 градусов), обеспечить заданную точность проводки скважины, добиться увеличения скоростей бурения, избежать исправлений ствола скважины (при непопадании в заданную точку или самопроизвольном уводе по азимуту).

studbooks.net


Смотрите также