Сучасні інтелектуальні інструменти для забезпечення якісного буріння похило-спрямованих свердловин

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

Ісхаков І.А., Гібадуллін Н.З., Юмашев Р.Х., Іконніков І.І. (АНК «Башнефть») м. Уфа

В останні роки в Росії створені і впроваджуються у виробництво інтелектуальні інструменти, що забезпечують контроль і документування всього циклу будівництва свердловини в режимі реального часу, а головне, що дозволяють керувати процесом буріння на основі надійних і точних характеристик технологічних параметрів буріння.

АНК «Башнефть» в результаті тісної співпраці з науково-виробничою фірмою ВАТ НПФ «Геофізика» отримала в свої руки декілька таких інструментів, що роблять серйозний вплив на технологію всіх бурових робіт.

В 1998р. у ВАТ НПФ «Геофізика» розроблена і пройшла відомчі випробування інформаційно-вимірювальна система (ІВС) контролю процесу буріння «Леуза-1», названа на честь надглибокій Леузінской свердловини, де вона проходила обкатку в процесі свого створення.

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

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

Рис.1.

В серійному варіанті станції реєструються 8 первинних параметрів:

-- вага колони на гаку;

-- крутний момент на роторі;

-- тиск промивної рідини (ПЖ) на маніфольде (на вході);

-- щільність ПЖ в приймальній ємності;

-- рівень ПЖ в приймальній ємності;

-- індикатор потоку ПЖ на виході;

-- витрата ПЖ на вході, що вимірюється електромагнітним методом;

-- датчик глибини.

При необхідності станція «Леуза-2» може комплектуватися додатковим набором датчиків, які контролюють електропровідність розчину на вході і на виході, температуру розчину 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 в комп'ютер на робочому місці майстра.

Програмне забезпечення (ПЗ) станції «Леуза-2» 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 масштабі реального 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. За матеріалами реєструється в автоматичному режимі складаються добові рапорту, а також документа по кожному довбання і по всій свердловині. Розраховуються і видаються техніко-економічні показники буріння.

Зараз станції «Леуза-2» надійно працюють в АНК «Башнефть», ВАТ «Татнефтегеофізіка», ВАТ «Комінефтегеофізіка» і в ряді інших регіонів.

В АНК «Башнефть» станціями «Леуза-2» оснащені практично всі бурові установки -- всього 45 комплектів. З кожної бурової інформація по супутниковому каналу зв'язку надходить у диспетчерський пункт УБР, а надалі - до центру обробки інформації об'єднання. Провідні спеціалісти (геологи, технологи) не виходячи з офісу, можуть в реальному масштабі часу контролювати і коректувати процес буріння на місцях.

Рис.2.

Одночасно зі створенням ІВС «Леуза-1» уфімські вчені-геофізики запропонували нафтовикам сучасну станцію геолого-технологічних досліджень «Геотест-5».

Станція розміщується в спеціалізованому впорядкованій вагон-причепі (мал. 2), який розділений на три відсіки: апаратурних, геологічний і побутової (рис. 3).

Рис.3.

В відміну від своїх попередників ця станція ні в чому не поступається закордонним аналогам, окрім своєї ціни, яка майже на порядок нижче. Створена на сучасному виробництві дочірнього підприємства фірми ТОВ НПК «Нефтегеофізіка» станція розміщується на шасі причепа або автомобіля КАМАЗ; має систему життєзабезпечення європейського стандарту і оснащена високоточної сучасної аналітичною апаратурою, датчиками технологічних параметрів, обчислювальної технікою і програмним забезпеченням, що представляє собою комплекс апаратно - програмних засобів для автоматизованого збору, обробки та інтерпретації інформації про розкриваємо розрізі, в режимі реального часу, що забезпечує безаварійний і оптимальний режим проводки свердловин і високу геологічну ефективність пошуково-розвідувального буріння.

Для контролю основних параметрів процесу приготування тампонажного розчину і цементування свердловин створена в 2001р. і пройшла відомчі випробування станція контролю цементування свердловин «КС-цемент». Станція монтується на базі а/м УРАЛ, первинні перетворювачі - в технологічній лінії. Вимірюються: тиск у нагнітальному лінії, миттєву витрату, щільність і температура закачується рідини, рівень і щільність рідини в осреднітельной ємності, обсяг закачується тампонажного розчину та ін з похибкою не більше 1,5%.

Промислові зразки станції «КС-цемент» працюють на бурових підприємствах АНК «Башнефть», в тому числі і в Західному Сибіру. Інформація обробляється в режимі реального часу і дозволяє технологам керувати якістю тампонажного розчину, запобігаючи небажані гідроразриви пластів, недопод'еми розчину в затрубний просторі, виключати аварійні ситуації.

В Останніми роками в закордонній і вітчизняній практиці ведення бурових і промислових робіт отримують все більш широке поширення високоефективні мобільні установки з використанням сталевий довгомірний безмуфтовой гнучкої труби (так звана колтюбінговая техніка), призначені для проведення капітального ремонту та буріння нафтових, газових і газоконденсатних свердловин, в тому числі в умовах депресії, тобто при негативному перепаді тиску в системі «свердловина-пласт», без глушіння.

Традиційна колтюбінговая установка являє собою комплекс, змонтований на напівпричепі з тягачем, і включає: барабан з гнучкою трубою, механізм подачі труби (інжектор), направляючу дугу ( «гусак»), кабіну оператора з панеллю управління та автономний силовий блок для забезпечення енергією барабана, інжектора та органів управління поста оператора.

КНБК має суттєві відмінності, зумовлені конструктивними особливостями колтюбінговой установки, що виключає можливість обертання бурильної колони і використання традиційних УБТ. Ця обставина робить неможливим буріння свердловин роторним способом і вимагає застосування гідравлічних забійних двигунів.

ВАТ НПФ «Геофізика», маючи 30-річний досвід розробки та виготовлення геофізичних приладів для досліджень буря свердловин, була залучена нафтовою компанією «Башнефть» для створення технології колтюбінгового буріння похило-спрямованих і горизонтальних свердловин.

Так як основний обсяг бурових робіт планується виконувати на полегшених розчинах в умовах депресії, АНК «Башнефть» закуплена спеціальна закрита циркуляційна система з керованою дросельної заслінкою на виході з свердловини (виробництво НВО «Буріння»), яка дозволяє підтримувати необхідний перепад тиску в системі «свердловина - пласт».

Для успішного функціонування даної циркуляційної системи та безаварійної проводки свердловин вкрай важливий оперативний контроль всіх основних параметрів циркулюючої промивної рідини. Для цих цілей фахівцями ВАТ НПФ «Геофізики» розроблений і виготовлений наземний апаратурно-програмний комплекс з оперативного контролю за параметрами ПЖ в цiй циркуляційної системі. Комплекс дозволяє контролювати 16 різних параметрів, таких як:

тиск, щільність, витрата, електропровідність і температура ПЖ на вході і виході з свердловини;

рівень і тиск ПЖ в приймальних та циркуляційних ємностях;

концентрація вуглеводневих газів в сепараторі або на факельної лінії.

В складу комплексу входять:

комплект датчиків на 16 параметрів;

модуль сполучення з датчиками;

модуль управління виконавчими механізмами циркуляційної системи;

комп'ютер оператора по розчинів зі спеціалізованим ПЗ;

комп'ютер оператора з буріння.

Інформація з комплекту датчиків через модуль сполучення надходить в комп'ютер оператора по розчинів. Програмне забезпечення працює в багато віконному режимі і дозволяє відобразити на екрані комп'ютера всю інформацію в цифровому або графічному вигляді.

Даний комплекс дозволяє контролювати і оперативно коректувати той чи інший параметр, задаючи найбільш оптимальні режими розкриття продуктивного пласта.

Для проводки бічних стовбурів з фонду старих свердловин у ВАТ НПФ "Геофізика" розроблений комплекс технічних засобів. У цей комплекс входить інклінометріческая малогабаритна телесистема з кабельним каналом зв'язку ОРБИ-3, що в процесі проводки свердловини дозволяє вимірювати азимут, зенітний кут і орієнтацію бурового інструменту. Наземна частина телесистеми комп'ютеризована. У процесі буріння здійснюються вимірювання глибини по кабелю.

ОРБИ-3 працює спільно з кабельної лінією зв'язку КЛС-2М. Введення кабелю здійснюється через ущільнювальне пристрій, через вертлюг.

Для здійснення точності проводки бічних стовбурів в фірмі випускаються серійно безперервні інклінометри ІММН-36 і ІММН-60. Ці прилади показують азимут і зенітний кут в безперервному режимі у відкритому стовбурі, а також призначені для орієнтування отклонітеля під час зупинки буріння.

Інклінометр ІММН-60 на вимогу замовника комплектується геофізичних модулем для вимірювання природної радіоактивності порід (ГК). Інклінометри мають широку географію застосування в Волго-Уралі, Західного Сибіру (м. Урай, Стрежевой, Нефтеюганськ, Нижневартовск) і в Калінінграді.

Всі випускаються фірмою інклінометри метрологічно забезпечені повірочним установками УПІ-1, УПИ-2, УПІ1М, які виготовляються інженерно-виробничим центром "Гео-Інком".

За технічним завданням АНК «Башнефть» розроблена і знаходиться на стадії виготовлення забійних телеметрична система з кабельним каналом зв'язку «Надир» (рис. 4). Колтюбінговая установка М40, закуповувана АНК «Башнефть» у групи компаній фід (Білорусія), дає можливість буріння свердловин глибиною до 2000 м. Гнучка труба має діаметр 60,3 мм. Діаметр забійного двигуна 95 мм, Орієнтатор 92 мм, максимальний кут відхилення від осі корпусу телесистеми 3 '.

В Як лінії зв'язку створюваної системи «Надир» використовується три жили семіжільного броньованого кабелю діаметром 10,84 мм, вбудованого всередині робочої труби.

Рис.4

Телесистеми розміщується в немагнітному трубі, у якості якої використовується стандартна ЛБТ діаметром 90 мм.

Телесистеми «Надир» призначена для вимірювання параметрів інклінометріческіх азимута і зенітного кута, положення корпусу телесистеми, природного гамма-активності порід і тиску промивної рідини над гвинтовим двигуном, а також вимірювання осьового навантаження і затрубний тиску при бурінні з використанням колтюбінгових труб.

В своєму складі телесистема включає декілька модулів:

модуль інклінометріі типу ОРБИ, який служить для вимірювання інклінометріческіх параметрів азимута та зенітного кута, а також положення корпусу телесистеми відносної апсідальной площині (з точністю до півтора кутових градусів);

модуль гамма-каротажу і манометра внутрішнього тиску (ГКР) для вимірювання природного гамма-активності порід і тиску промивної рідини перед забійними двигуном;

модуль осьового навантаження і затрубний тиску (МОН), що вимірює осьову навантаження і зовнішній тиск;

телескопічний наконечник;

наземний обробляє комплекс, який забезпечує живлення телесистеми, отримання даних з свердловинного приладу, обробку, візуалізацію інформації та реєстрацію отриманих даних.

Зовнішні діаметри у всіх свердловинних приладів складають 36 мм, загальна довжина - 5,5 м, що дозволяє розмістити їх в одній ЛБТ. При цьому мінімальний зазор на бік становить 17,5 мм, що забезпечує мінімальну гідродинамічний опір для промивної рідини.

Різниця виміряних внутрішнього і зовнішнього тиску, що становить 2,5 - 4,1 МПа, є перепад тиску на забійній двигуні і на долоті, за з яким можна судити про процес буріння.

Канал гамма-каротажу (неколлімірованного виконання) служить для кореляції пройдених при бурінні пластів і результатів геофізичних досліджень. При необхідності телеметрична система може бути доповнена іншими геофізичними модулями.

Крім того, вимірювальні модулі з'єднані між собою за допомогою гнучких центраторів, які одночасно є гасителі радіальних та осьових навантажень.

Вимірювані параметри передаються в процесі буріння безперервно, крім азимута та зенітного кута, які вимірюються під час зупинки процесу буріння.

свердловинна вимірювальна техніка виконана з використанням кращих вітчизняних і імпортних компонентів, стійких до вібрацій і ударів і відрізняється підвищеною надійністю.

В Зокрема, в інклінометрах використовуються імпортні акселерометри, розраховані на удари з прискоренням до 6000 q.

сцинтиляційне детектор модуля гамма-каротажу виконаний з ударо-і вібропрочного кристалу на основі германата вісмуту вітчизняного виробництва, який, крім того, володіє підвищеною ефективністю. Фотоелектронний помножувач японської фірми Hamamatsu, має захист від зовнішніх факторів у вигляді металевого корпусу, розрахований на удари з прискоренням до 1000 q.

Програмне забезпечення включає наступні модулі:

реєстрації та первинної обробки інклінометріческіх, геофізичних і технологічних параметрів;

візуалізації і коректування траєкторії свердловин в реальному масштабі часу;

візуалізації геофізичних параметрів у реальному масштабі часу;

візуалізації технологічних параметрів у реальному масштабі часу;

побудови заданій траєкторії свердловини;

супроводу та візуалізації банку накопичених даних по свердловинах.

До кінець року обладнання буде поставлено АНК «Башнефть» для промислового застосування. Система «Надир» дозволить буровиками вести проводку свердловин колтюбінговой установкою з отриманням геолого-технологічної та геофізичної інформації в режимі реального часу, оперативно управляти режимом буріння.

В даний час ведуться науково-дослідні роботи зі створення автономного інклінометра. Відмінною особливістю такого інклінометра повинна стати конструкція свердловинного приладу, здатна працювати в процесі буріння в різних режимах: одноточном і многоточном на скребковий дроті з використанням спуско-підйомного обладнання, наявного на свердловині; скидного, коли інклінометр скидається всередину колони бурильних труб, а вимірювання виконуються по команді датчика руху або таймер під час підйому бурильної колони; скидного, для виміру в горизонтальних свердловинах, коли доставка на забій здійснюється шляхом прокачування бурового розчину.

Створення такого приладу дозволить виконувати: орієнтування інструменту в процесі буріння??, З використанням кабельного каналу зв'язку КЛС-2М; в процесі буріння з запам'ятовуванням інформації в електронній пам'яті (знімання інформації повинен здійснюватися під час зупинки процесу буріння за допомогою кабелю з "мокрим контактом"); для геофізичних вимірів у відкритому стовбурі в безперервному режимі зі швидкістю до 1500 м/ч; в колоні ЛБТ в режимі з локацією сталевих замкових з'єднань.

Список літератури

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