1. 14
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т Е Х Н О Л О Г И И№5 май • 2009
: УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
Принято считать, в процессе про-
ведения (в ходе бурения) инклино-
метрических измерений с помощью
того или иного прибора, возникает
ряд ошибок, обусловленных разре-
шающей способностью и точностью
измерений самого прибора. Однако
существует множество других, бо-
лее существенных ошибок, наличие
которых признается некоторыми от-
раслевыми специалистами, но кото-
рые не получили широкого призна-
ния и не учитываются на практике.
В статье не предлагается какое-
либо одно решение и не реклами-
руется тот или иной серийно выпу-
скаемый прибор. Тем не менее, когда
требуется точно провести скважину,
необходимо учитывать рассматрива-
емые в данной статье ошибки.
ФАКТИЧЕСКАЯ КРИВИЗНА
СТВОЛА В ИНТЕРВАЛЕ
МЕЖДУ ЗАМЕРАМИ
Предположим, что у человека были
бы отключены все органы чувств, и он
получал бы информацию только об
угле наклона своей стопы. Если повер-
хность, на которую опирается его сто-
па, всегда горизонтальна, при ходьбе
он не смог бы определить, идет ли он
по ровной дороге или поднимается/
спускается по лестнице (рис. 1).
То же самое можно сказать об
инклинометрии. Когда фактическая
траектория скважины в редких слу-
чаях выдерживается постоянной,
допущение о постоянной кривизне
ствола (как это формулируется в
методе «минимальной кривизны»)
ошибочно. Неправильное опреде-
ление траектории скважины между
точками инклинометрических за-
меров может привести даже к ката-
строфическим ошибкам.
Допустим, что в скважине нахо-
дится управляемый забойный дви-
КОРРЕКТИРОВАНИЕ ОШИБОК
ИНКЛИНОМЕТРИИ
ПРИ ПОМОЩИ ПРИБОРОВ MWD
C. Henderson, Weatherford Drilling Services, Пекин
Существующиеметодымогутвлиятьнавозникновениегрубыхпогрешностейрезультатовинклинометрии,
которые обязательно надо учитывать при бурении в зонах с небольшими четко обозначенными целями,
например, при бурении наклонной скважины для глушения другой скважины
ставляет 0,7 фут на 93 фут пробурен-
ной длины ствола или чуть больше
(7,5 фут на 1000 фут).
Аналогичная ситуация возникает
при бурении с помощью роторных
управляемых компоновок нового по-
коления; интенсивность отклонения
обычно меняется на некой глубине
между точками измерений, в резуль-
тате образуется кривая с разными
радиусами кривизны.
Пока что нет официально при-
знанного способа решения этой
проблемы. Впрочем, одним из мето-
дов является применение «виртуаль-
ной» или «синтетической» инклино-
метрии для того, чтобы приблизить
результаты измерений к реальности.
Несмотря на то, что нет никаких до-
казательств того, что получаемые
результаты являются правильны-
ми, такой метод, по крайней мере,
дает более точные результаты, чем
современная методика простой ре-
гистрации данных инклинометрии.
Еще одним способом более точ-
ного определения траектории ствола
является применение динамической
или «непрерывной» инклинометрии.
Некоторые модели приборов MWD
способны проводить непрерывные
Таблица 1. Результаты условной инклинометрии, полученные от управляемого двигателя
Измеренная глубина, фут Длина участка, фут Угол наклона, град. Азимут, град. Фактическая вертикальная
глубина, фут
5000,0 90,00 0,00 4500,0
5093,0 93,0 90,00 0,00 4500,0
Таблица 2. Фактические результаты условной инклинометрии
Измеренная
глубина,
фут
Длина
участка,
фут
Угол
наклона,
град.
Азимут,
град.
Фактическая
вертикальная
глубина, фут
Север-юг,
фут
Восток-
запад,
фут
Верти-
кальный
участок, фут
Интенсивность
искривления,
°/100 фут
5000,0 90,00 00,00 4500,0 0,0 0,0 0,0 0,00
5010,0 10,0 90,83* 00,00 4499,9 10,0 0,0 10,0 8,30
5093,0 83,0 90,00** 00,00 4499,3 93,0 0,0 93,0 1,00
* Смещение 10 фут – для «поддержания» угла наклона
** Снижение интенсивности 1 /100 фут
Рис. 1. Графическая иллюстрация ошиб-
ки, присущей методу «минимальной
кривизны»
гатель и получены данные инклино-
метрических измерений (табл. 1). В
этом случае естественно предполо-
жить, что фактическая вертикаль-
ная глубина скважины не измени-
лась. Однако если двигатель КНБК
снижал угол с темпом 1 /100 фут
(1 фут = 0,3048 м), и для компенса-
ции этого проводилось смещение
в 15 фут на свечу, то реальное по-
ложение дел выглядело бы так, как
это показано в табл. 2. Ошибка со-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

2. 15№5 • май 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т Е Х Н О Л О Г И И
: УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
измерения в процессе бурения. По-
скольку информация обычно посту-
пает от датчика с одной осью, данный
способ считается непригодным в ка-
честве полноценной инклинометрии,
однако бурильщики его часто исполь-
зуют для определения направления
при возобновлении бурения. Тем
не менее, такая информация может
применяться для определения траек-
тории скважины и привязки к офици-
альным результатам измерений.
Для наглядности мы рассмотрим
простой участок набора кривизны
ствола. Между тем, аналогичные
ошибки возникают в значениях от-
клонения относительно сторон света
при изменении азимута скважины
и/или когда траектория скважины
предусматривает одновременное из-
менение и угла наклона и азимута.
Если с помощью такой «виртуаль-
ной» инклинометрии перед началом
бурения математически просчитать
ствол скважины, можно точнее опи-
сать ее траекторию для оценки из-
вилистости ствола. Аналогично, с
помощью традиционных моделей
крутящего момента и трения можно
построить более точное изображение
ствола для расчета нагрузок на сква-
жинное оборудование и определения
вариантов методики бурения.
ВЛИЯНИЕ
КРИВОГО ПЕРЕВОДНИКА
При бурении с помощью управ-
ляемого двигателя КНБК ось прибо-
ра MWD не совпадает с осью ствола
скважины из-за влияния кривого пе-
реводника, который обычно слегка
смещает бурильную колонну.
Это явление распознается при не-
больших углах смещения и учитыва-
ется путем проведения «группового
замера» – серии из четырех инкли-
нометрических замеров, взятых на
одной и той же глубине, но с буриль-
ной колонной, повернутой вокруг
своей оси примерно на 90 . Путем
векторного сложения результатов
четырех замеров рассчитывается
смещение для любой конкретной
ориентации прибора. Зная ориента-
цию прибора при проведении изме-
рений, в полученные данные вносит-
ся соответствующая поправка.
Например, на рис. 2 графически
представлены результаты четырех
инклинометрических замеров, при-
веденных в табл. 3. Векторное сло-
жение этих координат разбивается
(от А до Е) на четыре части.
Математически это может быть
выражено следующим образом:
X1
= Угол наклона 1
sin Азимут 1 (замер 1);
Y1
= Угол наклона 1
cos Азимут 1 (замер 1);
X2
= Угол наклона 2
sin Азимут 2 (замер 2);
Y2
= Угол наклона 2
cos Азимут 2 (замер 2);
X3
= Угол наклона 3
sin Азимут 3 (замер 3);
Y3
= Угол наклона 3
cos Азимут 3 (замер 3);
X4
= Угол наклона 4
sin Азимут 4 (замер 4);
Y4
= Угол наклона 4
cos Азимут 4 (замер 4);
X = (X1
+ X2
+ X3
+ X4
)/4;
Y = (Y1
+ Y2
+ Y3
+ Y4
)/4.
Полученные значения позволяют
определить итоговые результаты:
Итоговый угол наклона:
(1)
Итоговый азимут:
arctan (Х/Y). (2)
Если Y 0, к полученному значе-
нию итогового азимута необходимо
прибавить 180 . Если значения X и
Y равны нулю, то скважина верти-
кальна.
Фактические значения углов по-
ворота прибора не включены в окон-
чательный расчет, но их нужно ре-
гистрировать для гарантии того, что
углы поворота прибора в простран-
стве достаточны для получения содер-
жательного диапазона зарегистриро-
ванных результатов измерений.
В примере табл. 3 окончательные
скорректированные результаты ин-
клинометрии выглядят так: угол на-
клона 56,08 , азимут 124,76 . Разница
между расчетным значением и зна-
чением, замеренным при произволь-
ной ориентации прибора, очевидна.
Проводя групповой замер для каж-
дого угла наклона в 10 , в результаты
измерений вносится величина сме-
щения с тем, чтобы учесть несовпа-
дение оси скважины и отклоненного
корпуса управляемого двигателя.
Некоторые компании-операторы
предпочитают «прогибную коррек-
цию» инклинометрических измере-
ний для учета перекоса оси прибора
MWD в результате размещения ста-
билизаторов (рис. 3). Такая коррек-
ция не учитывает влияние углового
положения приборов, поэтому лишь
частично корректирует результаты
измерения угла наклона.
УДЛИНЕНИЕ КОЛОННЫ
ПОД ДЕЙСТВИЕМ
СОБСТВЕННОГО ВЕСА
Колонна бурильных труб удли-
няется под действием собственного
веса. При условии равенства модуля
упругости и непревышения предела
упругости марка бурильных труб не
влияет на деформацию (удлинение)
при данном напряжении (приложен-
ной нагрузке). Выталкивающая сила
не влияет на модуль упругости, хотя
явновлияетнанапряжение(нагрузку)
в колонне труб, находящейся выше в
стволе скважины. Вместе с тем, вы-
талкивающую силу относительно
веса колонны в воздухе можно рас-
сматривать как поршневой эффект,
действующий на колонну труб.
Чтобы определить суммарное из-
менение длины колонны, необходи-
мо вычислить удлинение отдельных
секций колонны и сложить получен-
ные значения. Удлинение каждой
секции вычисляется по формуле:
L = (Loriginal
Wave
)/( Acs
), (3)
где Loriginal
– первоначальная длина
секции, Wave
– средняя нагрузка на
любую данную свечу (равная по-
Таблица 3. Пример группового инклинометрического замера
Замер Глубина, фут Угол наклона, град. Азимут, град. Ориентация прибора, град.
1 10000 56,5 123,0 78
2 10000 56,4 124,6 167
3 10000 55,8 126,1 248
4 10000 55,7 125,3 340
(X2
+Y2
).
Рис. 2. Графическое представление груп-
пового замера
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

3. 16
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т Е Х Н О Л О Г И И№5 май • 2009
: УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
ловине общего веса колонны), –
модуль упругости, а Acs
– площадь
поперечного сечения трубы.
Последняя величина определяет-
ся по формуле:
Acs
= (D2
– d2
) 0,7854. (4)
Например, при длине бурильной
колонны 5000 фут из труб номиналь-
ной массой 19,5 фунт/фут (1 фунт =
0,453 кг) общий вес колонны равен:
5000 19,5 = 97 500 фунт.
Средняя нагрузка равна полови-
не этого значения или 48 750 фунт, а
площадь поперечного сечения тру-
бы составляет 5,58 дюйм2
. Прини-
мая модуль упругости стали равным
30 млн фунт/дюйм2
, суммарное из-
менение длины колонны равно:
(5000 48 750)/(30 000 000 5,58)
= 1,45 фут
Если в состав бурильной колонны
тойжедлинывключить500футтяже-
лых бурильных труб (50 фунт/фут)
и 100 фут 8-дюймовых утяжеленных
бурильных труб (150 фунт/фут),
общий вес колонны составит
137 500 фунт, средняя нагрузка
68 750 фунт, а новое значение изме-
нения длины будет равно 2,05 фут.
Необходимо учесть поршневой
эффект. Перепад давлений действу-
ет на площади поперечного сечения,
вызывая укорочение или удлинение
секции согласно уравнению:
L = (Lsection
Fdiff
)/( Acs
), (5)
где Fdiff
– разница сил, определяемая
как разность между произведением
гидростатического давления на вну-
тренней поверхности колонны на
площадь внутренней поверхности
и произведением гидростатического
давления на наружной поверхности
колонны на площадь наружной по-
верхности, или:
Fdiff
= (Ainternal
Pinternal
) –
(Aexternal
Pexternal
) (6)
ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ
Поскольку температура в стволе
скважины всегда выше температу-
ры наружного воздуха, бурильная
колонна будет испытывать тепловое
расширение.
Согласно законам физики, из-
менение длины стальной колонны
равно произведению первоначаль-
ной длины колонны на коэффици-
ент расширения и на изменение
температуры.
Значит, среднее удлинение ко-
лонны будет равно 0,86" на 100 фут
колонны на 100 F увеличения тем-
пературы.
Таким образом, общее удлинение
колонны (в футах) в связи с измене-
нием температуры равно:
L = (Loriginal
/100)
( T/100) 0,86, (7)
где изменение температуры T (в
градусах Фаренгейта) вычисляется
как разность между температурой
на глубине замера прибором MWD,
которую мы принимаем неизмен-
ной, поскольку прибор находится в
условиях циркуляции и температу-
рой наружного воздуха, равной тем-
пературе на палубе при измерении
длины колонны.
УДЛИНЕНИЕ КОЛОННЫ
С УЧЕТОМ НАТЯЖЕНИЯ
И ПОТЕРИ ВЕСА В ЖИДКОСТИ
Согласно формуле точки прихва-
та, принятой в нефтегазовой отрасли,
длина свободной части бурильной ко-
лонны выше точки прихвата равна:
Pfree
= L CFP
/Fpull
, (8)
где Fpull
– усилие натяжения колон-
ны, CFP
– коэффициент точки при-
хвата, определяемый как произведе-
ние площади поперечного сечения
колонны Acs
на 2500, а L – удлине-
ние колонны в дюймах.
В условиях бурения усилие на-
тяжения колонны может сравнять-
ся с весом колонны в заполненной
жидкостью скважине (умноженным
на косинус угла наклона наклонного
прямолинейного участка ствола).
Решение уравнения (8) для удли-
нения дает:
L = Pfree
CFP
/Fpull
. (9)
Следовательно, в условиях буре-
ния удлинение колонны равно:
L = LBHA
CFP
/WBHA, buoy
, (10)
где LBHA
– длина колонны от верхней
части КНБК до устья, а WBHA, buoy
– вес
колонны в заполненной жидкостью
скважине.
Разбивая ствол скважины на три
участка, получаем:
La
– длина колонны от устья до
точки начала набора кривизны;
Lb
– длина колонны на участке
набора кривизны, умноженная на
косинус угла наклона, разделенно-
го пополам;
Lc
– длина колонны в наклон-
ном прямолинейном участке, умно-
женная на косинус угла наклона.
Следовательно, величина по-
правки, которую необходимо ввести
в соответствии с глубиной инклино-
метрического замера, равна:
L = (La
+ Lb
+ Lc
) CFP
/WBHA, buoy
. (11)
Поскольку значение Acs
известно
как для обычных бурильных труб, так
и для тяжелых бурильных труб, в рас-
четах используются оба значения.
При используемых на практи-
ке методах и малой длине колонны
можно сделать допущение, что уд-
линение элементов колонны будет
очень незначительным. Следует от-
метить, что в вышеуказанных рас-
четах не учитываются силы трения
и нетипичные условия в скважине.
НЕСООСНОЕ ПОЛОЖЕНИЕ
КОЛОННЫ В СТВОЛЕ
СКВАЖИНЫ
При проведении инклинометри-
ческих замеров бурильная колонна
работает на растяжение и поэтому
на участке набора кривизны она
прижимается к верхней стенке ство-
ла, а на участке снижения кривизны
к нижней стенке ствола скважины.
На теоретически прямолинейном
наклонном участке колонна будет
либо натянута в стволе по диагонали,
либо плотно прилегать к забою сква-
жины в случае отсутствия участка
снижения кривизны (рис. 4).
Радиус кривизны ствола на
участке набора кривизны:
r = 180 /( build
), (12)
где build
– темп набора кривизны, а
длина дуги участка набора кривиз-
ны равна:
Larc
= 2 r Ǿ/360 , (13)
где Ǿ – разница между углами на-
клона ствола до и после участка на-
бора кривизны.
Длина дуги равняется длине участ-
ка между точками инклинометриче-
121
/4
"
Рис.3.Метод«прогибнойкоррекции»иногдаприменяетсядлячастичногоучетаперекоса
оси прибора в результате установки стабилизаторов
Прогиб 113
/4
" 121
/8
"
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

4. 17№5 • май 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т Е Х Н О Л О Г И И
: УПРАВЛЕНИЕ СКВАЖИНОЙ
ского замера. Определив разницу
углов наклона, вычисляем начальный
теоретический радиус кривизны. За-
тем, подставляя в уравнение (13) най-
денное значение за вычетом радиуса
ствола скважины, получаем поправку,
которую вносим в длину участка.
Например, при изменении угла
наклона от 0 до 0,98 в стволе скважи-
ны диаметром 17 1/2" данный метод
дает поправку 0,49 фут к длине дуги
на измеренной глубине 514,60 фут,
что означает скорректированную
длину дуги 515,09 фут. При экстра-
поляции поправка равна 0,95 фут на
1000 фут пройденного ствола. Ради-
ус кривизны равен 30 115 фут.
КОРРЕКТИРОВКА ГЛУБИНЫ
ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИНЫ
ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ ВЫБРОСА
Одним из самых трудных случаев
в наклонно-направленном бурении
является бурение скважины для глу-
шения другой скважины. В последние
годы автор статьи лично принимал
участие в двух успешных операциях
бурения таких скважин, и в обоих
случаях предусматривалось исполь-
зование магнитных приборов.
Однако если бы в этих скважинах
одновременно с применением таких
приборов использовались вышеука-
занные поправки, то вполне вероят-
но, что был бы получен выигрыш во
времени и экономия затрат.
При спуске магнитных приборов
на канате возникает еще ряд про-
блем. Хорошо известно, что в конце
спуска каротажных приборов реги-
стрируются как «глубина каротаж-
ника», так и «глубина бурильщика».
При использовании магнитных при-
боров показания глубин становятся
еще более запутанными.
Чуть более двух лет назад в Индо-
незии при спуске каротажного при-
бора на канате в одной из скважин
общей глубиной 13 900 фут примене-
ние вышеуказанных расчетов и вве-
дение поправок на несоосное поло-
жение в стволе скважины позволили
уменьшить расхождение в глубинах
каротажника и бурильщика с 36 до
3 фут. Введение поправок обеспе-
чило уменьшение ошибки с 0,26 до
0,02 % от общей глубины скважины.
Одной из нерешенных проблем
корректировки глубин на канате
является введение поправки на рас-
тяжение каната, поскольку данные
замеров получить не совсем просто.
Анализируя данные по «скважине-
мишени» с точки зрения инклино-
метрии, элементов КНБК, каротаж-
ных диаграмм (термометрия и т.д.),
можно получить более точную ин-
формацию относительно координат
ствола, в которых должна произой-
ти встреча стволов. Затем, прежде
чем применять дорогие магнитные
приборы, использую ту же логи-
ку и методы анализа в отношении
скважины для глушения выброса
(ее ствол можно провести ближе к
стволу «скважины-мишени»).
В отношении фактического по-
ложения ствола любой скважины
всегда возникает ряд ошибок, од-
нако, вводя рассмотренные выше
поправки, это положение можно
определить точнее в целях бурения
скважины для глушения выброса.
Применение математических мо-
делей никогда не заменит исполь-
зование приборов. Однако приме-
нение таких моделей в сочетании со
здравым смыслом и оценкой может
дать большой выигрыш во времени
с целью успешного проведения опе-
рации встречи стволов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Несмотря на то, что каждая из
рассмотренных в статье поправок,
взятая отдельно, кажется неболь-
шой, их суммарный эффект может
быть весьма значительным (рис. 5).
Сервисные компании тратят не-
мало времени, усилий и финансовых
средств на повышение точности и
снижение погрешности своих при-
боров MWD, однако современные
методы измерений могут быть свя-
заны с грубыми ошибками, из-за
которых возможности приборов
остаются невостребованными.
На сегодняшний день я не знаю
ни одной компании или серийно вы-
пускаемого прибора, которые могут
справиться с такими ошибками, но
рекомендую обязательно учитывать
эти ошибки при бурении в районах
с небольшими четко обозначенны-
ми целями.
Вкачестведоказательствамоейре-
комендации я предлагаю компаниям-
операторам пересчитать задним чис-
лом результаты инклинометрических
замеров в тех районах, в которых гео-
логические условия стали сюрпризом.
Единственным параметром, который
нельзя определить после завершения
бурения, является влияние кривого
переводника, поскольку его необхо-
димо учитывать «в реальном време-
ни» в процессе бурения скважины.
Вполне возможно, что не пласт, в кон-
це концов, сместил ствол скважины, а
ошибки метода инклинометрии.
Примечание: Читатели, интересую-
щиеся дополнительной информацией, мо-
гут связаться с Технической секцией по
управлению положением ствола скважины
Общества инженеров-нефтяников США по
адресу: technicalsections@spe.org.
Перевел С. Сорокин
Chris Henderson (К. Хендерсон) работает коор-
динатором наклонно-направленного бурения
компании Weatherford Drilling Services в Пеки-
не. Имеет более чем 39-летний опыт работы в
отрасли, 26 лет непосредственно участвовал в
наклонно-направленном бурении, работал опе-
ратором в Royal Dutch Shell и различных сер-
висных компаниях. Имеет сертификаты буре-
ния Shell Round One и Shell Round Two, степень
бакалавра по механике получил в Университете
Салфорд в Англии. С г-ном Хендерсоном мож-
но связаться по адресу: christopher.henderson@
ap.weatherford.com.
Рис. 4. На наклонном прямолинейном
участке ствола бурильная колонна
натянута по диагонали между участком
набора кривизны и участком снижения
кривизны
Натяжение колонны на устье
На участке набора кривизны
колонна прижимается
к верхней стенке ствола
На участке снижения
кривизны колонна
прижимается к нижней
стенке ствола
Натяжение колонны
под действием веса
КНБК
Эллипс погрешности
Фактическая кривизна ствола
Влияние кривого переводника
Удлинение колонны под действием собств. веса
Тепловое удлинение колонны
Удлинение колонны с учетом
Несоосное положение
Рис.5.Совокупностьвозможных
ошибок инклинометрии
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»