и боковыхстволов
Лугуманов М.Г., Муравьев П.П.
Введение
Длякачественной, безаварийной проводки скважин на нефть и газ в сложныхгорно-геологических условиях крайне важна оперативная геологическая итехнологическая информация, получаемая непосредственно в процессе бурения,особенно при бурении горизонтальных скважин и боковых стволов.
Геолого-геохимическаяи технологическая информация, полученная в процессе бурения, позволяетпроводить литолого-стратиграфическое расчленение разреза, прогнозироватьглубину залегания кровли продуктивного пласта, проводить выбор оптимальнойтраектории вскрытия пласта, оперативно корректировать траекторию стволагоризонтальной скважины при выходе долота за пределы пласта-коллектора,осуществлять безаварийную проводку скважины при минимальных затратах.
Важностьтакой информации обуславливается еще и тем, что режим первичного вскрытияпродуктивного пласта в процессе бурения скважины оказывает большое влияние настепень эффективности его последующего освоения и эксплуатации. Преимуществометодов, основанных на исследовании геологической и технологической информациив процессе бурения, перед традиционными геофизическими методами заключается втом, что минимальный разрыв между вскрытием пласта и исследованием позволяет свестик минимуму влияние неблагоприятных факторов, таких как проникновение фильтратав пласт, кольматация и др. Оптимальный режим вскрытия должен обеспечиватьсохранение естественных коллекторских свойств пласта в прискважинной зоне,обеспечивая максимальную продуктивность скважины на стадии ее освоения иэксплуатции. Успешное решение этих задач возможно только при наличии наиболееполной и достоверной информации о геологическом разрезе и режимных параметрахбурения.
Дляэтих целей в ОАО НПФ «Геофизика» разработаны и выпускаются серийно несколькоинформационно-измерительных систем контроля и управления процессомстроительства нефтяных и газовых скважин:
станцияконтроля технологических параметров бурения «Леуза-2»;
станциягеолого-геохимических исследований в процессе бурения «Геогаз-1»;
станциягеолого-технологических исследований в процессе бурения «Геотест-5».
Наличиетакого довольно широкого набора контрольно-измерительных станций обеспечиваетполный контроль, оперативный анализ и принятие наиболее оптимальной технологиипроводки как разведочных, так и эксплуатационных скважин в различныхгорно-геологических условиях.
Основные сведения о станциях
Станцияконтроля процесса бурения «Леуза-2» предназначена для непрерывного контроля ирегистрации основных технологических параметров бурения. Станция состоит изкомплекта датчиков технологических параметров, табло бурильщика и рабочегоместа 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.
Всерийном варианте станции «Леуза-2» регистрируются следующие первичныепараметры:
весколонны на крюке;
крутящиймомент на роторе;
давлениепромывочной жидкости (ПЖ) на входе нагнетательной линии;
плотностьПЖ в приемной емкости;
уровеньПЖ в приемной емкости;
индикаторпотока ПЖ на выходе;
расходПЖ на входе;
датчикглубины.
Принеобходимости станция «Леуза-2» может комплектоваться дополнительным наборомдатчиков, такими как электропроводность ПЖ на входе и на выходе; температура ПЖна входе и на выходе; момент на ключе; суммарное газосодержание и др., всего до32 параметров.
Информацияс первичных датчиков поступает на табло бурильщика и визуализируется нацифровых и линейных индикаторах в наглядном для бурильщика виде. В последующемвся информация после оцифровки и первичной обработки поступает на компьютер нарабочем месте мастера.
Программноеобеспечение (ПО) состоит из двух частей: ПО регистрации технологических данныхи ПО просмотра и обработки сохраненных данных.
ПОрегистрации технологических данных предназначено для сбора, хранения иобработки информации, поступающей с датчиков, расположенных на буровой, ипозволяет в реальном масштабе времени решить следующие задачи:
приеми оперативную обработку информации от датчиков технологических параметровбурения, расположенных на буровой;
расчетвторичных параметров;
визуализациюинформации на мониторе в виде диаграмм и в табличном виде;
формированиебазы данных реального времени в масштабах времени, глубины и «исправленной»глубины с дальнейшим сохранением всей информации на жестком диске;
расчети рекомендация наиболее оптимальных нагрузок;
выдачуоперативной информации на печать.
ПОпросмотра и обработки сохраненных данных предназначено для последующегопросмотра, анализа и интерпретации зарегистрированных данных, записанныхпредварительно в базу данных реального времени. Удобная система поиска файловпозволяет быстро найти любую нужную информацию по конкретной скважине за любойинтервал времени и глубины. По регистрируемым материалам в автоматическомрежиме составляются суточные рапорта, а также рапорта по конкретному интервалу,по долблению, по всей скважине. Рассчитываются и выдаются технико-экономическиепоказатели бурения.
Всяполучаемая информация передается через систему спутниковой связинепосредственно с буровой в технологические отделы управления буровых работпроизводственного объединения и центр обработки информации, что позволяетспециалистам технологической службы оперативно принимать решения по управлениюпроцессом проводки скважины при возникновении предаварийных и нештатныхситуаций.
Станциягеолого-геохимических исследований «Геогаз-1» предназначена для исследованиягеологического разреза разбуриваемого пласта путем анализа количества и составагаза в промывочной жидкости, эвакуированной из скважины, детальногоисследования шлама по всему стволу скважины, а при вскрытии потенциально продуктивныхинтервалов — исследования кернового материала.
Станцияразмещается в вагон-прицепе и состоит из блока газового каротажа, блока глубин,индикатора расхода ПЖ на выходе, комплекта геологических приборов и приборовдля исследования физико-химических и реологических характеристик промывочнойжидкости (рис.2).
/>
Рис.2. Станция геолого-геохимических исследований «Геогаз-1»
а)вагон-прицеп; б) блок газового анализа; в) геологические приборы.
Блокгазового каротажа включает:
желобныйдегазатор с газовоздушной линией;
осушительгаза и вакуум-насос;
анализаторсуммарного газосодержания;
газовыйхроматограф;
блоксопряжения с компьютером и компьютер с программным обеспечением.
Блокгазового каротажа функционирует следующим образом. Желобный дегазатор,размещенный в потоке бурового раствора, дегазирует часть этого раствора.Выделяющийся при этом газ по газовоздушной линии транспортируется с помощьювакуум-насоса от дегазатора до хроматографа и анализатора суммарногогазосодержания.
Комплектгеологических приборов включает в свой состав приборы для определениякарбонатности, плотности и пористости шлама и керна, газонасыщенности шлама иПЖ, люминесцентного анализа, микроскоп, весы и др. Вся геолого-геохимическаяинформация через устройство сопряжения поступает в компьютер и обрабатывается ианализируется с помощью специального пакета программ.
Станциягеолого-технологических исследований (ГТИ) «Геотест-5» представляет собойкомплекс аппаратно программных средств для автоматизированного сбора, обработкии интерпретации геологической и технологической информации, обеспечивающийбезаварийный и оптимальный режим проводки скважин и высокую геологическуюэффективность поисково-разведочного и наклонно-направленного бурения.
Встанции «Геотест-5» объединены в единый комплекс технологический модуль, срасширенным набором датчиков, входящий в состав станции «Леуза-2», а такжегеологический 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»
Станцияразмещается в специализированном благоустроенном вагон-прицепе или в контейнерена шасси КАМАЗа, разделенном на три отсека: аппаратурный, геологический ибытовой. В аппаратурном отсеке размещены два компьютера, один из которыхпредназначен для регистрации данных с буровой и работает в реальном масштабевремени, а второй компьютер служит для обработки и интерпретации данных ГТИ вавтономном 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.
Вгеологическом отсеке, совмещенным с прихожей установлен вытяжной шкаф и стол,где размещены геологические приборы для исследования шлама и керна. В этомотсеке имеется шкаф для рабочей одежды и раковина с умывальником.
Бытовойотсек оборудован полным комплектом бытового оборудования и средствамижизнеобеспечения, которые обеспечивают комфортное проживание и работу двухоператоров.
Технологияпроведения ГТИ в горизонтальных скважинах
Технологияпроведения ГТИ в горизонтальных скважинах имеет свои особенности в связи сизменением комплекса решаемых задач.
Основнымизадачами в процессе проводки горизонтальных скважин являются:
Выделениев разрезе бурящейся скважины пластов-реперов и определение момента вскрытиякровли коллектора.
Оперативнаякорректировка траектории ствола скважины при проходке горизонтального участка.
Предупреждениеи раннее диагностирование аварий и осложнений в процессе бурения.
Выделениеопорных пластов и реперов в процессе бурения вертикального участка стволаскважины необходимо для правильной ориентировки в разрезе с целью принятиясвоевременного решения о начале кривления ствола скважины. Для решения даннойзадачи в процессе бурения вертикального участка периодически (через 1 – 2 м)отбираются пробы шлама, проводится анализ шлама и керна с использованиемметодов обязательного комплекса (исследование шлама и керна под микроскопом,определение минерального состава пород, люминесцентно-битуминологическийанализ, определение плотности и пористости пород). По результатам анализа шламаи керна строится фактический литологический разрез бурящейся скважины, поданным механического каротажа уточняются границы смены пластов различноголитологического состава, проводится сравнение фактического разреза с прогнознымпо геолого-техническому наряду (ГТН) и при их несоответствии принимаютсяоперативные решения по корректировке технологии проводки скважины и началекривления ствола скважины. Выполнение данного этапа исследований необходимо,так как очень часто прогнозируемые глубины залегания пластов, указанные в ГТНна скважину, не совпадают с фактическими, и несвоевременное принятие решения оначале кривления может привести к невозможности проводки горизонтальногоучастка скважины по пласту-коллектору.
Приоритетнойзадачей при исследовании скважины на горизонтальном участке являетсяоперативная корректировка траектории ствола скважины. Для решения данной задачипроводится следующий комплекс исследований: отбор и детальный анализ проб шламаи образцов керна, изучение газонасыщенности промывочной жидкости и шлама,раздельный анализ состава извлеченного газа, механический и виброакустическийкаротаж, расходометрия, измерение плотности, температуры и удельногоэлектрического сопротивления промывочной жидкости. Отклонение траектории стволаскважины от проектной и вход в покрышку коллектора или в его подошвуобязательно приводит к изменению механической скорости бурения, смене литологическогосостава пород и уменьшению газонасыщенности промывочной жидкости, а переходводонефтяного контакта (ВНК) – к изменению состава углеводородных инеуглеводородных газов в промывочной жидкости и пробах бурового шлама.
Примерпроводки горизонтальной скважины на Татышлинской площади (РеспубликаБашкортостан) с использованием станции ГТИ показан на рис. 5. При проведениигеолого-технологических исследований проводились: газовый каротаж сиспользованием высокочувствительного газового хроматографа, механическийкаротаж, расходометрия, измерения плотности, температуры и удельногоэлектрического сопротивления промывочной жидкости, измерения давленияпромывочной жидкости на входе в скважину и веса бурильной колонны на крюке,отбор (через 1 м) и исследование проб щлама и образцов керна, периодическиеизмерения вязкости и водоотдачи промывочной жидкости. Для анализа шлама и кернаиспользовался стандартный комплект приборов и оборудования, входящий в составстанции «Геотест-5», а для выделения реперов в монотонной карбонатной толщевизейского яруса и изучения особенностей горных пород пласта-коллектора нагоризонтальном участке проводились исследования шлама и керна на спектрометреэлектронного парамагнитного резонанса (ЭПР-спектрометрия).
/>
Рис.5. Проведение геолого-технологических исследований в процессе бурениягоризонтальной скважины на Татышлинской площади (Республика Башкортостан).
Определениемомента вскрытия кровли терригенной толщи бобриковского горизонта четкофиксировалось резким увеличением механической скорости бурения (V),возрастанием суммарного содержания углеводородных газов в промывочной жидкости(Гс) и сменой литологического состава пород. При этом обнаружилосьнесоответствие прогнозных (по ГТН) и фактических отметок. Фактическая отметкакровли бобриковского горизонта оказалась на 30 м, а отметка кровли тульскогогоризонта на 25 м выше прогнозных. С учетом данного обстоятельства былапроведена корректировка траектории с целью выбора оптимального угла наклона привскрытии пласта-коллектора. Вскрытие покрышки продуктивного пласта,представленного глинистыми известняками, характеризовалось уменьшением V и Гс, появлением в пробах шлама глинистого известняка, т.е. сменой литотипа пород.Определение момента вскрытия продуктивного пласта проводилось по результатамгазового каротажа, механического каротажа, расходометрии и данным анализабурового шлама.
Привскрытии кровли продуктивного интервала на отметке 1500 м наиболее характернымипризнаками были: увеличение механической скорости проходки V и общегогазосодержания Гс промывочной жидкости, уменьшение плотности породпо шламу и увеличение пористости пород (Кп) с 5 % до 18 — 20 %,уменьшение глинистости известняков, возрастание интенсивности люминесценциибурового шлама и содержания битумоидов в образцах пород. При достижении забоя1580 м резко уменьшились V и Гс, изменился состав углеводородныхгазов, пористость пород уменьшилась до 10 %, что свидетельствовало оботклонении траектории скважины и вскрытии пород покрышки пласта. Была выданарекомендация на изменение траектории и до отметки 1720 м проводкагоризонтального участка проходила без осложнений по заданной траектории. Призабое 1720 – 1725 м уменьшилась V, несколько снизились газопоказания иизменился состав газа. Резко снизилась интенсивность люминесценции пород,незначительно уменьшились плотность и удельное электрическое сопротивлениепромывочной жидкости на выходе из скважины. Отмеченные признаки характерны привскрытии водоносного горизонта, т.е. очевидно был момент перехода водонефтяногоконтакта, о чем была информирована буровая бригада.
Впроцессе проведения ГТИ на скважине неоднократно выдавались предупреждения овыходе значения параметров режима бурения и промывки за заданные регламентомзначения, о поглощениях промывочной жидкости и др.
Такимобразом, в настоящее время имеется достаточно широкий набор технических средствГТИ с методическим и программным обеспечением для проведения широкого спектраработ и исследований наклонных и горизонтальных скважин в процессе бурения.Опыт применения аппаратурно-программных средств ГТИ в России и, в частности, вРеспублике Башкортостан, при проводке горизонтальных скважин, показываетвысокую эффективность геолого-технологических исследований как для решениягеологических задач, особенно при комплексировании их с геофизическими игидродинамическими исследованиями, так и для качественной безаварийной проводкискважины с минимальными материальными и финансовыми затратами.
Список литературы
Дляподготовки данной работы были использованы материалы с сайта npf-geofizika.ru/