Концепція створення додаткових геофізичних
модулів для контролю технологічних параметрів і вирішення геологічних завдань у
процесі буріння.
Решетніков П.М.
За
вирішуються в процесі буріння свердловини завданням первинні перетворювачі (модулі)
можна розділити на дві групи - геофізичні та технологічні. У свою
чергу, геофізичні перетворювачі можна розділити на інклінометріческіе,
дані вимірювань яких беруть участь безпосередньо в процесі проводки свердловини
в заданому напрямку, і датчики вимірювання параметрів навколишнього середовища --
удаваного питомої електричного опору і природного
радіоактивності гірських порід, пружних характеристик гірських порід для
літологічного розчленування розрізу, інформація яких використовується для
уточнення меж шару і прив'язки глибини свердловин до розрізу.
Технологічні
перетворювачі визначають параметри режиму буріння, технічний стан
бурильної колони, долота. До них відносяться датчики швидкості обертання долота,
осьового навантаження і крутного моменту на долото, витрата і тиск промивної
рідини, температура і буримости гірських порід.
Метод
визначення просторових координат свердловини - інклінометрія, що дозволяє
встановити правильність буріння в заданому напрямі. Життєва необхідність
скорочення термінів будівництва свердловин і збільшення продуктивності праці в
бурінні ставить перед творцями інклінометріческіх приладів і систем завдання
підвищення не тільки точності відповідної вимірювальної апаратури, а й
оперативності отримання інклінометріческой інформації, а також скорочення
витрат часу при проведенні інклінометріческіх робіт. Це призвело до
розробці нових модульних геофізичних приладів, які включаються до забійні
безкабельного телеметричні системи, і інформаційно-вимірювальних систем з
використанням останніх науково-технічних досягнень. Удосконалюються методи
і алгоритми обробки даних, широко застосовується обчислювальна техніка.
Вимірювана
телесистеми інформація, яка повинна записувати інформацію в пам'ять і
передавати по бездротовому каналу зв'язку на поверхню, записуватися на
жорсткий диск комп'ютера і перетворюватися у форму, зручну для індикації на
дисплеї, і виведення на стандартні периферійні пристрої в цифровому і
аналоговому вигляді.
Створення
модулів дозволить виконувати:
1)
Оперативний технологічний контроль за режимом буріння свердловин з метою його
оптимізації;
2)
Контроль напрямки буріння свердловин з метою управління процесом спрямованого
буріння по заданій траєкторії;
3)
Літологічний розчленування геологічного розрізу свердловини, дослідження
параметрів пластів, не спотворених проникненням фільтрату промивної рідини
в пласт, виділення пластів-колекторів, прогнозування зон аномальних
пластових тисків.
4)
Зменшити кількість, а в деяких випадках виключити проміжні каротажу.
5)
Запобігання попадання в ВНК і обводнення пласта.
6)
Комбінувати кількість і тип модулів для вирішення конкретних завдань.
Огляд застосування додаткових модулів в забійних
телесистема.
Технологія
кущового буріння похило-спрямованих і горизонтальних нафтогазових свердловин
Західного Сибіру передбачає геолого-технологічний контроль всіх процесів
на буровій, виконання бригадою геолого-технологічних досліджень і
інформаційно-вимірювальних комплексом, він розміщується у ввезеному балці й
включає зв'язок з усіма наземними датчиками, встановленими на буровій. Це
контроль глибини свердловини, механічна проходка, контроль циркуляції
промивної рідини, тиск на стояку, вага на гаку, контроль
спускопод'емних операцій та ін Результати цих вимірювань реєструються і
відображаються на дисплеї монітора ПЕОМ.
Вимірювальний
комплекс за геолого-технологічному контролі повинен включати вимір:
зенітного
кута;
кута
положення отклонітеля;
азимутного
кута;
природної
радіоактивності навколишніх свердловину гірських порід;
температуру;
питомий
електричний опір гірських порід.
літологічний
розчленування разбуріваемих порід.
Від
75 до 90% довжини горизонтального стовбура проходить з обертанням бурильної колони
(збільшується швидкість буріння, орієнтація стовбура більш стабільна).
Криволінійні ділянки проходять з закріпленої колоною і працюючим забійними
двигуном (режим орієнтації). Таким чином, ГС може бути пройдена однієї
компонуванням колони (без підйому на поверхню). Для геофізики це означає
необхідність мати внизу велику пам'ять для фіксації показань геофізичних
зондів і наступного зчитування на поверхні.
Телесистеми
передають інформацію:
--
від комплексу ГІС і комплексу параметрів буріння (включаючи інклінометрію):
--
осьова навантаження і момент на долоті. Порівняння цих величин з вимірами
наземними датчиками дозволяє оцінити опір колоні;
--
число оборотів забійного двигуна в поєднанні з параметрами витрати розчину
дозволяє оцінити режими буріння і знос долота;
--
вимір ударних навантажень і вібрації низу колони також дозволяє впливати на
режим буріння, запобігаючи поломки апаратури і обладнання.
Застосування додаткових модулів в імпортних забійних
телесистема.
Один
із сучасних варіантів гідроімпульсним телеметрії названий PowerPulse. Він
працює на частоті до 10 біт/с. Це гранична пропускна здатність для
гідроімпульсного каналу зв'язку. Вона недостатня для передачі всієї інформації в
реальному часі (фактичні величини для стійкої роботи 3-6 біт/с).
Тому пристрій передає мінімально необхідну інформацію (інклінометрія,
КС, ГК, АК і т.д.), необхідну для оцінки траєкторії стовбура, режимів роботи і
ідентифікації розрізу. Інша інформація запам'ятовується в пам'яті для
подальшого зчитування на поверхні.
Зонди
CDN (compensated density/neutron) представляють збірку двухзондовой комбінації
літоплотностного ГГК і двухзондового ННК. Детектори розташовані в стінці
бурової труби, а нейтронний і гамма - джерела на спеціальному знімному
утримувачі розташовані всередині бурової труби, причому в разі аварії є можливість
їх видалення на поверхню спеціальним знімачем (на кабелі або гнучкою трубі).
Многозондовая
система електрокаротажа CDR (compensated dual resistivity) має кілька
конфігурацій для роторного буріння, для буріння з забійними двигуном і для режиму
орієнтації (включення отклонітеля). Система має кілька кільцевих
електродів і точкових електродів, що при обертанні колони забезпечує
деякого роду азимутальні вимірювання. Елементи можуть розташовуватися на
шпинделі або стабілізаторі (спеціальний приплив або потовщення бурової труби,
запобігає поперечну вібрацію). В якості нового елемента зазначено, що
одним з електродів є долото. Це дозволяє вимірювати електричне
опір оточуючих свердловину гірських порід, не спотворених проникненням
фільтрату бурового розчину в пласт.
Спеціальний
відрізок бурової труби містить датчики крутного моменту і осьового навантаження,
зовнішніх термобаричних параметрів, вібраційних навантажень.
Для
оперативної інтерпретації в реальному часі на гирлі створена система
комп'ютерної обробки та інтерпретації IDEAL (Integrated Drilling Evaluation
And Logging). Вона обробляє як параметри буріння (геолого-технологічні
дослідження), так і каротажу. Система має екран бурмастера, екран і
дистанційний екран для відображення всіх операцій для замовника робіт.
В
систему закладається проект буріння, який потім постійно зіставляється з
реальними даними для внесення корекції в траєкторію стовбура. Система
обробляє механічні параметри (крутний момент вгорі і внизу, осьові
навантаження, що згинаються моменти), гідравлічні параметри (тиску і витрати
вгорі, внизу і на виході з свердловини), пов'язує їх між собою для
визначення режимів роботи обладнання та співставлення їх з гранично
безпечними значеннями. У базі даних системи знаходяться теолого-технологічні
параметри розрізу даного регіону, які постійно уточнюються і поповнюються
новими даними для корекції нових проектів.
Блок
оперативної геофізичної інтерпретації постійно зіставляє реальний розріз,
прохідний буровим обладнанням, з проектним. Наприклад, система дозволяє
виділити ГНК по максимуму ГГК і мінімуму ННК. Роздільна здатність зондів
електрокаротажа дорівнює 0,15 м, і різноглибинна вимірювання дозволяють судити про
проникності і наближення ВНК чи ГНК.
Сукупність
геофізичних вимірювань дозволяє дати оперативну інтерпретацію,
забезпечує правильну траєкторію стовбура свердловини (проектні значення всіх
величин з необхідною корекцією). Однією з головних задач є виключення
дорогих і повільних операцій, пов'язаних з перебуріваніем, установкою
цементних мостів, отклонітелей і т.д.
Одним
з останніх досягнень є розширення комплексу геофізичних датчиків,
забезпечують проводку свердловин у пластах малої потужності.
Це
досягається розміщенням технологічних і каротажної зондів безпосередньо над
долотом або прямо на ньому.
Система
IDEAL (Integrated Drilling Evaluation and Logging system) включає в себе два
нових вимірювальних вузла:
прилад
Джіостірінг - забійний двигун-отклонітель, в шпиндельні секцію якого
вбудовані датчики і передавальний пристрій;
прилад
RAB-опір на долоті (Resistivity at the Bit)-стабілізатор з
вбудованими датчиками. Проводяться заміри гамма-випромінювання порід, електроопору
декількома зондами (включаючи зонд на долоті) і таких технологічних
параметрів, як зенітний кут, ударні навантаження і частота обертання вала
забійного двигуна.
Технічної
новинкою, яка дозволила розмістити датчики нижче двигуна і безпосередньо на
долоті, є бездротової канал зв'язку. Ця телеметрична лінія з
дальністю дії до 60 м пов'язує датчики на долоті з приладом MWD.
що надійшли
по бездротовому каналу сигнали записуються системою MWD «Power Pulse» і в
реальному масштабі часу передаються на поверхню по гідравлічному каналу
(швидкість передачі-до 10 біт/с).
Змінюючи
подачу насосів, можна передати з поверхні на забій команди по зміні
набору даних, швидкості їх передачі та періодичності вимірів.
Для
приладу Джіостірінг роздільна здатність вимірів електроопору
складає близько 1,8 м, для приладу RAB цей параметр становить близько 0,6 м.
Перша
розробка в області проведення каротажу під час буріння грунтувалася на
системі орієнтації компанії Teleco (1978), яка була піонером розробки
систем контролю похилого і горизонтального буріння. Перша промислова
система MWD компанії Teleco Oilfield Sevices була випущена в 1978 р. і включала
вимір ГК, КС, інклінометрію і передачу інформації по гідроімпульсним
каналу зв'язку.
Є
ряд приладів MWD, що розміщується в бурових трубах діаметром від 3 3/8 до 10 дюймів.
Є три набору вимірюваних параметрів. Мінімальний набір включає
інклінометрію, ГК, ГГК. Середній набір додатково включає Трьохелементний зонд
ІК, ННК, тиск і трьохкомпонентних акселерометр для вимірювання параметрів
вібрації. Максимальний набір включає 6-елементну комбінацію різноглибинна
зондів ЕМК, датчик температури, додатковий датчик нахилу ABIR.
Існує
система, що дозволяє проводити вимірювання літологічного каротажу (ГГК) в
автономному режимі з наступним зчитуванням результатів кабельної системою.
Модульна
конструкція розглянутих систем може бути легко адаптована до свердловини
умов. Для передачі даних в реальному масштабі часу з автоматичною
записом забійних даних можлива будь-яка комбінація датчиків.
Розглянута
система (МРТ) відрізняється більшою швидкістю обробки даних з можливістю їх
передачі всіма датчиками для оцінки пластів, а також за характеристиками
інструменту, напрямку свердловин, тиску і вібрації. Швидкість передачі даних
(до 3,9 біт/с) * забезпечує одержання високоякісних каротажної діаграм в
реальному масштабі часу навіть при високих швидкостях буріння. Інформація з
всіх датчиків записується в пам'ять свердловинного приладу і потім зчитується на
поверхні.
Система
EWR
