Геолого-технологічні методи та апаратура для контролю й керування процесом проведення горизонтальних свердловин і бічних стовбурів

Лугуманов М.Г., Муравйов П.П.

Вступ

Для якісною, безаварійної проводки свердловин на нафту і газ у складних гірничо-геологічних умовах вкрай важлива оперативна геологічна і технологічна інформація, що отримується безпосередньо в процесі буріння, особливо під час буріння горизонтальних свердловин і бічних стовбурів.

Геолого-геохімічна і технологічна інформація, отримана в процесі буріння, дозволяє проводити літолого-стратиграфічні розчленування розрізу, прогнозувати глибину залягання покрівлі продуктивного пласта, проводити вибір оптимальної траєкторії розкриття пласта, оперативно коректувати траєкторію стовбура горизонтальної свердловини при виході долота за межі пласта-колектора, здійснювати безаварійну проводку свердловини при мінімальних витратах.

Важливість такої інформації обумовлюється ще й тим, що режим первинного розтину продуктивного пласта в процесі буріння свердловини дуже впливає на ступінь ефективності його подальшого освоєння та експлуатації. Перевага методів, заснованих на дослідженні геологічної та технологічної інформації в процесі буріння, перед традиційними геофізичними методами полягає в те, що мінімальний розрив між розкриттям пласта і дослідженням дозволяє звести до мінімуму вплив несприятливих факторів, таких як проникнення фільтрату в пласт, кольматації та ін Оптимальний режим розтину повинен забезпечувати збереження природних колекторських властивостей шару в пріскважінной зоні, забезпечуючи максимальну продуктивність свердловини на стадії її освоєння і експлуатціі. Успішне вирішення цих завдань можливе лише за наявності найбільш повної і достовірної інформації про геологічному розрізі і режимних параметрах буріння.

Для цих цілей у ВАТ НПФ «Геофізика» розроблені і випускаються серійно кілька інформаційно-вимірювальних систем контролю та управління процесом будівництва нафтових і газових свердловин:

станція контролю технологічних параметрів буріння «Леуза-2»;

станція геолого-геохімічних досліджень в процесі буріння «Геогаз-1»;

станція геолого-технологічних досліджень в процесі буріння «Геотест-5».

Наявність Досить широкого набору контрольно-вимірювальних станцій забезпечує повний контроль, оперативний аналіз і прийняття найбільш оптимальної технології проводки як розвідувальних, так і експлуатаційних свердловин у різних гірничо-геологічних умовах.

Основні відомості про станції

Станція контролю процесу буріння «Леуза-2» призначена для безперервного контролю і реєстрації основних технологічних параметрів буріння. Станція складається з комплекту датчиків технологічних параметрів, табло бурильника і робочого місця інженера-технолога чи бурового майстра (мал. 1).

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

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

в) робоче місце майстра.

В серійному варіанті станції «Леуза-2» реєструються наступні первинні параметри:

вага колони на гаку;

крутний момент на роторі;

тиск промивної рідини (ПЖ) на вході нагнітальному лінії;

щільність ПЖ в приймальній ємності;

рівень ПЖ в приймальній ємності;

індикатор потоку ПЖ на виході;

витрата ПЖ на вході;

датчик глибини.

При необхідності станція «Леуза-2» може комплектуватися додатковим набором датчиків, такими як електропровідність ПЖ на вході і на виході; температура ПЖ на вході і на виході; момент на ключі; сумарне газосодержаніе та інші, всього до 32 параметрів.

Інформація з первинних датчиків надходить на табло бурильника і візуалізується на цифрових і лінійних індикаторах в наочному для бурильника вигляді. У подальшому вся інформація після оцифровки та первинної обробки надходить на комп'ютер на робочому місці майстра.

Програмне забезпечення (ПЗ) складається з двох частин: ПЗ реєстрації технологічних даних , ПЗ перегляду й обробки збережених даних.

ПО реєстрації технологічних даних призначений для збору, зберігання і обробки інформації, що надходить з датчиків, розташованих на буровій, і дозволяє в реальному масштабі часу вирішити наступні завдання:

прийом та оперативну обробку інформації від датчиків технологічних параметрів буріння, розташованих на буровій;

розрахунок вторинних параметрів;

візуалізацію інформації на моніторі у вигляді діаграм і в табличному вигляді;

формування бази даних реального часу в масштабах часу, глибини і «виправленою» глибини з подальшим збереженням всієї інформації на жорсткому диску;

розрахунок і рекомендація найбільш оптимальних навантажень;

видачу оперативної інформації на друк.

ПО перегляду й обробки збережених даних призначений для подальшого перегляду, аналізу та інтерпретації зареєстрованих даних, записаних попередньо в базу даних реального часу. Зручна система пошуку файлів дозволяє швидко знайти будь-яку потрібну інформацію по конкретній свердловині за будь-який інтервал часу і глибини. За матеріалами реєструється в автоматичному режимі складаються добові рапорту, а також документа з конкретного інтервалу, по довбання, по всій свердловині. Розраховуються і видаються техніко-економічні показники буріння.

Вся отримана інформація передається через систему супутникового зв'язку безпосередньо з буровою в технологічні відділи управління бурових робіт виробничого об'єднання і центр обробки інформації, що дозволяє фахівцям технологічної служби оперативно приймати рішення з управління процесом проводки свердловини при виникненні передаварійних і позаштатних ситуацій.

Станція геолого-геохімічних досліджень «Геогаз-1» призначена для дослідження геологічного розрізу разбуріваемого пласта шляхом аналізу кількості і складу газу в промивної рідини, евакуйованої зі свердловини, детального дослідження шламу по всьому стовбурі свердловини, а при розтині потенційно продуктивних інтервалів - дослідження кернового матеріалу.

Станція розміщується у вагон-причепі і складається з блоку газового каротажу, блоку глибин, індикатора витрати ПЖ на виході, комплекту геологічних приладів та приладів для дослідження фізико-хімічних і реологічних характеристик промивної рідини (мал. 2).

Рис. 2. Станція геолого-геохімічних досліджень "Геогаз-1"

а) вагон-причеп; б) блок газового аналізу; в) геологічні прилади.

Блок газового каротажу включає:

желобний дегазатор з газоповітряної лінією;

осушувач газу і вакуум-насос;

аналізатор сумарного газосодержанія;

газовий хроматограф;

блок сполучення з комп'ютером і комп'ютер з програмним забезпеченням.

Блок газового каротажу функціонує в такий спосіб. Желобний дегазатор, розміщений у потоці бурового розчину, дегазуються частина цього розчину. , Що виділяється, при цьому газ по газоповітряної лінії транспортується за допомогою вакуум-насоса від дегазатор до хроматографа і аналізатора сумарного газосодержанія.

Комплект геологічних приладів включає до свого складу прилади для визначення карбонатними, щільності і пористості шламу і керна, газонасиченості шламу і ПЖ, люмінесцентного аналізу, мікроскоп, ваги та інше Вся геолого-геохімічна інформація через пристрій сполучення поступає в комп'ютер і обробляється і аналізується за допомогою спеціального пакета програм.

Станція геолого-технологічних досліджень (ГТВ) «Геотест-5» являє собою комплекс апаратно програмних засобів для автоматизованого збору, обробки та інтерпретації геологічного і технологічної інформації, що забезпечує безаварійний і оптимальний режим проводки свердловин і високу геологічну ефективність пошуково-розвідувального та похило-направленого буріння.

В станції «Геотест-5» об'єднані в єдиний комплекс технологічний модуль, з розширеним набором датчиків, що входить до складу станції «Леуза-2», а також геологічний модуль і блок газового каротажу, що входять до складу станції «Геогаз-1». Функціональна схема станції наведено на рис. 3.

Рис. 3. Функціональна схема станції ГТВ "Геотест-5"

Станція розміщується в спеціалізованому впорядкованій вагон-причепі або у контейнері на шасі КАМАЗу, розділеному на три відсіку: апаратурних, геологічний і побутової. У апаратурно відсіку розміщені два комп'ютери, один з яких призначений для реєстрації даних з буровій і працює в реальному масштабі часу, а другий комп'ютер служить для обробки та інтерпретації даних ГТВ в автономному режимі. У цьому ж відсіку знаходяться блок газового каротажу (рис. 4).

Рис. 4. Станція геолого-технологічних досліджень "Геотест-5"

а) станція - вагон-причеп; б) станція на шасі КАМАЗу; в) побутової відсік; г) апаратурних відсік; д) геологічний блок.

В геологічному відсіку, поєднаним з передпокою встановлений витяжна шафа, стіл, де розміщені геологічні прилади для дослідження шламу і керна. У цьому відсіку є шафа для робочого одягу і раковина з умивальником.

Побутовий відсік обладнаний повним комплектом побутового обладнання та засобами життєзабезпечення, які забезпечують комфортне проживання та роботу двох операторів.

Технологія проведення ГТВ в горизонтальних свердловинах

Технологія проведення ГТВ в горизонтальних свердловинах має свої особливості у зв'язку зі зміною комплексу розв'язуваних завдань.

Основними завданнями в процесі проведення горизонтальних свердловин є:

Виділення в розрізі буря свердловини пластів-реперів та визначення моменту відкриття покрівлі колектора.

Оперативна коректування траєкторії стовбура свердловини при проходці горизонтальної ділянки.

Попередження і раннє діагностування аварій та ускладнень в процесі буріння.

Виділення опорних пластів і реперів в процесі буріння вертикального ділянки стовбура свердловини необхідно для правильного орієнтування в розрізі з метою прийняття своєчасного рішення про початок крівленія стовбура свердловини. Для вирішення даної завдання в процесі буріння вертикального ділянки періодично (через 1 - 2 м) відбираються проби шламу, проводиться аналіз шламу і керна з використанням методів обов'язкового комплексу (дослідження шламу і керна під мікроскопом, визначення мінерального складу порід, люмінесцентне-бітумінологіческій аналіз, визначення щільності і пористості порід). За результатами аналізу шламу і керна будується фактичний літологічних розріз буря свердловини, за даними механічного каротажу уточнюються межі зміни пластів різного літологічного складу, проводиться порівняння фактичного розрізу з прогнозними з геолого-технічного наряду (ГТН) і при їх невідповідності приймаються оперативні рішення щодо коригування технології проводки свердловини і початку крівленія стовбура свердловини. Виконання даного етапу досліджень необхідно, тому що дуже часто прогнозовані глибини залягання пластів, зазначені в ГТН на свердловину, не збігаються з фактичними, та несвоєчасне прийняття рішення про початку крівленія може призвести до неможливості проведення горизонтального ділянки свердловини по пласту-колектору.

Пріоритетною завданням при дослідженні свердловини на горизонтальній ділянці є оперативна коректування траєкторії стовбура свердловини. Для вирішення цієї задачі проводиться наступний комплекс досліджень: відбір і детальний аналіз проб шламу і зразків керна, вивчення газонасиченості промивної рідини і шламу, роздільний аналіз складу видобутого газу, механічний і віброакустичний каротаж, витратометри, вимірювання густини, температури та питомої електричного опору промивної рідини. Відхилення траєкторії стовбура свердловини від проектної і вхід в покришку колектора або в його підошву обов'язково призводить до зміни механічної швидкості буріння, зміні літологічного складу порід і зменшення газонасиченості промивної рідини, а перехід водонефтяного контакту (ВНК) - до зміни складу вуглеводневих і не вуглеводневого газів в промивної рідини і пробах бурового шламу.

Приклад проводки горизонтальної свердловини на Татишлінской площі (Республіка Башкортостан) з використанням станції ГТВ показано на рис. 5. При проведенні геолого-технологічних досліджень проводились: газовий каротаж з використанням високочутливого газового хроматографа, механічний каротаж, витратоміри, вимірювання густини, температури та питомої електричного опору промивної рідини, вимірювання тиску промивної рідини на вході в свердловину і ваги бурильної колони на гаку, відбір (через 1 м) та дослідження проб щлама і зразків керна, періодичні вимірювання в'язкості і Водовіддача промивної рідини. Для аналізу шламу і керна використовувався стандартний комплект приладів та обладнання, що входить до складу станції «Геотест-5», а для виділення реперів в монотонної карбонатної товщі Візейська ярусу і вивчення особливостей гірських порід пласта-колектора на горизонтальному ділянці проводилися дослідження шламу і керна на спектрометрі електронного парамагнітного резонансу (ЕПР-спектрометрія).

Рис. 5. Проведення геолого-технологічних досліджень в процесі буріння горизонтальної свердловини на Татишлінской площі (Республіка Башкортостан).

Визначення моменту відкриття покрівлі теригенно товщі Бобриковського горизонту чітко фіксувалося різким збільшенням механічної швидкості буріння (V), зростанням сумарного вмісту вуглеводневих газів в промивної рідини (Гс) і зміною літологічного складу порід. При цьому виявилося невідповідність прогнозних (по ГТН) і фактичних відміток. Фактична відмітка покрівлі Бобриковського горизонту опинилася на 30 м, а відмітка покрівлі тульського горизонту на 25 м вище прогнозних. З урахуванням цієї обставини була проведено коректування траєкторії з метою вибору оптимального кута нахилу при розтині пласта-колектора. Розтин покришки продуктивного пласта, представленого глинистими вапняками, характеризувалося зменшенням V і Гс , Появою в пробах шламу глинистого вапняку, тобто зміною літотіпа порід. Визначення моменту розкриття продуктивного пласта проводилося за результатами газового каротажу, механічного каротажу, витратометри і даними аналізу бурового шламу.

При розтині покрівлі продуктивного інтервалу на позначці 1500 м найбільш характерними ознаками були: збільшення механічної швидкості проходки V і загального газосодержанія Гс промивної рідини, зменшення щільності порід по шламу і збільшення пористості порід (Кп) з 5% до 18 - 20%, зменшення глинястості вапняків, зростання інтенсивності люмінесценції бурового шламу та утримання бітумоідов 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 відхилення траєкторії свердловини та розтині порід покришки пласта. Була видана рекомендація на зміну траєкторії і до позначки 1720 м проводка горизонтальної ділянки проходила без ускладнень по заданій траєкторії. При забої 1720 - 1725 м зменшилася V, трохи знизилися газопоказанія і змінився склад газу. Різко знизилася інтенсивність люмінесценції порід, незначно зменшилися щільність і питомий електричний опір промивної рідини на виході з свердловини. Зазначені ознаки характерні при розкритті водоносного горизонту, тобто очевидно був момент переходу водонефтяного контакту, про що була поінформована бурова бригада.

В процесі проведення ГТВ на свердловині неодноразово видавалися попередження про виході значення параметрів режиму буріння і промивання за задані регламентом значення, про поглинання промивної рідини та ін

Таким чином, в даний час є досить широкий набір технічних засобів ГТВ з методичним та програмним забезпеченням для проведення широкого спектру робіт і досліджень похилих і горизонтальних свердловин в процесі буріння. Досвід застосування апаратурно-програмних засобів ГТВ в Росії і, в ча?? тності, в Республіці Башкортостан, при проведенні горизонтальних свердловин, показує високу ефективність геолого-технологічних досліджень як для вирішення геологічних завдань, особливо при комплексування їх з геофізичними і гідродинамічними дослідженнями, так і для якісної безаварійної проводки свердловини з мінімальними матеріальними і фінансовими витратами.

Список літератури

Для підготовки даної роботи були використані матеріали з сайту http://npf-geofizika.ru/