24555 (Геолого-технологические методы и аппаратура для контроля и управления процессом проводки горизонтальных скважин)

Геолого-технологические методы и аппаратура для контроля и управления процессом проводки горизонтальных скважин и боковых стволов

Лугуманов М.Г., Муравьев П.П.

Введение

Для качественной, безаварийной проводки скважин на нефть и газ в сложных горно-геологических условиях крайне важна оперативная геологическая и технологическая информация, получаемая непосредственно в процессе бурения, особенно при бурении горизонтальных скважин и боковых стволов.

Геолого-геохимическая и технологическая информация, полученная в процессе бурения, позволяет проводить литолого-стратиграфическое расчленение разреза, прогнозировать глубину залегания кровли продуктивного пласта, проводить выбор оптимальной траектории вскрытия пласта, оперативно корректировать траекторию ствола горизонтальной скважины при выходе долота за пределы пласта-коллектора, осуществлять безаварийную проводку скважины при минимальных затратах.

Важность такой информации обуславливается еще и тем, что режим первичного вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения скважины оказывает большое влияние на степень эффективности его последующего освоения и эксплуатации. Преимущество методов, основанных на исследовании геологической и технологической информации в процессе бурения, перед традиционными геофизическими методами заключается в том, что минимальный разрыв между вскрытием пласта и исследованием позволяет свести к минимуму влияние неблагоприятных факторов, таких как проникновение фильтрата в пласт, кольматация и др. Оптимальный режим вскрытия должен обеспечивать сохранение естественных коллекторских свойств пласта в прискважинной зоне, обеспечивая максимальную продуктивность скважины на стадии ее освоения и эксплуатции. Успешное решение этих задач возможно только при наличии наиболее полной и достоверной информации о геологическом разрезе и режимных параметрах бурения.

Для этих целей в ОАО НПФ «Геофизика» разработаны и выпускаются серийно несколько информационно-измерительных систем контроля и управления процессом строительства нефтяных и газовых скважин:

станция контроля технологических параметров бурения «Леуза-2»;

станция геолого-геохимических исследований в процессе бурения «Геогаз-1»;

станция геолого-технологических исследований в процессе бурения «Геотест-5».

Наличие такого довольно широкого набора контрольно-измерительных станций обеспечивает полный контроль, оперативный анализ и принятие наиболее оптимальной технологии проводки как разведочных, так и эксплуатационных скважин в различных горно-геологических условиях.

Основные сведения о станциях

Станция контроля процесса бурения «Леуза-2» предназначена для непрерывного контроля и регистрации основных технологических параметров бурения. Станция состоит из комплекта датчиков технологических параметров, табло бурильщика и рабочего места инженера-технолога или бурового мастера (рис. 1).

Рис. 1. Станция контроля процесса бурения "Леуза-2"

а) датчики технологических параметров бурения; б) табло бурильщика;

в) рабочее место мастера.

В серийном варианте станции «Леуза-2» регистрируются следующие первичные параметры:

вес колонны на крюке;

крутящий момент на роторе;

давление промывочной жидкости (ПЖ) на входе нагнетательной линии;

плотность ПЖ в приемной емкости;

уровень ПЖ в приемной емкости;

индикатор потока ПЖ на выходе;

расход ПЖ на входе;

датчик глубины.

При необходимости станция «Леуза-2» может комплектоваться дополнительным набором датчиков, такими как электропроводность ПЖ на входе и на выходе; температура ПЖ на входе и на выходе; момент на ключе; суммарное газосодержание и др., всего до 32 параметров.

Информация с первичных датчиков поступает на табло бурильщика и визуализируется на цифровых и линейных индикаторах в наглядном для бурильщика виде. В последующем вся информация после оцифровки и первичной обработки поступает на компьютер на рабочем месте мастера.

Программное обеспечение (ПО) состоит из двух частей: ПО регистрации технологических данных и ПО просмотра и обработки сохраненных данных.

ПО регистрации технологических данных предназначено для сбора, хранения и обработки информации, поступающей с датчиков, расположенных на буровой, и позволяет в реальном масштабе времени решить следующие задачи:

прием и оперативную обработку информации от датчиков технологических параметров бурения, расположенных на буровой;

расчет вторичных параметров;

визуализацию информации на мониторе в виде диаграмм и в табличном виде;

формирование базы данных реального времени в масштабах времени, глубины и «исправленной» глубины с дальнейшим сохранением всей информации на жестком диске;

расчет и рекомендация наиболее оптимальных нагрузок;

выдачу оперативной информации на печать.

ПО просмотра и обработки сохраненных данных предназначено для последующего просмотра, анализа и интерпретации зарегистрированных данных, записанных предварительно в базу данных реального времени. Удобная система поиска файлов позволяет быстро найти любую нужную информацию по конкретной скважине за любой интервал времени и глубины. По регистрируемым материалам в автоматическом режиме составляются суточные рапорта, а также рапорта по конкретному интервалу, по долблению, по всей скважине. Рассчитываются и выдаются технико-экономические показатели бурения.

Вся получаемая информация передается через систему спутниковой связи непосредственно с буровой в технологические отделы управления буровых работ производственного объединения и центр обработки информации, что позволяет специалистам технологической службы оперативно принимать решения по управлению процессом проводки скважины при возникновении предаварийных и нештатных ситуаций.

Станция геолого-геохимических исследований «Геогаз-1» предназначена для исследования геологического разреза разбуриваемого пласта путем анализа количества и состава газа в промывочной жидкости, эвакуированной из скважины, детального исследования шлама по всему стволу скважины, а при вскрытии потенциально продуктивных интервалов - исследования кернового материала.

Станция размещается в вагон-прицепе и состоит из блока газового каротажа, блока глубин, индикатора расхода ПЖ на выходе, комплекта геологических приборов и приборов для исследования физико-химических и реологических характеристик промывочной жидкости (рис.2).

Рис. 2. Станция геолого-геохимических исследований "Геогаз-1"

а) вагон-прицеп; б) блок газового анализа; в) геологические приборы.

Блок газового каротажа включает:

желобный дегазатор с газовоздушной линией;

осушитель газа и вакуум-насос;

анализатор суммарного газосодержания;

газовый хроматограф;

блок сопряжения с компьютером и компьютер с программным обеспечением.

Блок газового каротажа функционирует следующим образом. Желобный дегазатор, размещенный в потоке бурового раствора, дегазирует часть этого раствора. Выделяющийся при этом газ по газовоздушной линии транспортируется с помощью вакуум-насоса от дегазатора до хроматографа и анализатора суммарного газосодержания.

Комплект геологических приборов включает в свой состав приборы для определения карбонатности, плотности и пористости шлама и керна, газонасыщенности шлама и ПЖ, люминесцентного анализа, микроскоп, весы и др. Вся геолого-геохимическая информация через устройство сопряжения поступает в компьютер и обрабатывается и анализируется с помощью специального пакета программ.

Станция геолого-технологических исследований (ГТИ) «Геотест-5» представляет собой комплекс аппаратно программных средств для автоматизированного сбора, обработки и интерпретации геологической и технологической информации, обеспечивающий безаварийный и оптимальный режим проводки скважин и высокую геологическую эффективность поисково-разведочного и наклонно-направленного бурения.

В станции «Геотест-5» объединены в единый комплекс технологический модуль, с расширенным набором датчиков, входящий в состав станции «Леуза-2», а также геологический модуль и блок газового каротажа, входящие в состав станции «Геогаз-1». Функциональная схема станции приведена на рис. 3.

Рис. 3. Функциональная схема станции ГТИ "Геотест-5"

Станция размещается в специализированном благоустроенном вагон-прицепе или в контейнере на шасси КАМАЗа, разделенном на три отсека: аппаратурный, геологический и бытовой. В аппаратурном отсеке размещены два компьютера, один из которых предназначен для регистрации данных с буровой и работает в реальном масштабе времени, а второй компьютер служит для обработки и интерпретации данных ГТИ в автономном режиме. В этом же отсеке находятся блок газового каротажа (рис. 4).

Рис. 4. Станция геолого-технологических исследований "Геотест-5"

а) станция - вагон-прицеп; б) станция на шасси КАМАЗа; в) бытовой отсек; г) аппаратурный отсек; д) геологический блок.

В геологическом отсеке, совмещенным с прихожей установлен вытяжной шкаф и стол, где размещены геологические приборы для исследования шлама и керна. В этом отсеке имеется шкаф для рабочей одежды и раковина с умывальником.

Бытовой отсек оборудован полным комплектом бытового оборудования и средствами жизнеобеспечения, которые обеспечивают комфортное проживание и работу двух операторов.

Технология проведения ГТИ в горизонтальных скважинах

Технология проведения ГТИ в горизонтальных скважинах имеет свои особенности в связи с изменением комплекса решаемых задач.

Основными задачами в процессе проводки горизонтальных скважин являются:

Выделение в разрезе бурящейся скважины пластов-реперов и определение момента вскрытия кровли коллектора.

Оперативная корректировка траектории ствола скважины при проходке горизонтального участка.

Предупреждение и раннее диагностирование аварий и осложнений в процессе бурения.

Выделение опорных пластов и реперов в процессе бурения вертикального участка ствола скважины необходимо для правильной ориентировки в разрезе с целью принятия своевременного решения о начале кривления ствола скважины. Для решения данной задачи в процессе бурения вертикального участка периодически (через 1 – 2 м) отбираются пробы шлама, проводится анализ шлама и керна с использованием методов обязательного комплекса (исследование шлама и керна под микроскопом, определение минерального состава пород, люминесцентно-битуминологический анализ, определение плотности и пористости пород). По результатам анализа шлама и керна строится фактический литологический разрез бурящейся скважины, по данным механического каротажа уточняются границы смены пластов различного литологического состава, проводится сравнение фактического разреза с прогнозным по геолого-техническому наряду (ГТН) и при их несоответствии принимаются оперативные решения по корректировке технологии проводки скважины и начале кривления ствола скважины. Выполнение данного этапа исследований необходимо, так как очень часто прогнозируемые глубины залегания пластов, указанные в ГТН на скважину, не совпадают с фактическими, и несвоевременное принятие решения о начале кривления может привести к невозможности проводки горизонтального участка скважины по пласту-коллектору.

Приоритетной задачей при исследовании скважины на горизонтальном участке является оперативная корректировка траектории ствола скважины. Для решения данной задачи проводится следующий комплекс исследований: отбор и детальный анализ проб шлама и образцов керна, изучение газонасыщенности промывочной жидкости и шлама, раздельный анализ состава извлеченного газа, механический и виброакустический каротаж, расходометрия, измерение плотности, температуры и удельного электрического сопротивления промывочной жидкости. Отклонение траектории ствола скважины от проектной и вход в покрышку коллектора или в его подошву обязательно приводит к изменению механической скорости бурения, смене литологического состава пород и уменьшению газонасыщенности промывочной жидкости, а переход водонефтяного контакта (ВНК) – к изменению состава углеводородных и неуглеводородных газов в промывочной жидкости и пробах бурового шлама.

Пример проводки горизонтальной скважины на Татышлинской площади (Республика Башкортостан) с использованием станции ГТИ показан на рис. 5. При проведении геолого-технологических исследований проводились: газовый каротаж с использованием высокочувствительного газового хроматографа, механический каротаж, расходометрия, измерения плотности, температуры и удельного электрического сопротивления промывочной жидкости, измерения давления промывочной жидкости на входе в скважину и веса бурильной колонны на крюке, отбор (через 1 м) и исследование проб щлама и образцов керна, периодические измерения вязкости и водоотдачи промывочной жидкости. Для анализа шлама и керна использовался стандартный комплект приборов и оборудования, входящий в состав станции «Геотест-5», а для выделения реперов в монотонной карбонатной толще визейского яруса и изучения особенностей горных пород пласта-коллектора на горизонтальном участке проводились исследования шлама и керна на спектрометре электронного парамагнитного резонанса (ЭПР-спектрометрия).

Рис. 5. Проведение геолого-технологических исследований в процессе бурения горизонтальной скважины на Татышлинской площади (Республика Башкортостан).

Определение момента вскрытия кровли терригенной толщи бобриковского горизонта четко фиксировалось резким увеличением механической скорости бурения (V), возрастанием суммарного содержания углеводородных газов в промывочной жидкости (Г_с) и сменой литологического состава пород. При этом обнаружилось несоответствие прогнозных (по ГТН) и фактических отметок. Фактическая отметка кровли бобриковского горизонта оказалась на 30 м, а отметка кровли тульского горизонта на 25 м выше прогнозных. С учетом данного обстоятельства была проведена корректировка траектории с целью выбора оптимального угла наклона при вскрытии пласта-коллектора. Вскрытие покрышки продуктивного пласта, представленного глинистыми известняками, характеризовалось уменьшением V и Г_с , появлением в пробах шлама глинистого известняка, т.е. сменой литотипа пород. Определение момента вскрытия продуктивного пласта проводилось по результатам газового каротажа, механического каротажа, расходометрии и данным анализа бурового шлама.

При вскрытии кровли продуктивного интервала на отметке 1500 м наиболее характерными признаками были: увеличение механической скорости проходки V и общего газосодержания Г_с промывочной жидкости, уменьшение плотности пород по шламу и увеличение пористости пород (К_п) с 5 % до 18 - 20 %, уменьшение глинистости известняков, возрастание интенсивности люминесценции бурового шлама и содержания битумоидов в образцах пород. При достижении забоя 1580 м резко уменьшились V и Г_с , изменился состав углеводородных газов, пористость пород уменьшилась до 10 %, что свидетельствовало об отклонении траектории скважины и вскрытии пород покрышки пласта. Была выдана рекомендация на изменение траектории и до отметки 1720 м проводка горизонтального участка проходила без осложнений по заданной траектории. При забое 1720 – 1725 м уменьшилась V, несколько снизились газопоказания и изменился состав газа. Резко снизилась интенсивность люминесценции пород, незначительно уменьшились плотность и удельное электрическое сопротивление промывочной жидкости на выходе из скважины. Отмеченные признаки характерны при вскрытии водоносного горизонта, т.е. очевидно был момент перехода водонефтяного контакта, о чем была информирована буровая бригада.

В процессе проведения ГТИ на скважине неоднократно выдавались предупреждения о выходе значения параметров режима бурения и промывки за заданные регламентом значения, о поглощениях промывочной жидкости и др.