Современные інтелектуальні інструменти задля забезпечення якісного буріння наклонно-направленных свердловин

Современные інтелектуальні інструменти для забезпечення якісного буріння наклонно-направленных скважин

Булгаков А.А., Лугуманов М. Г., Іванов В.Я., Салов Е. А (ВАТ НПФ «Геофизика»).

Исхаков І.А., Гибадуллин Н. З., Юмашев Р. Х., Іконніков И.И.(АНК «Башнафта») р. Уфа В останні роки у Росії вже створені і впроваджуються у виробництво інтелектуальні інструменти, щоб забезпечити контроль і документування всього циклу будівництва свердловини як реального часу, а головне, дозволяють управляти процесом буріння з урахуванням надійних і точних характеристик технологічних параметрів бурения.

АНК «Башнафта» внаслідок тісного співробітництва з науково-виробничої фірмою ВАТ НПФ «Геофізика» отримало своїх рук кілька таких інструментів, надають серйозне впливом геть технологію всіх бурових работ.

В 1998 р. на ВАТ НПФ «Геофізика» розроблено й пройшла відомчі випробування информационно-измерительная система (ИИС) контролю процесу буріння «Леуза-1», названа на честь сверхглубокой Леузинской свердловини, де проходила обкатку у свого создания.

В час розроблена нова модифікація — станція контролю процесу буріння «Леуза-2».

Станция «Леуза-2» варта безперервного контролю та реєстрації основних технологічних параметрів буріння. Станція включає комплект датчиків технологічних параметрів, табло бурильника і робоче місце інженера-технолога чи бурового майстра (рис. 1).

.

.

Рис. 1.

В серійному варіанті станції реєструються 8 первинних параметров:

— вагу колони на крюке;

— крутний момент на роторе;

— тиск промывочной рідини (ПШ) на манифольде (на входе);

— щільність ПШ у приймальній емкости;

— рівень ПШ у приймальній емкости;

— індикатор потоку ПШ на выходе;

— витрата ПШ на вході, вимірюваний електромагнітним методом;

— датчик глубины.

При необхідності станція «Леуза-2» може комплектуватися додатковим набором датчиків, контролюючих електропровідність розчину на вході і виході, температуру розчину 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 індикаторів в наочному для бурильника вигляді. Після цього всю інформацію після оцифровки і первинної обробки вступає у комп’ютер на робоче місце мастера.

Программное забезпечення (ПО) станції «Леуза-2» і двох частин: ПО реєстрації технологічних даних, і ПО 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 масштабу реального 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. По регистрируемым матеріалам в автоматичному режимі складаються добові рапорту, і навіть рапорту в кожному долблению і по свердловині. Розраховуються і видаються техніко-економічні показники бурения.

Сейчас станції «Леуза-2» надійно працюють у АНК «Башнафта», ВАТ «Татнефтегеофизика», ВАТ «Коминефтегеофизика» та низці інших регионов.

В АНК «Башнафта» станціями «Леуза-2» оснащені майже всі бурові установки — всього 45 комплектів. З кожної бурової інформація по спутниковому каналу зв’язку вступає у диспетчерський пункт УБР, кому надалі - до центру обробки інформації об'єднання. Провідні фахівці (геологи, технологи) виходячи з офісу, можуть у реальному масштабі часу контролювати й коригувати процес буріння на местах.

.

Рис. 2.

Одновременно зі створенням ИИС «Леуза-1» уфимские ученые-геофизики запропонували нафтовикам сучасну станцію геолого-технологических досліджень «Геотест-5».

Станция розміщається в спеціалізованому благоустроенном вагон-прицепе (рис. 2), який розділений втричі відсіку: апаратурний, геологічний і побутової (рис. 3).

.

.

Рис. 3.

В на відміну від своїх попередників ця станція нічого не поступається закордонним аналогам, окрім свого ціни, що майже значно нижче. Створена на сучасному виробництві дочірнього підприємства фірми ТОВ НПК «Нефтегеофизика» станція розміщається на шасі причепа чи автомобіля КаМАЗ; має систему життєзабезпечення європейського стандарту оснащена високоточної сучасної аналітичної апаратурою, датчиками технологічних параметрів, обчислювальної технікою і програмним забезпеченням, які представляють собою комплекс апаратнопрограмних засобів для автоматизованого збору, оброблення і інтерпретації інформації про вскрываемом розрізі, як реального часу, який би безаварійний і оптимальний режим проводки свердловин і високі геологічну ефективність пошуково-розвідувального бурения.

Для контролю основних параметрів процесу приготування тампонажного розчину і цементування свердловин створена 2001 р. і пройшла відомчі випробування станція контролю цементування свердловин «КС-цемент». Станція монтується на базі а/м УРАЛ, первинні перетворювачі - у технологічному лінії. Вимірюються: тиск у нагнетательной лінії, миттєвий витрата, щільність і температура закачиваемой рідини, рівень і той щільність рідини в осреднительной ємності, обсяг закачуваного тампонажного розчину та інших. з похибкою трохи більше 1,5%.

Промышленные зразки станції «КС-цемент» працюють на бурових підприємствах АНК «Башнафта», в тому однині і у районах Західної Сибіру. Інформація обробляється як реального часу й дозволяє технологам управляти якістю тампонажного розчину, запобігаючи небажані гидроразрывы пластів, недоподъемы розчину в затрубном просторі, виключати аварійні ситуации.

В останні роки у зарубіжній і вітчизняної практиці ведення бурових і промислових робіт отримують всі ширше поширення високоефективні мобільні установки з допомогою сталевої длинномерной безмуфтовой гнучкою труби (так звана колтюбинговая техніка), призначені щодо капітального ремонту й буріння нафтових, газових і газоконденсатних свердловин, в тому числі у умовах депресії, т. е. за негативної перепаде тиску в системі «скважина-пласт», без глушения.

Традиционная колтюбинговая установка є комплексом, змонтований на напівпричепі з тягачем, і включає: барабан з гнучкою трубою, механізм подачі труби (інжектор), котра спрямовує дугу («гусак»), кабіну оператора з панеллю управління і автономний силовий блок задля забезпечення енергією барабана, інжектора органів управління посади оператора.

КНБК має істотні розбіжності, зумовлені конструктивними особливостями колтюбинговой установки, яка виключає можливість обертання бурильной колони і використання традиционых УБТ. Ця обставина унеможливлює буріння свердловин роторным способом і вимагає застосування гідравлічних забійних двигателей.

ОАО НПФ «Геофізика», маючи 30-річний досвід розробки та виготовлення геофізичних приладів для досліджень бурящихся свердловин, привабили нафтової компанією «Башнафта» до створення технології колтюбингового буріння наклонно-направленных і горизонтальних скважин.

Так як основного обсягу бурових робіт планується виконувати на полегшених розчинах за умов депресії, АНК «Башнафта» закуплено спеціальна закрита циркуляційна система з керованої дроссельной заслінкою виході з свердловини (виробництво НВО «Буріння»), що дозволяє підтримувати необхідний перепад тиску у системі «свердловина — пласт».

Для успішного функціонування даної циркуляционной системи та безаварійної проводки свердловин дуже важливий оперативний контроль всіх основних параметрів циркулюючої промывочной рідини. Для цього фахівцями ВАТ НПФ «Геофізики» розроблено й виготовлений наземний аппаратурно-программный комплекс по оперативному контролю за параметрами ПШ у цій циркуляционной системі. Комплекс дозволяє контролювати 16 різних параметрів, таких как:

давление, щільність, витрата, електропровідність і температура ПШ на вході і виході з свердловини;

уровень і тиск ПШ у приймальнях і циркуляційних ємностях;

концентрация вуглеводневих газів у сепараторе чи смолоскипної лінії.

В склад комплексу входят:

комплект датчиків на 16 параметрів;

модуль поєднання з датчиками;

модуль управління виконавчими механізмами циркуляционной системи;

компьютер оператора по розчинів зі спеціалізованим ПО;

компьютер оператора з буріння.

Информация з комплекту датчиків через модуль поєднання вступає у комп’ютер оператора по розчинів. Програмне забезпечення працює у многооконном режимі дозволяє відобразити на екрані комп’ютера усю інформацію в цифровому чи графічному виде.

Данный комплекс дозволяє контролювати і оперативно коригувати той чи інший параметр, задаючи найоптимальніші режими розтину продуктивного пласта.

Для проводки бічних стовбурів з фонду старих свердловин у ВАТ НПФ «Геофізика «розроблений комплекс технічних засобів. До цього комплексу входить инклинометрическая малогабаритна телесистема з кабельним каналом зв’язку ОРБИ-3, що у процесі проводки свердловини дозволяє вимірювати азимут, зенітний куток і орієнтацію бурового інструмента. Наземна частина телесистеми компьютеризирована. У процесі буріння здійснюються виміру глибини по кабелю.

ОРБИ-3 працює що з кабельної лінією зв’язку КЛС-2М. Введення кабелю здійснюється через уплотнительное пристрій, через вертлюг.

Для здійснення точності проводки бічних стовбурів у фірмі випускаються серійно безперервні инклинометры ИММН-36 і ИММН-60. Ці прилади вимірюють азимут і зенітний кут у безперервному режимі у відкритому стовбурі, і навіть призначені для орієнтування отклонителя під час зупинки бурения.

Инклинометр ИММН-60 на вимогу замовника комплектується геофизическим модулем для виміру природною радіоактивності порід (ДК). Инклинометры мають широку географію застосування в Волго-Урале, Західного Сибіру (р. Урай, Стрежевой, Нафтоюганськ, Нижнєвартовськ) й у Калининграде.

Все випущені фірмою инклинометры метрологически забезпечені поверочными установками УПИ-1, УПИ-2, УПИ1М, які инженерно-производственным центром «Гео-Инком » .

По технічному завданням АНК «Башнафта» розроблено й перебуває в стадії виготовлення забойная телеметрическая система з кабельним каналом зв’язку «Надір» (рис 4). Колтюбинговая установка М40, закупаемая АНК «Башнафта» ось у групи компаній ФІД (Білорусь), дає можливість буріння свердловин глибиною до 2000 м. Гнучка труба має діаметр 60,3 мм. Діаметр забійного двигуна 95 мм, ориентатора 92 мм, максимальний кут відхилення від осі корпусу телесистеми 3'.

В ролі лінії зв’язку створюваної системи «Надір» використовується три жили семижильного броньованого кабелю діаметром 10,84 мм, вмонтованого всередині робочої трубы.

.

Рис. 4.

Телесистема розміщається в немагнитной трубі, як така використовується стандартна ЛБТ діаметром 90 мм.

Телесистема «Надір» варта виміру инклинометрических параметрів азимута і зенітного кута, становища корпусу телесистеми, природною гамма-активности порід і тиску промывочной рідини над гвинтовим двигуном, і навіть виміру осьової навантаження і затрубного тиску при бурінні з допомогою колтюбинговых труб.

В собі телесистема включає кілька модулей:

модуль инклинометрии типу ОРБИ, який є для виміру инклинометрических параметрів азимута і зенітного кута, і навіть становища корпусу телесистеми відносної апсидальной площині (з точністю до півтора кутових градусів);

модуль гамма-каротажа і манометра внутрішнього тиску (ГКМ) для виміру природною гамма-активности порід і тиску промывочной рідини перед забійним двигуном;

модуль осьової навантаження і затрубного тиску (МОН), який вимірює осьову навантаження і зовнішнє тиск;

телескопический наконечник;

наземный обробний комплекс, що забезпечує харчування телесистеми, прийом даних зі свердловинного приладу, обробку, візуалізацію інформації та реєстрацію даних.

Наружные діаметри в усіх скважинных приладів становлять 36 мм, загальна довжина — 5,5 м, що дозволяє розмістити в однієї ЛБТ. У цьому мінімальний зазор набік становить 17,5 мм, що забезпечує мінімальне гидродинамическое опір для промывочной жидкости.

Разность вимірюваних внутрішнього і зовнішнього тисків, що становить 2,5 — 4,1 МПа, є перепад тиску забійній двигуні і долоті, по якому можна будувати висновки про процесі бурения.

Канал гамма-каротажа (неколлимированного виконання) служить для кореляції пройдених при бурінні пластів і результатів геофізичних досліджень. За необхідності телеметрическая система то, можливо доповнена іншими геофізичними модулями.

Кроме того, вимірювальні модулі з'єднані між собою з допомогою гнучких центраторов, які є гасителями радіальних і осьових нагрузок.

Измеряемые параметри передаються у процесі буріння безупинно, крім азимута і зенітного кута, які вимірюються під час зупинки процесу бурения.

Скважинная вимірювальна техніка виконано з допомогою кращих вітчизняних і імпортних компонентів, стійких до вібраціям і ударам і вирізняється підвищеної надежностью.

В частковості, в инклинометрах використовуються імпортні акселерометры, розраховані на удари з прискоренням до 6000 q.

Сцинтилляционный детектор модуля гамма-каротажа виконано із горіхового удароі вибропрочного кристала на основі германата вісмуту вітчизняних, який, ще, має підвищеної ефективністю. Фотоэлектронный умножитель японської фірми Hamamatsu, має захисту від зовнішніх чинників як металевого корпусу, вміщує удари з прискоренням до 1000 q.

Программное забезпечення входять такі модули:

регистрации і первинної обробки инклинометрических, геофізичних і технологічних параметрів;

визуализации і коригування траєкторії свердловин у реальному масштабі часу;

визуализации геофізичних параметрів у реальному масштабі часу;

визуализации технологічних параметрів у реальному масштабі часу;

построения заданої траєкторії свердловини;

сопровождения і візуалізації банку накопичених даних із свердловин.

К кінця року устаткування поставлять АНК «Башнафта» для промислового застосування. Система «Надір» дозволить буровикам вести проводку свердловин колтюбинговой установкою із отриманням геолого-технологической і геофізичної інформацією режимі реального часу, оперативно управляти режимом бурения.

В час ведуться науково-дослідні робота зі створення автономного инклинометра. Відмінною рисою такого инклинометра має стати конструкція свердловинного приладу, здатна працювати у процесі буріння різних режимах: одноточном і многоточном на скребковой дроті з допомогою спуско-подъемного устаткування, наявного на свердловині; сбросовом, коли инклинометр скидається всередину колони бурильних труб, а виміру виконуються за командою датчика руху очей чи таймера під час підйому бурильной колони; сбросовом, для виміру в горизонтальних свердловинах, коли доставка на забій здійснюється шляхом прокачування бурового раствора.

Создание такого приладу дозволить виконувати: орієнтування інструмента у процесі буріння, з допомогою кабельного каналу зв’язку КЛС-2М; у процесі буріння з запам’ятовуванням інформацією електронної пам’яті (з'їм інформації повинен здійснюватися під час зупинки процесу буріння з допомогою кабелю з «мокрим контактом »); для геофізичних вимірів у відкритому стовбурі в безупинному режимі зі швидкістю до 1500 м/ч; в колоні ЛБТ як з локацией сталевих замкових соединений.

Список литературы

Для підготовки даної праці були використані матеріали із російського сайту internet.