Изобретение относится к сопутствующим геофизическим исследованиям и работам в скважинах для добычи нефти и газа. Для осуществления способа повышения уровня компенсации помех, создаваемых ферромагнитными бурильными трубами в процессе бурения нефтегазовых скважин, первоначально осуществляют инклинометрические измерения местоположения забоя скважины системой датчиков. Интервал времени проведения измерений инклинометрических датчиков делят на два под-интервала. Во время первого под-интервала инклинометрические датчики измеряют предварительные значения угла наклона оси скважины по отношению к вектору магнитного поля Земли и азимута оси скважины относительно горизонтальной составляющей вектора магнитного поля Земли. Измеренные значения поступают на микропроцессор, далее микропроцессор подает управляющие команды на цифровые потенциометры. Цифровые потенциометры формируют управляющие пакеты, включающие направление токов и силы тока, и подают их на рабочие компенсационные соленоиды, установленные в любом месте на ферромагнитных бурильных трубах компоновки низа бурильной колонны выше и ниже по оси компоновки. Компенсационные соленоиды создают компенсационное магнитное поле, далее в период второго временного под-интервала инклинометрические датчики осуществляют повторные измерения угла наклона оси скважины по отношению к вектору магнитного поля Земли и азимута оси скважины относительно горизонтальной составляющей вектора магнитного поля Земли, которые определяют уточненные значения инклинометрии точки забоя. Достигается технический результат – повышение уровня компенсации помех, создаваемых крупными ферромагнитными бурильными трубами. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к сопутствующим геофизическим исследованиям и работам в скважинах для добычи на нефти и газа [Е21В 47/022, G01V1/44].
Процесс инклинометрии — определение пространственного точного положения ствола бурящейся скважины путём непрерывного измерения отклонений направления скважины от магнитного севера (азимут) и угла её наклона с помощью инклинометров.
Работа основной группы скважинных инклинометров, применяемых в процессе бурения наклонно-направленных скважин, основана на принципе измерения параметров магнитной индукции измерительных соленоидов при воздействии вектора магнитного поля Земли.
На качество измерения оказывают влияние присутствие вблизи измерительного датчика массивных магнитных комплексов с высокими значениями магнитной проницаемости, вибрация бурильного инструмента и другие причины.
Из уровня техники известен СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ТОЧНОСТИ ИНКЛИНОМЕТРИИ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН НА НЕФТЬ И ГАЗ [2005121778/28, опубл. 11.07.2005 г.], заключающийся в проведении системы последовательных операций преобразования компонент гравитационного и магнитного поля Земли в пропорциональные электрические сигналы с помощью гравитационных датчиков — сигналы с помощью трехосных акселерометров и магнетометров, усиления и масштабирования сигналов датчиков, интегрирующего аналого-цифрового преобразования электрических сигналов, определения трех компонент гравитационного и магнитного полей по измеренным выходным сигналам геонавигационных датчиков, определения инклинометрических параметров забоя скважины по измеренным компонентам геофизических полей, отличающийся тем, что, с целью повышения точности инклиметрических измерений в процессе бурения скважин, в условиях воздействия вибраций от работы породоразрушающего инструмента, измерении параметры вибрационной помехи, определении необходимого объема исходной выборки выходных сигналов акселерометров, произведении ограничения исходной выборки с использованием корреляционного анализа и определении истинных значений выходных сигналов акселерометров в результате итерационной процедуры обработки сформированной выборки указанных выходных сигналов.
Также из уровня техники известен МЕТОД «КОРОТКОГО УБТ – УТЯЖЕЛЕННОЙ БУРИЛЬНОЙ ТРУБЫ» — математический метод снижения азимутальных ошибок, вызванных магнитным влиянием составляющих компонент забойной компоновки низа бурильной колонны (КНБК), при котором во время снятия инклинометрического замера
в расчет принимается абсолютный азимут, который является расчетным.
Основа технологии заключается «в невозможности использования достаточного количества НУБТ (немагнитных УБТ), при наличии которых возникают помехи по оси Bz, расположенной вдоль оси инструмента. Для решения этой проблемы в формулу расчета азимута вносят рассчитанные перед началом бурения Dip (угол, на который отклоняется стрелка под действием магнитного поля Земли в вертикальной плоскости) и Be (значение напряженности магнитного поля Земли в точке устья скважины) и исключают составляющую Bz».
Применение данного способа по физической сути представляет собой полуавтоматическое введение в измеренную компоненту Вz поправки, вычисляемой в зависимости от геометрических параметров КНБК и, в частности, от расположения в составе КНБК ферромагнитных компонент.
Недостатком аналогов является то, что они учитывают и устраняют только один тип помех, а именно помехи, создаваемые самоиндукцией в комплексе инклинометрических датчиков при вибрации в процессе бурения.
Также недостатком второго аналога является то, что метод учитывает только одну ортогональную компоненту Bz, а значит допускает априорную практически не учитываемую погрешность в других составляющих, измеряемых при инклинометрии.
Наиболее близким по технической сущности является СПОСОБ, ОСНОВАННЫЙ НА КОМПЕНСАЦИИ МАГНИТНОГО ПОЛЯ КОРАБЛЯ [http://www.radioland.mrezha.ru/statia/mor_electr_01/mor_electr_01.htm, опубл. 17.09.2019 г.], характеризующийся тем, что за счет распределенной по палубе корабля системы соленоидов или специального кабеля, который кладут на палубу или подвешивают с наружной стороны бортов, пропуская по нему электрический ток, создается искусственное магнитное поле, противоположное полю корабля.
Различают обмоточное и безобмоточное размагничивание корабля. В первом случае на корабле стационарно устанавливают несколько кабельных обмоток и создают
в них магнитное поле, компенсирующее магнитное поле корабля. В случае безобмоточного размагничивания корабль подвергают воздействию внешнего магнитного поля на стационарных или подвижных станциях размагничивания.
Основной технической проблемой прототипа является низкий уровень компенсации помех, создаваемых крупными ферромагнитными массами из-за того, что
в прототипе используется сложная и не поддающаяся регулярному учету зависимость внешнего наведенного магнитного поля корабля от соотношения оси корабля и полного вектора магнитного поля Земли, из-за чего отсутствует возможность полной компенсации магнитных полей.
Задачей изобретения является устранение недостатков прототипа.
Техническим результатом изобретения является повышение уровня компенсации помех, создаваемых крупными ферромагнитными массами.
Указанный технический результат достигается за счет того, что способ повышения уровня компенсации помех, создаваемых крупными ферромагнитными массами в процессе бурения нефтегазовых скважин, характеризуется тем, что первоначально осуществляют инклинометрические измерения местоположения забоя скважины системой датчиков, при этом интервал времени проведения измерений инклинометрических датчиков делят на два подинтервала, во время первого подинтервала инклинометрические датчики измеряют предварительные значения угла наклона оси скважины по отношению к вектору магнитного поля Земли и азимута оси скважины относительно горизонтальной составляющей вектора магнитного поля Земли, далее измеренные значения поступают на микропроцессор, далее микропроцессор подает управляющие команды на цифровые потенциометры, далее цифровые потенциометры формируют управляющие сигналы и подают их на рабочие компенсационные соленоиды, в соответствии с управляющими сигналами компенсационные соленоиды создают компенсационное магнитное поле, далее во время второго подинтервала инклинометрические датчики осуществляют повторные измерения угла наклона оси скважины по отношению к вектору магнитного поля Земли и азимута оси скважины относительно горизонтальной составляющей вектора магнитного поля Земли, которые определяют уточненные значения инклинометрии точки забоя.
Указанный технический результат достигается за счет того, что устройство для повышения уровня компенсации помех, создаваемых крупными ферромагнитными массами в процессе бурения нефтегазовых скважин, состоит из инклинометрических датчиков, размещенных на немагнитных блоках, соединенных с микропроцессором, который соединен с цифровыми потенциометрами, которые соединены с рабочими компенсационными соленоидами, при этом цифровые потенциометры и рабочие компенсационные соленоиды размещаются на ферромагнитных блоках низа бурильной колонны.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показано устройство для повышения уровня компенсации помех, создаваемых крупными ферромагнитными массами в процессе бурения нефтегазовых скважин.
На фиг. 2 показана иллюстрация процесса измерения угла наклона оси скважины по отношению к вектору магнитного поля Земли.
На фиг. 3 показан пример реализации устройства управления рабочими компенсационными соленоидами.
На фиг. 4 показан график зависимости наведенного магнитного поля от угла между осью скважины и направлением земного магнитного поля.
На фигурах обозначено: 1 – ферромагнитные блоки; 2 – немагнитные блоки; 3 – инклинометрические датчики; 4 – микропроцессор; 5 – цифровой потенциометр; 6 –рабочий компенсационный соленоид.
Осуществление изобретения
Устройство для повышения уровня компенсации помех, создаваемых крупными ферромагнитными массами в процессе бурения нефтегазовых скважин, состоит из элементов компоновки низа бурильной колонны, которая может в себя включать ферромагнитные блоки 1 и немагнитные блоки 2. При этом на удалении от ферромагнитных блоков 1, расположенных в нижней части бурильной колонны, на немагнитных блоках 2 расположены инклинометрические датчики 3. В одном из вариантов реализации инклинометрические датчики 3 могут размещаться на немагнитных утяжелителях бурильной трубы. В составе одного устройства для повышения уровня компенсации помех, создаваемых крупными ферромагнитными массами в процессе бурения нефтегазовых скважин, может использоваться несколько инклинометрических датчиков 3. При этом инклинометрические датчики 3 выполнены с возможностью измерять угол наклона оси скважины по отношению к вектору магнитного поля Земли и азимут оси скважины относительно горизонтальной составляющей вектора магнитного поля Земли. Инклинометрические датчики 3 соединены с микропроцессором 4. В одном из вариантов реализации инклинометрические датчики 3 соединены с микропроцессором 4 посредством кабеля. Микропроцессор 4, в свою очередь, соединен с цифровыми потенциометрами 5, которые соединены с рабочими компенсационными соленоидами 6. При этом цифровые потенциометры 5 и рабочие компенсационные соленоиды 6 размещаются на ферромагнитных блоках 1 низа бурильной колонны.
Также дополнительно устройство для повышения уровня компенсации помех, создаваемых крупными ферромагнитными массами в процессе бурения нефтегазовых скважин, может для питания микропроцессора 4, цифровых потенциометров 5 и компенсационных соленоидов 6 быть оснащено элементом питания, в качестве которого может выступать специальная скважная батарея (на фиг. не показана).
Способ повышения уровня компенсации помех, создаваемых крупными ферромагнитными массами в процессе бурения нефтегазовых скважин, характеризуется тем, что первоначально инклинометрические датчики 3 осуществляют процесс измерения угла наклона оси скважины по отношению к вектору магнитного поля Земли и азимута оси скважины относительно горизонтальной составляющей вектора магнитного поля Земли.
Интервал времени проведения измерений инклинометрических датчиков 3 делится на два основных подинтервала, при этом длительность основного временного интервала измерений является величиной постоянной и не меняется.
Во время первого временного подинтервала инклинометрические датчики 3 осуществляют предварительные измерения угла наклона оси скважины по отношению к вектору магнитного поля Земли и азимута оси скважины относительно горизонтальной составляющей вектора магнитного поля Земли. При этом под предварительными измерениями понимаются измерения, включающие помехи, вызванные наличием магнитного поля от ферромагнитных блоков 1. Далее предварительные измерения поступают для обработки на микропроцессор 4. После этого микропроцессор 4, получив предварительные данные от инклинометрических датчиков 3, формирует команду на управление напряжением, подаваемым на цифровой потенциометр 5, который формирует сигнал на рабочий компенсационный соленоид 6, размещенный на каждом ферромагнитном блоке 1 для создания магнитного поля с целью постоянной компенсации помехи.
Во время второго временного подинтервала инклинометрические датчики 3 осуществляют повторные измерения угла наклона оси скважины по отношению к вектору магнитного поля Земли и азимута оси скважины относительно горизонтальной составляющей вектора магнитного поля Земли. При этом повторные измерения характеризуются тем, что в них учитываются поправки на влияние крупных ферромагнитных масс ферромагнитных блоков 1, вычисленные во время первого подинтервала. Таким образом, данные, полученные от инклинометрических датчиков 3 во время второго подинтервала, определяют реальные значения инклинометрии точки забоя.
Реализация измерений во время второго подинтервала позволяет априорно сократить количество дополнительных математических операций по введению различного рода поправок для измерения инклинометрических данных в процессе бурения нефтегазовых скважин.
Отдельно стоит отметить, что для реализации заявленного способа используют микропроцессор 4 достаточной вычислительной мощности, чтобы провести требуемое количество вычислительных операций за время интервала измерений без временной задержки поступления данных.
Рассмотрим вариант достижения технического результата.
Первоначально инклинометрические датчики 3 размещают на немагнитных блоках 2 низа бурильной колонны. При этом для наглядности примера будем считать, что магнитный азимут оси скважины β равен нулю. В таком случае положение ферромагнитных блоков 1 (оси скважины) и вектора магнитного поля Земли проиллюстрировано на фиг. 2. При этом α — угол между осью скважины и вектором магнитного поля Земли. Введем еще одно приближение: пусть внутренняя намагниченность ферромагнитных блоков 1 является величиной постоянной (H = const) и равна земному магнитному полю H0 (без учета неоднородного намагничивания тела). Для приближенной оценки возьмем типовые параметры L = 10.6 м (длинна ферромагнитных блоков 1), h = 8.5 м (расстояние между ферромагнитными блоками 1 и точкой измерения (инклинометрическими датчиками 3)), угол α от 0 до 90°;
;
модуль Н0 = 40 А/м, S=πD/4, где D — диаметр стержня = 0.17 м, В0х = 50 нТл (где В0х — ортогональная компонента магнитной индукции, действующая на ферромагнитные блоки 1).
На практике зачастую используются более точные расчеты результирующего поля, например, численные методы решения системы интегральных уравнений с помощью программного обеспечения 3D-MAGNIT. Результаты расчета для схожих исходных данных: L = 10 м, h = 10 м, S = 0.01 м2, Н0 = 40 А/м приведены на фиг. 4.
Анализ фиг. 4 позволяет сделать выводы о том, что при любом угле между осью стержня (ферромагнитными блоками 1 компоновки низа бурильной колонны (КНБК)), расположенного на оси скважины, и силовыми линиями магнитного поля Земли появляется помеха, требующая учета при фиксировании параметров инклинометрии положения забоя бурящейся скважины.
Важное значение имеет фактическое расстояние между ферромагнитными блоками 1 КНБК и точкой измерения данных инклинометрии (расположения инклинометрических датчиков 3), а также реальная длина каждого ферромагнитного блока 1. К примеру, перемещение такого блока с расстояния 10.6 метра до 3.7 метра (в три раза) приведёт к резкому повышению создаваемого магнитным блоком мешающего магнитного поля в пять раз. Вопрос определения расстояния между ферромагнитными блоками 1 КНБК и точкой измерения данных инклинометрии не относится к сути рассматриваемого технического решения, данный вопрос решается в зависимости от габаритов функциональных элементов КНБК на стадии ее проектирования.
После размещения инклинометрических датчиков 3 на немагнитных блоках 2 низа бурильной колонны реализуются измерения на первом временном подинтервале. Микропроцессор 4 получает данные по углу наклона оси скважины по отношению к вектору магнитного поля Земли (α) и азимуту оси скважины относительно горизонтальной составляющей вектора магнитного поля Земли (β). Далее микропроцессор 4 реализует следующие операции: вычисляет ортогональные компоненты магнитной индукции, действующие на ферромагнитные блоки 1, по следующим соотношениям:
В0х = В0 cos β cos α;
В0y = В0 cos β sin α,
где α и β – значения, поступающие с инклинометрических датчиков 3,
В0 – индукция магнитного поля Земли (является величиной постоянной).
Известно следующее соотношение для наведенного магнитного поля ферромагнитного блока 1:
В = µ µ0 N (I/L),
где µ – относительная магнитная проницаемость среды рабочего компенсационного соленоида 6 (зависит от типа рабочего компенсационного соленоида 6, к примеру 50),
µ0 – магнитная постоянная – является величиной постоянной 4 π 10 -7 (Гн/м),
L – длина рабочего компенсационного соленоида 6, м,
N – число витков рабочего компенсационного соленоида 6.
Используя приведенное соотношение, микропроцессор 4 рассчитывает значение рабочего тока:
I = В / µ µ0 n,
где n – число витков на единицу длины рабочего компенсационного соленоида 6.
Рассчитав направление и амплитуда рабочего тока I (к примеру, «+» или «-»), формируют направление и амплитуду наведенного магнитного поля, равного создаваемому составляющей наведенного магнитного поля ферромагнитного блока 1 под воздействием эффективной составляющей магнитного поля Земли, тем самым практически компенсируя его.
Далее реализуются измерения на втором временном подинтервале: инклинометрические датчики 3 осуществляют повторные измерения параметров α и β, которые определяют реальные значения инклинометрии точки забоя.
Пример реализации управления рабочими компенсационными соленоидами 6 показан на фиг. 3. Согласно данной схемы, микропроцессор 4 вычисляет напряжение, которое необходимо подать между точками W и C для создания условий протекания компенсационного тока через сопротивление R1 рабочего компенсационного соленоида длиной L. Для установки цифрового потенциометра в нужное положение для создания заданного напряжения необходимо с микропроцессора 4 отправить последовательность импульсов по цифровому интерфейсу (SPI или I2C). В период отсутствия такой последовательности потенциометр установлен в среднее положение (спящий режим). В период создания рабочего напряжения 5 V необходимо отправить последовательность импульсов для установки потенциометра в крайнее верхнее положение (фиг. 4): например, для установки в верхнее положение потенциометра с 256 ступенями необходимо отправить значение 255.
Технический результат изобретения достигается за счет того, что на немагнитных блоках 2 расположены инклинометрические датчики 3, выполненные с возможностью измерять угол наклона оси скважины по отношению к вектору магнитного поля Земли и азимут оси скважины относительно горизонтальной составляющей вектора магнитного поля Земли. Инклинометрические датчики 3 соединены с микропроцессором 4. Микропроцессор 4, в свою очередь, соединен с цифровыми потенциометрами 5, которые соединены с рабочими компенсационными соленоидами 6. При этом цифровые потенциометры 5 и рабочие компенсационные соленоиды 6 размещаются на нижних ферромагнитных блоках 1 низа бурильной колонны. Благодаря наличию микропроцессора 4 реализуется возможность управления компенсационными соленоидами 6, которые создают магнитное поле с целью постоянной компенсации помехи. При этом постоянная компенсация помех реализуется благодаря тому, что интервал времени проведения измерений инклинометрических датчиков 3 делится на два подинтервала. Во время первого подинтервала реализуют предварительные измерения угла наклона оси скважины по отношению к вектору магнитного поля Земли и азимута оси скважины относительно горизонтальной составляющей вектора магнитного поля Земли, после чего рабочие компенсационные соленоиды 6 создают магнитное поле с целью постоянной компенсации помехи. Во время второго подинтервала после компенсации помехи определяют уточненные значения инклинометрии точки забоя. При этом за счет того, что во время второго подинтервала учитываются поправки на влияние крупных ферромагнитных масс ферромагнитных блоков 1, существенно повышается уровень компенсации помех, создаваемых этими массами.
Заявителем было разработано устройство и реализован заявленный способ, апробация и тестирование которого подтвердили достижение заявленного технического результата. Повышение уровня компенсации помех, создаваемых крупными ферромагнитными массами, составило порядка 30 %.
1. Способ повышения уровня компенсации помех, создаваемых ферромагнитными бурильными трубами в процессе бурения нефтегазовых скважин, отличающийся тем, что первоначально осуществляют инклинометрические измерения местоположения забоя скважины системой датчиков, при этом интервал времени проведения измерений инклинометрических датчиков делят на два под-интервала, во время первого под-интервала инклинометрические датчики измеряют предварительные значения угла наклона оси скважины по отношению к вектору магнитного поля Земли и азимута оси скважины относительно горизонтальной составляющей вектора магнитного поля Земли, далее измеренные значения поступают на микропроцессор, далее микропроцессор подает управляющие команды на цифровые потенциометры, далее цифровые потенциометры формируют управляющие пакеты, включающие направление токов и силы тока, и подают их на рабочие компенсационные соленоиды, установленные в любом месте на ферромагнитных бурильных трубах компоновки низа бурильной колонны выше и ниже по оси компоновки, в соответствии с которыми компенсационные соленоиды создают компенсационное магнитное поле, далее в период второго временного под-интервала инклинометрические датчики осуществляют повторные измерения угла наклона оси скважины по отношению к вектору магнитного поля Земли и азимута оси скважины относительно горизонтальной составляющей вектора магнитного поля Земли, которые определяют уточненные значения инклинометрии точки забоя.
2. Устройство для повышения уровня компенсации помех, создаваемых ферромагнитными бурильными трубами в процессе бурения скважин, состоящее из инклинометрических датчиков, размещенных на немагнитных блоках компоновки низа бурильной колонны и соединенных с микропроцессором, производящим формирование пакета управляющих команд для цифровых потенциометров, который соединен с цифровыми потенциометрами, формирующими данные для рабочих компенсационных соленоидов, при этом рабочие компенсационные соленоиды установлены в произвольном месте на ферромагнитных бурильных трубах компоновки низа бурильной колонны.
Геология, поиски и разведка месторождений нефти и газа
УДК 550.82
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОГРЕШНОСТИ ИНКЛИНОМЕТРИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ 3Б-МОДЕЛИ И СТАТИСТИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЕЕ ВЕРОЯТНОСТИ
DETERMINATION OF DIRECTIONAL SURVEY ERRORS USING THE 3D MODEL GEOLOGICAL AND ITS PROBABILITY STATISTICAL ESTIMATION
Р. М. Бембель, И. А. Щетинин
R. M. Bembel, I. A. Schetinin
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: инклинометрия; трехмерная геологическая модель; погрешность Key words: directional surveying; three-dimensional geological model; error
Развитие технологий геологического моделирования позволяет решать все большее количество задач в области планирования (проектирования) скважин. Основным критерием эффективности использования геологических моделей является подтверждение прогнозируемых параметров, что невозможно при отсутствии достоверной информации, используемой при построении модели. Одним из видов такой информации является инклинометрия скважин, которая определяет пространственное положение скважины и ее глубину от поверхности земли, мощность продуктивных пластов. Качество (точность) данной информации влияет на процесс интерпретации данных сейсморазведки, определение характера насыщения в процессе интерпретации материалов ГИС, построение структурной модели.
При построении геологической модели используется весь объем геолого-геофизической информации, что позволяет оценить несогласие данных и выявить косвенные признаки погрешности данных инклинометрии. Это позволяет сформировать программу проведения вторичных замеров гироскопическими инклинометрами, что широко применяется при проектировании скважин с горизонтальным окончанием и зарезок боковых горизонтальных стволов для снятия структурных рисков и неопределенностей.
Погрешности инклинометрических исследований обусловлены в общем случае принятой методикой расчета координат оси ствола скважины, погрешностями измерения глубины, шагом измерения для точечных и шагом квантования для непрерывных инклинометров (методическими погрешностями), погрешностями, вызываемыми непараллельной установкой скважинного прибора относительно оси скважины и заметной кривизной ее ствола на длине прибора (установочными погрешностями), а также погрешностями, вызываемыми конечной точностью измерения углов искривления скважин (так называемыми инструментальными погрешностями) [1].
Методические погрешности, независимо от принятой методики расчета координат, определяются выбранным шагом измерений, интенсивностью искривления оси скважин, характером искривления (постоянная интенсивность, меняющаяся с глубиной интенсивность и т. д.).
Установочные погрешности не зависят от шага измерений и погрешностей инклинометра и определяются в первую очередь геометрическими параметрами — соотношением диаметров ствола скважины и охранного кожуха прибора, его длиной, наличием и характером кавернозности ствола, местом привязки данных инклинометрии по глубине относительно скважинного прибора и т. д., а также параметрами искривления оси скважины.
N
о о
1
ф
в н 0″
2
0)
СО
А) Фрагмент структурной карты и планшет корреляции по исходным данным
Б) Фрагмент структурной карты и планшет корреляции после введения поправок
Рис. 1. Влияние погрешности данных инклннометрии на структурную модель
Из практики инклинометрии скважин следует, что при малых интенсивностях искривления (до 0,02 град/м) превалирующее значение имеют инструментальные погрешности, с которыми при увеличении интенсивности искривления становятся соизмеримы погрешности установочные.
При значительных интенсивностях искривления и сложном характере искривления оси скважины преобладающими становятся методические и установочные погрешности. Снижение погрешностей инклинометров не может однозначно обеспечить снижение суммарных погрешностей инклинометрических исследований, равно как не решает эту задачу только усовершенствование методики расчета координат. Существенный вклад в суммарную погрешность могут вносить также дополнительные погрешности, входящие в состав суммарной инструментальной, а именно: от температуры, влияющей на линейные размеры и электрические параметры преобразователей в скважинном приборе, нестабильности источников питания, изменения сопротивления кабеля и утечек, механических колебаний скважинного прибора после установки его на точку измерений за счет упругих свойств кабеля большой длины и т. д.
Это означает, что с увеличением отхода и угла наклона скважины погрешность возрастает в связи с увеличением методических и установочных погрешностей, но даже при исключении прочих факторов остается вероятность инструментальной погрешности.
В общем виде положение ствола скважины определяется конусом неопределенности. Так как каждое измерение может быть представлено диапазоном значений, то каждое последующее производится относительно одного из возможных положений ствола. Оно также характеризуется неопределенностью, которая может возрастать по мере увеличения зенитного угла и отхода скважины. Таким образом, в процессе бурения допускается накопление ошибки и соответствие положения ствола крайним положениям конуса [2].
ЭОО 1000 10О 1200 1ЭОО 1ДОО 1500 1600 1700
I
£ — 1 1
По результатам бурения наблюдается противоречие в абсолютных отметках абсолютных отметок залегания пласта по данным пилотного ствола и горизонтальной скважины — 10 м по вертикали
В процессе бурения и для обновления модели после завершения была введена поправка именно в пилотный ствол, так как он противоречит модели и скважинам окружения по трем горизонтам на 10 м
Рис. 2. Планшет по результатам сопровождения скважины при погрешности в инклинометрии пилотного ствола 10 метров по вертикали
В построении геологических моделей допускается введение поправок в положение ствола скважины ввиду возможной погрешности инклинометрии. Поправка вводится на основании несоответствия абсолютных отметок значений водонефтяного и газожидкостного контакта в данных скважинах либо резкого структурного несогласия со скважинами окружения (рис. 1). За эталонные скважины принимаются разведочные скважины и субвертикальные эксплуатационные скважины с удлинением примерно до 15 м (центральные скважины кустов) [3].
Точность данных инклинометрии особую важность имеет для строительства горизонтальных скважин с применением технологии геологического сопровождения бурения [4]. Одним из важных источников информации для определения положения ствола являются абсолютные отметки залегания пластов по скважинам окружения. При проходке горизонтальной секции в целевых пластах малой мощности погрешность данных может быть сопоставима с мощностью пропластка или может превышать ее (рис. 2). В случае значительного противоречия пилотных стволов в геологической модели допускается проведение вторичных замеров инклинометрии. Также возможны аналогичные замеры в скважинах окружения или скважине, в направлении которой ведется бурение (опорная скважина).
При реализации боковых зарезок горизонтальных стволов применяется проведение вторичных замеров инклинометрии в материнских стволах, что важно для определения положения ствола и коррекции плановой траектории бурения (рис. 3), так как регистрация данных ГИС и инклинометрии начинается только от окна срезки, а положение горизонтального ствола зависит от материнского (рис. 4).
Рис. 3. Фрагмент структурной карты до проведения повторного замера и после с нанесением проектной зарезки бокового горизонтального ствола
Наиболее благоприятным является подтверждение двух замеров инклинометрии или их незначительное различие, так как это с большей степенью вероятности позволяет оценивать данные достоверно. Значительные расхождения двух измерений создают дополнительную неопределенность и решение принимается на основании косвенных признаков: марки аппаратуры для измерения, года проведения замера, типа или количества точек записи.
В ходе выполнения работ по строительству горизонтальных скважин были произведены повторные записи в 100 скважинах: материнских, пилотных, транспортных стволах и скважинах окружения. По данной информации было построено распределение разницы абсолютных отметок забоя (рис. 4 а, б) и расстояния между забоями по двум измерениям (рис. 4 в, г).
По данной статистике в 33 % случаев расхождение в абсолютных отметках забоя
% 2, 2016
Неф ть и газ
9
превышает 4 метра по вертикали. В 11 % расхождение превышает 10 метров. Максимальное расхождение — 13,9 метров. В 44 % скважин повторные замеры приводят к «просадке структуры», в 27 % — к поднятию и в 29 % расхождения не превышают 2 м. Распределение расхождений близко к нормальному, это означает, что в большинстве случаев неопределенность абсолютных отметок не превышает 4 м по вертикали.
По распределению расхождений положения забоя в пространстве видно, что в 60 % оно не превышает 50 м, а максимальное расстояние между забоями — 275 м. Только в 27 % случаев коррекция положения забоя превышает 80 метров.
Рис. 4. Графики, построенные по результатам статистической обработки информации по 100 скважинам, в которых были произведены повторные записи инклинометрии: а) гистограмма разницы абсолютных отметок по данным двух замеров инклинометрии; б) распределение разницы абсолютных отметок забоя; в) гистограмма
расстояний между забоями по данным двух замеров инклинометрии; г) распределение расстояний между забоями по данным двух замеров инклинометрии
Выводы
• Точность данных инклинометрии имеет значение при построении геологических моделей различной сложности. Особую важность точность положения скважин и достоверность абсолютных отметок имеют при строительстве горизонтальных скважин и реализации зарезок боковых горизонтальных стволов.
• Используемый в данной работе объем данных показывает, что в 77 % случаев расхождения в данных инклинометрии не превышают 4 м, а в 72 % положение ствола определяется кругом допуска 80 м. Но максимальные расхождения абсолютных отмет-кок забоя скважины и коррекции положения ствола по данной выборке достигали 13,9 м (по абсолютным отметкам глубин) и 275 м (расстояние между забоями скважин).
• Для выявления возможных погрешностей данных инклинометрии, косвенного анализа качества данных и обоснования проведения вторичных замеров с целью уменьшения рисков и уточнения геологического строения возможно применение трехмерной геологической модели посредством анализа водонефтяного и газожидкостного контактов. Отсутствие необоснованных резких изменений абсолютных отметок между соседними скважинами в структурной модели соответствует геологической концепции.
• Схемой добычи с максимальной достоверностью и минимальной погрешностью прогноза следует считать использование вертикальных и субвертикальных стволов скважин, от которых производится боковая зарезка горизонтальных стволов по азимутам и удалениям, оцененным по результатам 3Б-сейсморазведки.
Список литературы
1. Зайдель А. Н. Погрешности измерений физических величин. — Л.: Наука, 1985.
2. Михайловский В. Н., Иванов С. К. Измерение кривизны скважин. — К., 1960.
3. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений РД 153-39.0-047-00, утв. Приказом Минтопэнерго России от 10 марта 2000 г. № 67.
4. Бембель Р. М., Щетинин И. А. Повышение эффективности разработки месторождений при применении высокоразрешающей объемной сейсморазведки и геологического сопровождения бурения скважин в условиях структурной неопределенности трехмерной геологической модели // Известия вузов. Нефть и газ. — 2015. — №2 4. — С.11-19.
5. Исаченко В. Х. Инклинометрия скважин. — М.: Недра, 1987. — 216 с.
Сведения об авторах
Бембель Роберт Михайлович, д. г.-м. н., профессор кафедры «Прикладная геофизика», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)465822
Щетинин Иван Александрович, аспирант кафедры «Прикладная геофизика», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 89829251811, e-mail: Ivan.Schetmm@emerson. com
Information about the authors Bembel R M., Doctor of Science in Geology and Mineralogy, professor of the chair «Applied Geophysics», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)465822
Schetinin I. A., postgraduate of the chair «Applied Geophysics», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 89829251811, e-mail: Ivan.Schetinin@emerson.com
34
13
Апр 10
#1
Погрешность измерения зависит от типа прибора, а так же глубины и типа раствора (присутствие в растворе твёрдой фазы и металла). Средняя погрешность составляет при азимуте 3-4 градуса, при зените 2-3 градуса.
16
13
Апр 10
#2
Погрешность, погрешностью, но если две разные фирмы писать будут, то результат будет разный, причем в довольно приличном диапазоне от 2 до 4 м. по вертикали, самое интересное в этой ситуации, кому верить 
144
16
Апр 10
#3
чем больше удлинение тем больше погрешноть, в методичке по созданию постоянно действующих моделях есть график по этому делу, а так до +-15 м в легкую на каких нибудь КИТах 70-80 годов, а по азимуту не знаю какая инструментальная погрешность, но из за всяких косяков может и до 180 градусов быть
70
13
Апр 10
#4
ignatovis пишет:
Подскажите пожалуйста типичный диапазон погрешностей при измерении азимута и зенитного угла.
Вопрос несколько расплывчатый: уточните, какой инклинометр, какой метод?
41
16
Апр 10
#5
Спасибо большое за ответы!
to Polkhish: Какой инклинометр у нас применялся я не в курсе, знаю только что халы инклинометрию писали
294
15
Ноя 10
#6
Подскажите погрешности замеров инклинометрии для инклинометров ИОН, ИМММ, ИГН, КИТ. Глубина скважины TVDSS 2400 м, длина ствола около 2800 м.
144
16
Ноя 10
#7
k-159 пишет:
Подскажите погрешности замеров инклинометрии для инклинометров ИОН, ИМММ, ИГН, КИТ. Глубина скважины TVDSS 2400 м, длина ствола около 2800 м.
на КИТ больше чем на ИГН, ИОН, ИМММ незнаю что, КИТ старые их сейчас многие перемиряют как раз всякими ИГН и ИОН, а так я выше писал погрешность в целом.
Сейчас с месторождением сижу на котором горизонталки и инклинометрию пишут на трубах типа зашибатыми инклинометрами, а все равно погрешность большая где то до 30 м, хотя некоторые скважины, как будто и нет никаой погрешности, так что все может быть
1
12
Фев 11
#8
Доброго времени суток!
Подниму тему. Нужно рассчитать эллипсоид (конус) неопределенности траектории скважины в IRAP RMS. Есть характеристики инклинометра:
1.Погрешность измерения зенитного угла, град. +/- 0,25
2.Погрешность измерения глубины, м +/-0,1
3.Погрешность измерения азимута, град. +/- 1,5
Нужно их как-то сопоставить с погрешностями, заложенными в IRAP RMS. Там есть следующие характеристики:
-Relative depth error
— Misalignment
-True inclination
-Reference error
-Drill string mag.
Я рассудил следующим образом:
-Relative depth error = Погрешность измерения глубины,
-Misalignment = Погрешность измерения азимута (хотя тут не уверен, misalignment — по идее несоосность прибора и скважины, как-то так)
-True inclination = Погрешность измерения зенитного угла
-Reference error = оставил поле пустым
-Drill string mag. = оставил поле пустым
Может у кого-то есть какие-то соображения на этот счет, правильно ли я сделал? Буду благодарен.
310
16
Фев 11
#9
Уважаемый Виталий перьм, при зенитных углах до 3 градусов азимут магнитным инклинометром нельзя замерить.
При расположении ствола скважины в азимутах 90 и 270 в больших широтах нормально замерить азимут магнитным инклинометром очень сложно (такие замеры обрабатываются в специализированном софте).
В наклонно направленной скважине разница на абсолютах порядка 3000м при проведении замеров разными приборами может достигать 5-6 метров, в плане может разойтись метров под 60. Если нужны адекватные измерения надо использовать современную телеметрию в процессе бурения или хороший гироскоп. Надеюсь это не секрет что многие инклинометрии, когда в скважине был всего один прибор, правились за определенную плату геофизиками для буровиков, что-бы скважина попала в круг допуска и все были счастливы…. а потом возникали большие вопросы с ппд.
12
12
Проблемы с ППД после таких «мемуаров» это еще ничего. Помню бурилы старые рассказывали как они довольно часто обсадки (технические и ЭК) в скважины забивали как сваи под фундамент дома — лупили всем весом. Да и плата была — ящик огненной, самая ходовая валюта в 70-80-х гг 
Да и сегодня на некоторых месторождениях ситуация не лучше
18
12
Как учил меня мой профессор — инклинометрия бывает трех видов
1. Скважинная — записывается на скважине
2. Кустовая — записывается на кусту
3. Базовая — записывется не выезжая с базы
А по поводу LWD — все равно ЦСБэшники првязывают показания LWD к
инклинометрии записанной обычной аппаратурой.
310
16
ЦСБшники не всегда привязываются к замерам геофизики, а как раз наоборот, если до этого бурили с современной телеметрией.
456
13
193
11
Видео насколько понимаю от Татнефти. Бурение на высоковязкие нефти. С неглубоким залеганием. Фоток было куча, с компановкой гдето высотой с «квадрат».
Погрешности по РД по геофизическим исследованиям в скважинах, это +-0.5 на зенит, и 2 градуса на азимут. Причем эта погрешность для гироскопов и простых магнитных инклинометров одинаковая.
Итоговая величина различия в абсолютной глубине и по цели по кругу допуска зависят от величины зенитного угла скважины и от того, насколько скважина проведена прямо.
Максимум расхождения показаний в горизонтальной скважины на вертикаль 2800 будет метров 6-8.
Сравнивал по показанию гироскопа и телесистемы. У меня большое подозрение, что разница получается изза разной механики измерения (у телесистемы это большая система рычагов бурового инструмента, у инклинометра-гироскопа это лежание прибора на стенке скважины.)
В целом, если разница 2-4 метра абсолютки для не вертикальной скважины, с углами до 40 градусов это нормально.
416
15
Дамирджан пишет:
А по поводу LWD — все равно ЦСБэшники првязывают показания LWD к
инклинометрии записанной обычной аппаратурой.
MWD?
416
15
ignatovis пишет:
Спасибо большое за ответы!
to Polkhish: Какой инклинометр у нас применялся я не в курсе, знаю только что халы инклинометрию писали
если халы, то можешь спать спокойно,
просто запросит таблицу с элепсом неопределенности, они точность замера на каждую точку измерения поставят.