Quels sont les paramètres de base d’un puits directionnel ? Les trois primairesforage dirigéLes paramètres sont la profondeur mesurée, l'angle d'inclinaison et l'azimut. Les paramètres dérivés incluent la profondeur verticale réelle (TVD), le déplacement horizontal et l'azimut de fermeture. Comprendre ces principes fondamentaux est essentiel pourpositionnement du puits de forageet en réduisanttemps non-productif (NPT).
-Référence prête à l'emploi pour les foreurs directionnels, les ingénieurs MWD et les superviseurs d'installations de forage
PrécisMesure pendant le forage (MWD) les données sont l'épine dorsale de la modernitéétude de puits de forage. Pour faciliter la-prise de décision sur site-, nous avons compilé ce guide pratique couvrant tout, decontrôle de l'azimutàgravité du dogleg (DLS)calculs.
1. Paramètres de base pour l'analyse de la trajectoire des puits
Chaqueforeur directionnel s'appuie sur deux niveaux de données pourconception de chemin de puits:
- Paramètres primaires de l'enquête: Profondeur mesurée (MD), angle d'inclinaison et azimut.
- Paramètres de planification dérivés: Profondeur verticale réelle (TVD), déplacement horizontal, distance de fermeture, translation apparente et coordonnées nord/est. Ceux-ci sont vitaux pouratterrissage sur cibledanspuits horizontauxetforage à portée étendue (ERD)des projets.
2. Azimut de fermeture dans la planification des puits
Dansconception de puits directionnels, l'azimut de fermeture est défini comme l'angle dans le sens des aiguilles d'une montre entre la ligne de référence du nord géographique et la ligne reliant l'emplacement de la surface et la projection du fond du trou. Il sert de contrôle de qualité clé pourpositionnement du puits de forageprécision lors des opérations de forage.
3. Translation apparente vs déplacement horizontal
Souvent visualisé danstraçage de coupe verticale, la translation apparente est la projection du déplacement horizontal sur la ligne d'azimut conçue. Contrairement au déplacement horizontal brut, la translation apparente peut être positive ou négative. Un écart minime entre ces deux valeurs indique uncontrôle de l'azimut, ce qui est essentiel pour naviguer dans despuits-à angle élevéprofils.
4. Importance pratique de la gravité du dogleg (DLS)
Gravité du dogleg (DLS)-indiqué commeKet calculé commeK = / ΔL-quantifie la rapidité avec laquelle letrajectoire du puits de foragechange de direction.
Remarque : un DLS élevé ne signifie pas nécessairement un changement radical d’inclinaison ; cela indique un changement de direction important et uncintrage de puits de forage.
La surveillance du DLS n'est pas-négociable car elle a un impact directcouple et traînée, compliqueboîtier en marche, et affecte globalementintégrité du puits de forage.
5. Dépannage des anomalies soudaines d'azimut dans MWD
Dans un récentpuits-à angle élevé opération, un changement soudainLectures d'azimut MWD s'est produit à 5 000 m MD après avoir atteint une inclinaison de 70 degrés. La cause profonde étaitinterférence magnétique, généralement lié à :
- Magnétisation decolliers de forage non-magnétiques (NMDC)
- Longueur NMDC insuffisante ne parvenant pas à protégerOutils MWD du magnétisme BHA
- Forage à travers des-formations riches en fer
- Mauvaise centralisation du sous porte-instruments
- Une inclinaison élevée combinée à un azimut nord-sud, amplifiantperturbation géomagnétique
- Une identification rapide de ces problèmes évite des coûtserreurs d'enquêteet inutiledétournements.
6. Correction d'azimut magnétique pour la précision du levé
Données d'azimut deoutils de levé magnétiquesont référencés au nord magnétique. Étant donné que le champ magnétique terrestre se déplace selon le lieu et le temps, une correction vers le nord vrai est obligatoire pourpositionnement du puits de forageconformité. Utilisez la formule standard-du secteur :
Azimut vrai=Azimut magnétique + Déclinaison magnétique locale
Cette correction est essentielle pour maintenir la précision dansmulti-puitsévolutions.
7. Angle de face de l'outil : définitions pour une direction de précision
Angle de face de l'outil définit l'orientation d'unoutil de déviation (par exemple, sous-marin courbé, système orientable rotatif) au fond du trou-un composant essentiel dedirection directionnelle. Deux systèmes de référence sont utilisés :
- Angle de face de l'outil côté élevé-: Dans le sens horaire depuis le côté haut du trou de forage jusqu'à l'intersection du plan de l'outil et du plan du fond du trou.
- Angle de face de l'outil magnétique: Dans le sens des aiguilles d’une montre depuis l’axe azimut actuel du forage jusqu’à la même ligne d’intersection.
Formule de conversion :
Face d'outil magnétique=Haute-Face d'outil latérale + Azimut de fond de trou
Optimisez vos opérations : Ce guide de référence rapide-aide à rationaliser la-prise de décision sur site-et à réduire les NPT liés auxlevé directionneletPerformances du BHA. Pour plusingénierie de forage des insights adaptés aux équipes terrain, suivez nos actualités. Pour des informations plus détaillées, n'hésitez pas à contacter l'équipe Vigor pour des informations plus détaillées sur le produit.
