Геолого-технологические методи лікування й апаратура контролю та управління процесом проводки горизонтальних свердловин

Геолого-технологические методи лікування й апаратура для контролю та управління процесом проводки горизонтальних свердловин і бічних стволов.

Лугуманов Авт., Муравйов П.П.

Введение

Для якісної, безаварійної проводки свердловин не на нафту та газу у непростих гірничо-геологічних умовах вкрай важлива оперативна геологічна і технологічна інформація, отримувана у процесі буріння, особливо в бурінні горизонтальних свердловин і бічних стволов.

Геолого-геохимическая і технологічна інформація, отримана у процесі буріння, дозволяє проводити литолого-стратиграфическое розчленовування розтину, прогнозувати глибину залягання покрівлі продуктивного пласта, проводити вибір оптимальної траєкторії розтину пласта, оперативно коригувати траєкторію стовбура горизонтальній свердловини коли долота межі пласта-коллектора, здійснювати безаварійну проводку свердловини при мінімальних затратах.

Важность такий інформації обумовлюється і те, що режим первинного розтину продуктивного пласта у процесі буріння свердловини надає великий вплив на ступінь ефективність його роботи наступного освоєння і експлуатації. Перевага методів, заснованих на виключно дослідженні геологічної і технологічного інформації у процесі буріння, перед традиційними геофізичними методами залежить від тому, що мінімальний розрив розтином пласта і дослідженням дозволяє звести до мінімуму вплив несприятливих чинників, як-от проникнення фільтрату в пласт, кольматация та інших. Оптимальний режим розтину має забезпечити збереження природних коллекторских властивостей пласта в прискважинной зоні, забезпечуючи максимальну продуктивність свердловини на стадії практики і эксплуатции. Успішне вирішення з завдань можливе лише за наявності найбільш повною і достовірною інформації про геологічному розрізі і режимних параметрах бурения.

Для цього на ВАТ НПФ «Геофізика» розроблено й випускаються серійно кілька інформаційно-вимірювальних систем контролю та управління процесом будівництва нафтових та газових скважин:

станция контролю технологічних параметрів буріння «Леуза-2»;

станция геолого-геохимических досліджень, у процесі буріння «Геогаз-1»;

станция геолого-технологических досліджень, у процесі буріння «Геотест-5».

Наличие такого досить широкого набору контрольно-вимірювальних станцій забезпечує повний контроль, оперативний аналіз політики та прийняття найоптимальнішої технології проводки як розвідувальних, і експлуатаційних свердловин у різних гірничо-геологічних условиях.

Основные інформацію про станциях

Станция контролю процесу буріння «Леуза-2» варта безперервного контролю та реєстрації основних технологічних параметрів буріння. Станція складається з комплекту датчиків технологічних параметрів, табло бурильника й робочого місця інженера-технолога чи бурового майстра (рис. 1).

.

Рис. 1. Станція контролю процесу буріння «Леуза-2 «.

а) датчики технологічних параметрів буріння; б) табло бурильника;

в) робоче місце мастера.

В серійному варіанті станції «Леуза-2» реєструються такі первинні параметры:

вес колони на гаку;

крутящий момент на роторе;

давление промывочной рідини (ПШ) на вході нагнетательной лінії;

плотность ПШ у приймальній ємності;

уровень ПШ у приймальній ємності;

индикатор потоку ПШ не вдома;

расход ПШ на вході;

датчик глибини.

При необхідності станція «Леуза-2» може комплектуватися додатковим набором датчиків, такі як електропровідність ПШ на вході і виході; температура ПШ на вході і виході; момент на ключі; сумарне газосодержание та інших., всього до 32 параметров.

Информация з первинних датчиків надходить на табло бурильника і візуалізується на цифрових і лінійних індикаторах в наочному для бурильника вигляді. Після цього всю інформацію після оцифровки і первинної обробки надходить на комп’ютер на робоче місце мастера.

Программное забезпечення (ПО) і двох частин: ПО реєстрації технологічних даних та ВО перегляду і методи обробки збережених данных.

ПО реєстрації технологічних даних призначено для збору, збереження і обробки інформації, котра надходить з датчиків, розташованих на бурової, і дозволяє у реальному масштабі часу вирішити такі задачи:

прием і оперативну обробку інформації від датчиків технологічних параметрів буріння, розташованих на бурової;

расчет вторинних параметрів;

визуализацию інформації через монітор як діаграм й у табличном вигляді;

формирование бази даних реального часу у масштабах часу, глибини і «виправленої» глибини з подальшим збереженням всієї необхідної інформації на жорсткому диску;

расчет і рекомендація найоптимальніших навантажень;

выдачу оперативної інформації на печатку.

ПО перегляду і методи обробки збережених даних призначено на подальше перегляду, аналізу та інтерпретації зареєстрованих даних, записаних попередньо до бази даних реального часу. Зручна система пошуку файлів дозволяє швидко знайти будь-яку важливу інформацію по конкретної свердловині будь-яку інтервал часу й глибини. По регистрируемым матеріалам в автоматичному режимі складаються добові рапорту, і навіть рапорту у конкретній інтервалу, по долблению, у всій свердловині. Розраховуються і видаються техніко-економічні показники бурения.

Вся отримувана інформація передається системою супутниковому зв’язку безпосередньо з бурової в технологічні відділи управління бурових робіт виробничого об'єднання і центр обробки інформації, що дозволяє фахівцям технологічної служби оперативно приймати рішення з управлінню процесом проводки свердловини у разі виникнення предаварийных і позаштатних ситуаций.

Станция геолого-геохимических досліджень «Геогаз-1» варта дослідження геологічного розтину разбуриваемого пласта шляхом аналізу кількості і складу газу промывочной рідини, евакуйованої із прихопленої свердловини, детального дослідження шламу з усього стовбуру свердловини, а під час розтину потенційно продуктивних інтервалів — дослідження кернового материала.

Станция розміщається в вагон-прицепе і складається з блоку газового каротажа, блоку глибин, індикатора витрати ПШ не вдома, комплекту геологічних приладів та приладів на дослідження фізико-хімічних і реологічних характеристик промывочной рідини (рис.2).

.

Рис. 2. Станція геолого-геохимических досліджень «Геогаз-1 «.

а) вагон-прицеп; б) блок газового аналізу; в) геологічні приборы.

Блок газового каротажа включает:

желобный дегазатор з газо-повітряної лінією;

осушитель газу та вакуум-насос;

анализатор сумарного газосодержания;

газовый хроматограф;

блок поєднання з комп’ютером з комп’ютером з належним програмним забезпеченням.

Блок газового каротажа функціонує так. Желобный дегазатор, розміщений серед бурового розчину, дегазирует частину акцій цього розчину. Вирізняється у своїй газ по газо-повітряної лінії транспортується з допомогою вакуум-насоса від дегазатора до хроматографа і аналізатора сумарного газосодержания.

Комплект геологічних приладів включає до свого складу прилади визначення карбонатности, щільності і пористости шламу і керна, газонасыщенности шламу і ПШ, люмінесцентного аналізу, мікроскоп, ваги та інших. Уся геолого-геохимическая інформація через пристрій поєднання вступає у комп’ютер та обробляється і аналізується з допомогою спеціального пакета программ.

Станция геолого-технологических досліджень (ГТИ) «Геотест-5» є комплекс апаратно програмних засобів для автоматизованого збору, обробки і інтерпретації геологічної і технологічного інформації, який би безаварійний і оптимальний режим проводки свердловин і високі геологічну ефективність пошуково-розвідувального і наклонно-направленного бурения.

В станції «Геотест-5» об'єднують у єдиний комплекс технологічний модуль, з розширеним набором датчиків, входить до складу станції «Леуза-2», і навіть геологічний модуль і «Блок газового каротажа, що входять до склад станції «Геогаз-1». Функціональна схема станції приведено на рис. 3.

.

Рис. 3. Функціональна схема станції ГТИ «Геотест-5 «.

Станция розміщається в спеціалізованому благоустроенном вагон-прицепе чи контейнері на шасі КАМАЗи, розділеному втричі відсіку: апаратурний, геологічний і побутової. У аппаратурном відсіку розміщені два комп’ютера, одна з яких призначений для реєстрації даних із бурової і у реальному масштабі часу, а другий комп’ютер служить в обробці і інтерпретації даних ГТИ в автономному режимі. У цьому відсіку перебувають блок газового каротажа (рис. 4).

.

Рис. 4. Станція геолого-технологических досліджень «Геотест-5 «.

а) станція — вагон-прицеп; б) станція на шасі КАМАЗи; в) побутової відсік; р) апаратурний відсік; буд) геологічний блок.

В геологічному відсіку, суміщеним з передпокої встановлено витяжний шафу і стіл, де розміщено геологічні прилади на дослідження шламу і керна. У цьому вся відсіку є шафу для робочого одягу і раковина з умывальником.

Бытовой відсік обладнаний повним комплектом побутового устаткування й засобами життєзабезпечення, що забезпечують комфортне проживання й роботу двох операторов.

Технология проведення ГТИ в горизонтальних скважинах Технология проведення ГТИ в горизонтальних свердловинах має свої особливості у зв’язку з зміною комплексу розв’язуваних задач.

Основными завданнями у процесі проводки горизонтальних свердловин являются:

Выделение у межах бурящейся свердловини пластов-реперов й визначення моменту розтину покрівлі колектора.

Оперативная коригування траєкторії стовбура свердловини при проходці горизонтального ділянки.

Предупреждение і раннє діагностування аварій та ускладнень у процесі буріння.

Выделение опорних пластів і реперів у процесі буріння вертикального ділянки стовбура свердловини необхідне правильної орієнтування у межах з прийняття своєчасного рішення початок кривления стовбура свердловини. Аби вирішити даної завдання у процесі буріння вертикального ділянки періодично (через 1 — 2 м) відбираються проби шламу, проводиться аналіз шламу і керна з допомогою методів обов’язкового комплексу (дослідження шламу і керна під мікроскопом, визначення мінерального складу порід, люминесцентно-битуминологический аналіз, визначення щільності і пористости порід). За результатами аналізу шламу і керна будується фактичний литологический розріз бурящейся свердловини, по даним механічного каротажа уточнюються кордону зміни пластів різного литологического складу, проводиться порівняння фактичного розтину з прогнозним по геолого-техническому поряд (ГТН) та їх невідповідність приймаються оперативні рішення з коригуванні технології проводки свердловини і на початку кривления стовбура свердловини. Виконання цього етапу досліджень необхідно, бо дуже часто прогнозовані глибини залягання пластів, вказаних у ГТН на свердловину, не збігаються з фактичними, і невчасне ухвалення рішення про початку кривления можуть призвести до неможливості проводки горизонтального ділянки свердловини по пласту-коллектору.

Приоритетной завданням для дослідження свердловини на горизонтальному ділянці є оперативна коригування траєкторії стовбура свердловини. Аби вирішити даної завдання проводиться наступний комплекс досліджень: добір і докладний аналіз проб шламу і зразків керна, вивчення газонасыщенности промывочной рідини і шламу, роздільний аналіз складу витягнутого газу, механічний і виброакустический каротаж, расходометрия, вимір щільності, температури і питомої електричного опору промывочной рідини. Відхилення траєкторії стовбура свердловини від проектної і вхід в покришку колектора чи його підошву обов’язково призводить до зміни механічної швидкості буріння, зміні литологического складу порід і зменшенню газонасыщенности промывочной рідини, а перехід водонефтяного контакту (ВНК) — зміну складу вуглеводневих і неуглеводородных газів у промывочной рідини і пробах бурового шлама.

Пример проводки горизонтальній свердловини на Татышлинской площі (Республіка Башкортостан) з допомогою станції ГТИ показаний на рис. 5. Під час проведення геолого-технологических досліджень проводилися: газовий каротаж з використанням высокочувствительного газового хроматографа, механічний каротаж, расходометрия, виміру щільності, температури і питомої електричного опору промывочной рідини, вимірювань тиску промывочной рідини на вході у свердловину та значимості бурильной колони на гаку, відбір (через 1 м) як дослідження проб щлама і зразків керна, періодичні виміру в’язкості і водоотдачи промывочной рідини. Для аналізу шламу і керна використовувався стандартний комплект приладів та устаткування, входить до складу станції «Геотест-5», а виділення реперів в монотонної карбонатної товщі визейского ярусу і вивчення особливостей гірських порід пласта-коллектора на горизонтальному ділянці проводили дослідження шламу і керна на спектрометрі електронного парамагнитного резонансу (ЭПР-спектрометрия).

.

Рис. 5. Проведення геолого-технологических досліджень, у процесі буріння горизонтальній свердловини на Татышлинской площі (Республіка Башкортостан).

Определение моменту розтину покрівлі терригенной товщі бобриковского горизонту чітко фіксувалося різким збільшенням механічної швидкості буріння (V), зростанням сумарного змісту вуглеводневих газів у промывочной рідини (Гс) й зміни литологического складу порід. У цьому виявилося невідповідність прогнозних (по ГТН) і фактичних оцінок. Фактична позначка покрівлі бобриковского горизонту виявилася на 30 м, а позначка покрівлі тульського горизонту на 25 м перевищують прогнозовані. З урахуванням даного обставини була проведена коригування траєкторії з єдиною метою вибору оптимального кута нахилу при розтині пласта-коллектора. Розтин покришки продуктивного пласта, що був глинистыми вапняками, характеризувалося зменшенням V і Гс, появою в пробах шламу глинистого вапняку, тобто. зміною литотипа порід. Визначення моменту розтину продуктивного пласта проводилося за результатами газового каротажа, механічного каротажа, расходометрии і даним аналізу бурового шламу.

При розтині покрівлі продуктивного інтервалу навколо оцінки 1500 м найхарактернішими ознаками були: збільшення механічної швидкості проходки V і спільного газосодержания Гс промывочной рідини, зменшення щільності порід по шламу і підвищення пористости порід (Кп) з п’ятьма % до 18 — 20%, зменшення глинистости вапняків, зростання інтенсивності люмінесценції бурового шламу та змісту битумоидов в зразках порід. При досягненні забою 1580 м різко зменшилися V і Гс, змінився склад вуглеводневих газів, пористість порід зменшилася до 10%, що свідчило про відхиленні траєкторії свердловини і розтині порід покришки пласта. Була видана рекомендація зміну траєкторії і по позначки 1720 м проводка горизонтального ділянки проходила без ускладнень по заданої траєкторії. При забої 1720 — 1725 м зменшилася V, дещо знизились газопоказания і змінився склад газу. Різко знизилася інтенсивність люмінесценції порід, незначно зменшилися щільність і удільне електричне опір промывочной рідини виході з свердловини. Відзначені ознаки характерні при розтині водоносного горизонту, тобто. вочевидь був момент переходу водонефтяного контакту, про який поінформована бурова бригада.

В процесі проведення ГТИ на свердловині неодноразово видавалися попередження виході значення параметрів режиму буріння, а промивання за задані регламентом значення, про поглинання промывочной рідини і др.

Таким чином, нині є досить широке набір технічних засобів ГТИ з методичним і програмним забезпеченням щодо широкого спектра робіт і досліджень похилих і горизонтальних свердловин у процесі буріння. Досвід застосування аппаратурно-программных коштів ГТИ у Росії, зокрема, в Республіці Башкортостан, при проведенні горизонтальних свердловин, показує ефективність геолого-технологических досліджень як вирішення геологічних завдань, особливо в комплексировании його з геофізичними і гідродинамічними дослідженнями, так якісної безаварійної проводки свердловини за мінімальними матеріальними і фінансовими затратами.

Список литературы

Для підготовки даної роботи було використані матеріали із російського сайту internet.