2) Прибор гамма-каротажа с ЗУ повышенной вместимости: имеет способность вести запись данных гамма-каротажа, как в реальном режиме бурения, так и в режиме запоминания ЗУ - с 8-секундным интервалом на протяжении свыше 400 часов бурения.

3) Запоминающее устройство прибора обеспечивает поддержку в случае прерывания передачи данных или обнаружения сигнала, а также каротаж с высокой разрешающей способностью на высоких скоростях бурения.

Калибровка приборов ведется соответственно стандарту со ссылкой на испытательный участок Университета Хьюстона Американского нефтяного института. Данные с прибора можно представить в эквивалентных единицах API (АНИ) (или AAPI - кажущиеся АНИ) и сравнить непосредственно со сходными приборами MWD и кабельными системами такого каротажа.

Гамма-детектор - это высокопрочный узел сцинтилляционного счетчика и фотоумножителя. С целью обеспечения прочности и надежности оборудования детектор имеет встроенный амортизатор и гаситель вибрации.

Безостановочный термопринтер обеспечивает как черновую, так и окончательную распечатку графика на рулонной или веерной бумаге и рулонной пленке (для последующего копирования)

Данные каротажа можно также выводить в стандартном формате базы данных (DBF) или как LAS на дискету. С наземной системы возможна передача в стандартном для нефтегазовой промышленности формате WITS, если необходимо предоставление данных гамма-каротажа в реальном времени на отдаленный компьютер по проводу коммуникационной связи.



Рис.2.19 Образец диаграммы гамма-каротажа

Широкое использование типовых устройств распространения волн также обнаружили для геологов и геофизиков проблемы корреляции, полученных результатов, с обычно используемой и хорошо известной в кабельных исследованиях индукционного каротажа частоте 20KHz. Особенно это проявляется в условиях, где породы анизотропны (например, при каротаже горизонтальных скважин в пласте).

Исследования должны обеспечивать высокоточные измерения, последовательно и непосредственно сопоставимые с обычно используемыми измерениями кабельного типа (т.н. индукционный каротаж). Результатом этой философии развития стал модуль TRIM, работающий на частоте 20KHz и помещенный в минимально коротком переводнике (около 4м), который может быть подключен к стандартной телесистеме Ориентир (с гаммой и без) как потребуется на буровой. Исследования имеют азимутальное направление.



Рис.2.20. Процесс измерения

Многовибраторная антенна состоит из 3 катушек размещенных соосно:

Генератор-передатчик (Tx), Главный Приемник (Rx) и Задний Приемник (BRx).

Антенна передатчика возбуждается специальным усилителем большим переменным током и частотой 20KHz. Переменный ток производит чередование магнитного поля (первичного) и круговое распространение токов вокруг инструмента и буровой скважины, которое, распространяясь радиально в глубину прилегающих пород, является функцией частоты возбуждения и определяет проводимость (резистивность) пород.

Целью использования двух катушек приемника (BRx и Rx) является устранение эффекта первичного магнитного поля. Катушки так намотаны чтобы индуцируемое напряжение в каждой было равно и противоположно, что взаимно сбалансировано, это создает эффект отмены прямого взаимного сцепления между приемником и первичным магнитным полем. Взаимно сбалансированная техника также имеет эффект сосредоточения приемника, обеспечивая лучшую чувствительность и вертикальное разрешение чем приемник с одной катушкой.

Круговой ток, распространяющийся вокруг модуля производит вторичное магнитное поле, которое наводится непосредственно в приемники, производя напряжение что, является функцией проводимости породы.
Данные проводимости направляются непосредственно в блок электроники инклинометра SEA для передачи в режиме реального времени, а также записываются в память модуля. Это обеспечивает дублирование, и высокое дополнительное разрешение при интерпретации исследований, когда инструмент будет извлечен на поверхность. Память может содержать данные, получаемые каждые 8 - 200 секунд в зависимости от выбранной установки, чтобы соответствовать ожидаемой скорости проходки и началу сканирования. Можно установить задержку начала сканирования до 864,000 секунд, если потребуется.

Для сопоставления сканируемой глубины осуществляется связь с компьютером наземной системы, которая производится через кабели пульта бурильщика, на которые заводится информация от блока прослеживания глубины DTU.

Данные, получаемые при использования этого метода, аналогичны применяемым повсеместно кабельным исследованиям, но с лучшим, чем среднее кабельное исследование вертикальным разрешением. Большая глубина исследования уменьшает эффекты влияния на измерение в буровой скважине и любое проникновение раствора в породу. Таким образом, указанный модуль может определять Rt (истинную резистивность породы) без применения сложных корректировок и исправлений во всех типах бурового раствора, включая как на водяной основе, нефтяной основе, так и на газо- и пено- основах.

На рисунке 2.20 показан пример исследований, проводимый в скважине в Оклахоме (США) в 1999 году. Отражено исследование модулем TRIM против кабельных исследований ILM и ILD , что подтверждает его превосходную корреляцию.

Рис.2.21. Диаграмма резистивиметрии

Модуль имеет не одинаково радиальную, а азимутальную (боковую) направленность исследований.

Рисунок 2.22 показывает модуль в разрезе с очертаниями условных силовых линий. Их середина является максимальным уровнем сканирования. Используя поворот буровой колонны можно тем самым фокусировать направленность в требуемой плоскости сканирования.

Рис. 2.22 Схема азимутального измерения резистивиметрии

Глубина исследования позволит пользователю определять твердые и жидкие границы формаций на некотором расстоянии от буровой скважины. С малыми углами перехвата, типичными в горизонтальных скважинах это обеспечивает возможностью регулирования проводки буровой скважины в наиболее производительной части продуктивного пласта и эффективно удерживать это.

2.7.6 Геонавигация

Приведенные выше параметры телесистемы Геолинк Ориентир позволяют использовать ее в качестве многофункционального геонавигационного блок-модуля для решения геолого-технических задач при бурении сложных (по профилю и разрезу) скважин. Блок геонавигации предназначен для оперативного управления проводкой скважин по геофизическим данным, получаемым по электромагнитному каналу связи, и позволяет повысить точность проводки стволов по продуктивному пласту, уменьшить количество, а в некоторых случаях исключить промежуточные каротажи, исключить ошибки в проводке горизонтальных скважин не по продуктивному пласту. Необходимость точной привязки местоположения забоя связана с тем, что продуктивный интервал имеет толщину порядка нескольких метров, ниже которых находится вода.

Гамма-каротаж (ГК) основан на том, что горные породы обладают некоторой, хотя и небольшой радиоактивностью. Гамма-каротаж состоит в измерении интенсивности естественного г-излучения по стволу скважины. Для этого пользуются скважинным прибором, содержащим индикатор г-излучения. В результате измерений получают кривую изменения г-излучения по стволу скважины в масштабе глубины, называемую кривой гамма-каротажа (ГК).

Кривая ГК характеризует г-активность пород, пересеченных скважиной, и в той или иной степени содержание в них радиоактивных элементов. Применение гамма-каротажа для изучения литологического разреза скважины основано на том, что породы различаются по содержанию в них радиоактивных веществ.

Характер связи между г-активностью пород и их литологическими свойствами устанавливается для данного района на основе сопоставления кривых ГК с литологическим разрезом ранее пробуренных скважин и сопоставления измерений г-активности керна с результатами его анализа. Как правило, содержание в породе радиоактивного вещества тем больше, чем больше в ней глинистого материала. В соответствии с этим глинистые пласты будут отмечаться на кривой ГК максимумами, а песчаные и чисто карбонатные - минимумами.

Ввиду того, что г-излучение обладает большой проникающей способностью и, в частности, проходит через обсадные трубы с не очень большим поглощением, гамма-каротаж можно проводить как в необсаженных, так и в обсаженных скважинах. Это свойство создает гамма-каротажу большие оперативные преимущества по сравнению с другими методами промыслово-геофизических исследований.

Модуль инклинометрических преобразователей (МИП) предназначен для измерения в процессе бурения и в статике, без циркуляции промывочной жидкости и передачи на модуль управления и связи зенитного угла, азимута и угла установки отклонителя.

Инклинометрические измерения в скважинах обычно проводятся аппаратурой, спускаемой на каротажном кабеле после бурения. Такая аппаратура не испытывает таких вибраций и ударов, как телесистемы в процессе бурения, поэтому требования к датчикам такого применения значительно ниже, а использовать их в процессе бурения не представляется возможным из-за невысокой надежности их работы в условиях бурения.

Определение параметров траектории ствола скважины опирается на информацию об углах положения оси скважинного прибора относительно плоскости горизонта (зенитный угол) и плоскости меридиана (азимут), а также знание протяженности скважины (по длине колонны труб или геофизического кабеля). Важным параметром для управления буровым агрегатом является угол отклонителя, т.е. поворот скважинного прибора вокруг оси скважины.

Если рассматривать задачу ориентации скважинного снаряда с теоретических позиций, то для ее решения необходимо задать положение (ориентацию) двух неколлинеарных векторов, ориентация которых, с одной стороны, априорно известна в опорной (базовой) системе координат, а с другой -- может быть определена относительно скважинного снаряда. Задание лишь одного вектора не позволит определить ориентацию скважинного снаряда вокруг этого вектора. Таким образом, для определения ориентации скважинного снаряда необходимо измерение или моделирование некоторых векторных величин, которые в принципе могут иметь самую различную физическую природу. Учитывая объект ориентации, в настоящее время возможно использование комбинаций из четырех векторов: вектора силы тяжести, вектора напряженности магнитного поля Земли, вектора угловой скорости суточного вращения Земли и вектора некоторого реперного направления, заданного у устья скважины.

Определение угла наклона скважинного прибора осуществляется по измерениям проекций ускорения свободного падения g на три взаимно перпендикулярные пространственные оси, можно выделить основной принцип построения инклинометрических систем: определение азимута скважины с помощью трёхосного магнитометра, который по аналогии с акселерометром измеряет проекции напряженности магнитного поля Земли на три взаимно перпендикулярные пространственные оси.

На основании этих данных и измеренных проекций g после соответствующих вычислений получают значение азимута, угла наклона и угла положения отклонителя в любой точке ствола скважины и его пространственную траекторию. Очевидно, что таким способом траектория строится в магнитных координатах, поскольку азимут скважины отсчитывается от направления на магнитный полюс Земли.

Подавляющее большинство инклинометров, применяемых в необсаженных скважинах, построено на этом принципе. Эти приборы, не содержат подвижных элементов, отличаются достаточной вибро- и ударостойкостью и работают в широком диапазоне изменения температур. По точности выработки информации о направлении меридиана они вполне бы устраивали практически любого потребителя (поскольку производится ряд моделей с погрешностью около 0,2 град). Однако погрешность таких «магнитных» навигационных систем сильно зависит от наличия вблизи магнитометров магнитных масс, например, бурильных труб, обсадных колонн и т.п., и в ряде случаев может быть недопустимой. При зарезке боковых стволов из обсаженных скважин или при кустовом бурении с морских платформ оперативное управление траекторией ствола скважин при помощи таких «магнитных» систем нежелательно, хотя и возможно при некотором удалении от больших магнитных масс.

Исследования, анализ, лабораторные и стендовые испытания некоторых конструкций, близких по техническим требованиям и условиям эксплуатации, забойных телесистем при их длительной непрерывной работе (магнитомодуляционные, двухкоординатные на горизонтируемой платформе, трехкоординатные, неподвижно закрепленные, хемотронные и акселерометрические) показал, что система трехкоординатных, магнитомодуляционных и акселерометрических датчиков обеспечивает достаточную точность и надежность в работе в условиях бурения.

Имея набор отклонений показаний датчика изменения азимута при разных зенитных углах и углах разворота, внесенных в таблицу, можно программно учитывать и вносить поправки в результаты вычислений. На участках, где значения угла зенита и угла разворота не соответствуют точкам замеров при калибровке, используется линейная интерполяция.

Предлагаемый геонавигационный модуль для системы MWD (инклинометрия в процессе бурения) позволяет рассматривать ее как систему LWD (каротаж в процессе бурения). Геонавигационный модуль ГНМ состоит из аппаратурно-программного и программно-методического модулей.

Предлагаемый аппаратурно-программный модуль обеспечивает измерение параметров разбуриваемых пород. Для этого используются все компоненты телесистемы и выполненный отдельным конструктивным модулем модуль гамма-каротажа, подключаемый к телесистеме. Возможна регистрация следующих параметров:

ГК - естественная гамма активность разбуриваемых пород;

КС - кажущееся удельное сопротивление разбуриваемых пород, определяемое по напряжению и току диполя электромагнитного канала связи;

ВК - измерение интегрального уровня продольных вибраций буровой колонны акселерометром инклинометрического датчика (виброкаротаж);

Кроме ГК, нет специально организованных зондов, все параметры получаются как производные.

Программно-методический модуль обеспечивает обработку результатов измерений аппаратурно-программного модуля и включает в себя программное обеспечение (программа «GEONAG») и портативный компьютер (Notebook) - может использоваться Notebook, входящий в комплект телесистемы с которой используется модуль, или отдельный.

В гамма-методе изучают естественную радиоактивность горных пород по данным измерений интенсивности естественного гамма-излучения вдоль ствола скважины.

Радиоактивность осадочных горных пород обусловлена присутствием в них радиоактивных элементов - урана, тория, актинии, продуктов их распада, а также изотопа калия [21].

Содержание радиоактивных элементов в породах измеряется в граммах радия-эквивалента на 1 г породы (гRa = экв/г). На практике пользуются меньшей единицей микромикрограммом радия-эквивалента на 1 г породы: 1 мкмкг.

Модуль гамма-каротажа выполнен на основе сцинтилляционного блока.

Сцинтилляционный счетчик состоит из фотоэлектронного умножителя, перед фотокатодом которого установлен сцинтиллятор; фотоэлектронный умножитель подключен к измерительной схеме с регистрирующим прибором на ее выходе.

Индикатором гамма-излучения является прозрачный кристалл йодистого натрия,

активированного таллием - NaJ(Tl), молекулы которого обладают свойством сцинтилляции - испускания фотонов света при воздействии гамма - квантов. Фотоны отмечаются фотоумножителем и вызывают поток электронов к аноду (ток).

Большим преимуществом сцинтиллятора является высокая эффективность счета (регистрируется до 50 - 60% гамма-квантов, проходящих через кристалл) по сравнению с другими типами счетчиков, эффективность которых 1 - 5%. Это позволяет уменьшить длину счетчиков с 90 до 10 см, улучшить вертикальное расчленение и обеспечить малую статическую флуктуацию.

При работе с телесистемой LWD используется программное обеспечение аналогичное используемому при работе с телесистемой MWD. Данное программное обеспечение помимо инклинометрических параметров обеспечивает приём, оцифровку, фильтрацию и дешифрацию геофизических параметров передаваемых телесистемой LWD. Им же осуществляется регистрация, расчёт КС и преобразование геофизической информации в соответствии с тарировочными данными. Вся технологическая и геофизическая информация построчно записывается в текстовый файл. При частоте передаваемого сигнала: 10 Гц строки записываются через 20 сек.;5 Гц строки записываются через 40 сек.; 2,5 Гц строки записываются через 100 сек.

Индикатором гамма - излучения является прозрачный кристалл, молекулы которого обладают свойством сцинтилляции - испускания фотонов света при воздействии гамма - квантов. Фотоны отмечаются фото умножителем и вызывают поток электронов к аноду (ток).

Большим преимуществом сцинтиллятора является высокая эффективность счета (регистрируется до 50 - 60% гамма - квантов, проходящих через кристалл) по сравнению с другими типами счетчиков, эффективность которых 1 - 5%. Это позволяет уменьшить длину счетчиков с 90 до 10 см, улучшить вертикальное расчленение и обеспечить малую статическую флуктуацию.

На рис.2.23. приведена диаграмма радиоактивного каротажа, полученная в процессе бурения, и диаграмма стандартного электрического каротажа КС (ПС) на кабеле, снятая позднее в той же скважине. Степень корреляции кривых непрерывного гамма-каротажа и ПС высокая.

Рис. 2.23. Диаграмма радиоактивного каротажа

Так как гамма-каротаж в процессе бурения проводится со скоростью бурения (т.е. при очень медленном перемещении прибора по стволу скважины) и прибор сравнительно долго находится против исследуемых пластов, статистические вариации оказываются минимальными. Отсюда хорошая детализация разреза и сопоставляемость с кривой ПС.

Регистрация естественной радиоактивности горных пород, окружающих скважину горных пород в процессе бурения обеспечивают литологическое расчленение геологического разреза. Среди осадочных пород наиболее радиоактивными являются глины и калийные соли. Содержание радиоактивных элементов в глинах достигает 30 мкмкг Ra-экв/г и больше, причем более радиоактивными являются тонкодисперсные темно-окрашенные битуминозные глины морского происхождения. Поэтому на диаграммах максимальные показания соответствуют глинам и калийным солям.

Радиоактивность песков, песчаников, известняков, доломитов меньше, чем глин, и не превышает 8 мкмкг Ra-экв/г. Для этих пород установлена достаточно тесная прямая зависимость радиоактивности от содержания глинистого материала в породе, используемая на практике при оценке глинистости пород-коллекторов по данным гамма-метода. Характеризуются промежуточными показаниями.

Наименьшую радиоактивность, имеют породы гидрохимического комплекса: гипсы, ангидриты, каменная соль, за исключением калийной соли.

Электрический каротаж в процессе бурения скважин

Влияние вариации частоты зондирующего сигнала модуля КС на точность измерения удельного электрического сопротивления разбуриваемой породы определяется частотной дисперсией электрических характеристик. Экспериментальные исследования показали, что в диапазоне частот 100Гц-1МГц имеет место сильнейшая частотная дисперсия диэлектрической проницаемости физических сред при незначительной дисперсии удельного сопротивления. В работе приведены результаты экспериментов по частотной дисперсии электрических характеристик в диапазоне частот от 100 Гц до микроволновой области. Исследовалась частотная зависимость диэлектрической проницаемости е и удельной электрической проводимости у для типичной суглинистой почвы со средним содержанием воды около 10% по массе.

На низких частотах диэлектрическая проницаемость почвы очень велика, что присуще большинству геологических материалов и не связано с влиянием измерительных электродов. На частотах примерно до 1МГц эквивалентная проводимость постоянна, т.е. проводимость на постоянном токе в основном определяет потери в материале. Таким образом, разработанная схема электрического каротажа КС вполне обоснована и позволяет получить достоверную геофизическую информацию.

Функциональная схема модуля КС

Известные методы электрического каротажа скважин имеют ряд недостатков и ограничений. Традиционный метод электрического каротажа выполняется спуском на геофизическом кабеле каротажных зондов с последующим измерением разности потенциалов. Измерения требуют прерывания процесса бурения и освобождения скважины от колонны бурильных труб с долотом. Данным методом достаточно сложно проводить геофизические исследования (ГИС) в процессе бурения.

Отличительной особенностью разработанного геофизического модуля КС является простота реализации, высокая надёжность в эксплуатации и повышенная помехозащищённость, обеспеченная значительной мощностью зондирующего сигнала 100Вт и более.

В разработанном модуле фактический диаметр скважины и фильтрат бурового раствора практически не влияет на результаты измерений.

Разработанный и изготовленный модуль КС встроен в аппаратную часть забойной телеметрической системы и прошёл промысловые испытание.

Скважинные испытания модуля КС в процессе бурения

Макетный образец модуля КС успешно испытан при бурении скважин №5271 и 5410 Уренгойского ГКМ.

На рис.2.24. показана диаграмма кажущегося сопротивления, полученная в процессе бурения скважины №5410 Уренгойского ГКМ. Электрический каротаж проведён в интервале глубин по стволу скважины 2920-3115м., механическая скорость - 6,5 м/ч, время бурения - 29,6 ч. Показатели свойств бурового раствора: показатель фильтрации - 1,6 см3/., вязкость -70 сек., плотность - 1200кг/м3. Компоновка низа бурильной колонны: долото 215,9 МС-ГНУ, забойный двигатель-отклонитель Д-195, телесистема, бурильные трубы ТБПВ127Х9. Кривая сопротивления (кривая 1) выделяет границу глинистой кровли и нефтенасыщенного пласта высокого сопротивления БУ9. При корреляции разреза по кривой гамма-каротажа (кривая 2) кровля продуктивного пласта БУ9 отбивается на глубине 2706 м. по вертикали, что соответствует данным электрического каротажа с телесистемы. С глубины 2722м. пласт БУ9 сложен водонасыщенным песчаником, что подтверждается кривой 1, показывающей снижение удельного сопротивления в нижней части пласта БУ9.

Рис. 2.24. Диаграмма кажущегося сопротивления

На рис.2.25 изображена диаграмма электрического каротажа скважины №5271 в сравнении со стандартной кривой КС. Сравнительный анализ данных, полученных модулей КС (кривая 2) и стандартной аппаратурой каротажа (кривая 1) , показывает хорошую корреляцию, работоспособность и эффективность модуля КС.

Рис. 2.25. Диаграмма электрического каротажа

Исключительный интерес представляет измерение вибраций бурового инструмента в процессе бурения. Частотный и амплитудный спектр вибрационных колебаний характеризует упругие свойства горных пород и, в свою очередь, несет информацию о литологическом составе разбуриваемого пласта.

Регистрируя сигнал от вибродатчика продольных колебаний, установленного вблизи долота, и, исследуя частотный спектр сигнала при бурении в различных блоках горного массива, можно заметить основную гармонику, равную трехкратной частоте вращения долота (по количеству шарошек). С увеличением твердости разбуриваемых пород растет амплитуда сигнала вибрации, частотный спектр колебаний достаточно хорошо дифференцируется и коррелируется с данными акустического каротажа, надежно дифференцируя разрез по буримости.

Учитывая то, что одинаковая буримость горных пород характеризует определенную горную породу, то достаточно передавать на дневную поверхность индекс буримости от 1 до 10.

Высокая корреляция данных виброкаротажа с данными акустического каротажа позволяет использовать его в качестве важного геофизического параметра для детального расчленения геологического разреза, его прогнозирования. Тесная связь параметра вибрации с результатами акустического каротажа дает возможность получать информацию о прочностных свойствах разбуриваемых пород и использовать эти данные для технологического контроля процесса бурения.

Рис.2.26 Сравнительная характеристика данных акустического каротажа и виброграммы

На уровне количественных свойств и отношений для бурящейся скважины можно указать конечное множество переменных, практически полно описывающих процесс разрушения горных пород.

Установлены тесные корреляционные связи между буримостью горных пород и их геофизическими параметрами по данным измерений электрических, акустических и плотностных характеристик. Это дает возможность, исследуя механический процесс разрушения горных пород через вибрационные характеристики, определять механические свойства горных пород и выбрать оптимальный режим работы долота.

С целью практической реализации определения скорости вращения долота через измерение на забое вибраций бурового инструмента были выполнены измерения на модели бурового стенда. Акселерометр типа АДXL 50 АН жестко закрепляли на шасси скважинного прибора, сигналы с датчика после линейного усилителя (коэффициент усиления-8) подавались на вход АЦП и по шине RS 232 на порт Notebook IBM. Спектр энергий вычисляли по программе преобразований Фурье. Сравнивая скорость вращения бура с данными спектрограмм, надежно выделялись максимумы энергии этих частот, соответствующие определяемым скоростям вращения долота.

Таким образом, используя в скважинном приборе вычисления спектров вибросигнала с помощью сигнального процессора фирмы Analog Device, по данным измерений вибраций можно определить скорость вращения долота.

В заключение хочется написать, что уже давно стало известно, что горизонтальные скважины являются более выгодными с точки зрения добычи нефти, дебит которой зависят от длины горизонтального участка скважины.

Появились идеи совмещения процесса бурения с геофизическими и технологическими измерениями с помощью датчиков, установленных в бурильной колонне вблизи долота.

Необходимость расширения геофизического комплекса методов на различной физической основе обусловила создание цифровой комплексной скважинной аппаратуры, когда измеряются большое количество различных геофизических параметров, передаваемых по беспроводным каналам связи к наземной обрабатывающей и регистрирующей аппаратуре.

Однако, как бы не были совершенны зарубежные и отечественные инклинометрические телесистемы, большой процент наклонно направленных и горизонтальных скважин проводится не по продуктивному пласту и, с точки зрения геофизики, вслепую. Причиной этого является отсутствие геофизической информации в процессе бурения.

Есть два подхода его решения:

1) При бурении проводить привязочные каротажи.

2) Использование системы, регистрирующие геофизические параметры и передающие их на поверхность в режиме реального времени (непосредственно при бурении), так называемые LWD-системы. Данный подход обладает преимуществом по сравнению с первым, так как возможна более оперативная корректировка траектории скважины и не затрачивается дополнительное время на привязочные каротажи.

Прием и обработка информации на поверхности при работе с телесистемами осуществляется с помощью IBM PC, что гарантирует качество и надежность приема и обработки скважинной информации. Основное преимущество систем с дистанционной передачей заключается в возможности немедленного поступления глубинной информации к оператору.

В настоящем проекте предлагается привлечение сервисной компании с применением телесистемы Геолинк Ориентир с блоками инклинометрии, гамма-каротажа, резистивиметрии и датчиком вибрации для оказания услуг по высокоточному бурению и геонавигации, что позволит отказаться от ряда каротажей (в частности каротаж на трубах с использованием комплекса АМК «Горизонт», проводимый при превышении зенитного угла в скважине 45 градусов), обеспечить заданную точность проводки скважины, добиться увеличения скоростей бурения, избежать исправлений ствола скважины (при непопадании в заданную точку или самопроизвольном уводе по азимуту).

ГЛАВА 3 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ «ORIENTEER»

При бурении горизонтальных скважин неточности ориентирования отклоняющих компоновок и учета угла закручивания бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя вызывают изменение азимута скважины, пространственное искривление траектории ствола горизонтальной скважины и увеличение объема работ с отклонителем. При работе с отклонителем ограничивают нагрузку на долото из-за того, что отклонитель устанавливается в требуемое положение перед началом бурения на длину бурильной трубы, затем ведущая труба фиксируется в клиньях, ротор стопорится и бурение ведется с ограниченной нагрузкой во избежание появления большого реактивного момента и «сбития» нужной установки (или, если имеет место безориентированный набор зенитного угла или стабилизация параметров - пространственное изменение ствола скважины - увод по азимуту). При бурении телесистемой нет необходимости в бурении с постоянной и ограниченной нагрузкой, поскольку установка отклонителя отображается в режиме реального времени и при необходимости можно варьировать нагрузку, оперативно уменьшать или увеличивать, что позволяет изменять механическую скорость бурения. Кроме того, при работе без телесистемы существует необходимость замера угла и азимута пройденного интервала инклинометром и проведения других дорогостоящих геофизических исследований. Привязка к реперным пластам проводится до или после бурения соответствующего интервала, и в случае ошибки, отклонения параметров от проектных или неучитывания особенностей залегания продуктивных пластов (что не всегда является возможным) - все это может привести к неудовлетворительному результату бурения, невыполнению задания по проводке скважине по наиболее продуктивному коллектору, вскрытию ВНК, что приведет к быстрому обводнению скважины при дальнейшей эксплуатации. Возможно и установка опорного моста и перебуривание скважины.

При применении телесистемы бурение осуществляется в режиме геонавигации.

Для предотвращения возникновения отрицательных явлений и повышения точности проходки горизонтальных скважин предлагаю внедрить для бурения скважины Северо-Уренгойского месторождения телеметрическую систему «Geolink Orienteer» на отрицательных импульсах давления с блоками инклинометрии, гамма-каротажа, резистивиметрии и датчика вибрации. Применение телесистемы обеспечивает следующие технологические преимущества:

­ непрерывный контроль над параметрами ствола горизонтальной скважины и ориентирование отклоняющих компоновок в процессе бурения;

­ траектории скважин имеют менее выраженный пространственный характер, что является результатом контроля над положением отклонителя и параметрами искривления ствола;

­ экономится время связанное с ориентацией отклонителя и снятия замеров зенитного угла и магнитного азимута;

­ экономится время на инклинометрические и геофизические измерения;

­ улучшается точность проводки горизонтальных скважин, отсутствуют резкие перегибы ствола.

В качестве базы сравнения принимается вариант бурения с отклонителем без применения телесистемы и вариант бурения с отклонителем и телесистемой. Эффект достигается за счет улучшения показателей механического бурения, а также уменьшения количества вспомогательных работ, связанных с необходимостью проведения дополнительных инклинометрических и геофизических исследований.

В связи с применением телесистемы предлагаю при строительстве скважины исключить каротаж на трубах с применением комплекса АМК «Горизонт», поскольку телесистема позволяет осуществить практически все виды каротажа, проводимые комплексом АМК «Горизонт», а влияние таких причин, как увеличение зоны проникновения фильтрата бурового раствора со течением времени и соответствующего влияния на точность и правильность полученных результатов геофизических исследований, существенно снижено.

Не предполагается покупка телесистемы. Для бурения скважины привлекается сервисная компания по направленному бурению.

Показателями для экономической оценки сравниваемых вариантов являются:

- проходка на долото, м;

- механическая скорость проходки, м/час;

- цена долота, долл. США.

С целью соблюдения условий сопоставимости, показатели взвешиваются по объему проходки.

Средняя проходка на долото определяется по формуле:

,

где H - интервал бурения, м;

nб - количество отработанных базовых долот в интервале соответственно, шт.

Затраты времени на механическое бурение определяется по формуле :

,

где Vмех -механическая скорость бурения, м/ч.

Затраты времени на спуско-подъемные, подготовительно - заключительные и вспомогательные работы к рейсу принимаются по нормативным данным.

При бурении с использованием телесистемы снижение времени определяется:

t = tб - tтел ,

где tб -время механического бурения, ч.

tтел -время механического бурения с использованием телесистемы, ч.

t=525.8-375.6=150.21ч

Количество станко-месяцев при бурении с использованием телесистемы определяем по формуле:

Тб = Н : Vк.б ,

Тб = 3558: 1495=2,38ст.-мес. ( )

Тб.ч = 2,38Ч 720=1713,6ч

Тогда календарное время (Ттел) при бурении с использованием телесистемы составит:

Ттел = 1713,6-150,21=1563,39ч

Соответственно количество станко-месяцев (Тк.тел) при бурении с использованием телесистемы составит:



Коммерческая скорость бурения при бурении с использованием телесистемы составит:

Исходные данные для расчета оценки эффективности представлены в таблице 3.1. Данные расчёта сводим в таблицу _3.2_

Таблица 3.1. Оценка эффективности бурения горизонтальных скважин с телесистемой

Показатели	Единицы измерения	Бурение с отклонителем без телесистемы	Бурение с отклонителем и телесистемой	Источник получения информации
Северо-Уренгойское меместорождение		1031	следующая скважина (№ скв. уточняется после утверждения проекта на бурение)
1. Цель бурения	-	«Эксплуатация»	ГТН
2. Способ бурения	-	Роторно-винтовой	ГТН
3. Вид привода	-	Электрический	ГТН
4. Глубина скважины, ствол (вертикаль)	м	3558 (2950)	ГТН
5. Коммерческая скорость бурения	м/ст.-мес	1495	расчет	ГТН
6. Интервал бурения	м	850-3558*	ГТН
7. Проходка на долото	м	550*	Отчет по расходу долот ОАО «СУСС»
8. Механическая скорость бурения	м/ч	5,15	7,21*	Отчет бурового мастера
9. Средняя стоимость долота серии MX	руб.	230 000	Отчет БК «СУСС»
10. Средняя стоимость аренды ВЗД (на гарантированный межремонтный период - 150ч.)	руб.	328 500	Счет аренды фирмы «Сокол»
11. Межремонтный период работы ВЗД (гарантированный фирмой-изготовителем и указанный в паспорте)	ч.	150	Паспорт на ВЗД «Сокол»
12. Стоимость сервиса с телесистемой «Orienteer», за скважину	руб.	-	7220000	Счет компании «АйДиЭс Навигатор»
13. Стоимость проведения 1 операции комплекса геофизического исследования АМК «Горизонт»	руб.	874 800	-	Счет компании «АйДиЭс Навигатор»
14. Сметная стоимость скважины	тыс.руб.	104961,0
15. Сметная стоимость 1 часа работы буровой установки по затратам зависящим от времени	руб.	42 980	расчет	Смета на бурение
16. Сметная стоимость 1 метра бурения	руб.	29 500	29377	Смета на бурение

1. Глубина 850 м соответствует глубине начала набора параметров кривизны скважины.

2. Механическую скорость бурения с телесистемой выше на 30-50% по сравнению с базисным вариантом без телесистемы.

3. Средняя проходка на долото определена исходя из требования Заказчика во избежание ловильных работ в связи оставлением шарошек, элементов вооружения долота на забое (долото не отрабатывается до «наработки на отказ»), по согласованию с фирмой-производетелем долота Хьюз Кристенсен (фирма гарантирует, что на долото можно взять определенный метраж, при соблюдении технологической программы отработки долота) при и опыта отработки долот на данном месторождении. На один и тот же тип долота планируется взять одинаковое количество метров, но за разное время.

4. Для исследования по специальным технологиям (Горизонталь, АМК «Горизонт», АМАК-Обь), т.е. приборами, спускаемыми на бурильных трубах или совместно на кабеле с бурильными трубами, нормы времени на регистрацию рассчитывались на основе норм штучного времени на 1 свечу.

Определяем затраты на бурение по базовому варианту:

Затраты на долота:

Здол= 5Ч230000=1150000руб

Затраты на механическое бурение

Змех.б=525,81Ч42980=22599313,8руб.

Затраты на ВЗД ДРУ

ЗВЗД= 4Ч328500=1314000руб

Затраты на проведение операции комплекса геофизического исследования АМК «Горизонт»

З геоф=874800Ч1=874800руб.

Затраты на бурение с использованием телесистемы

Здол.тел= 5Ч230000=1150000руб

Змех.тел=375,6Ч42980=16143228руб.

Затраты на ВЗД ДРУ с использованием телесистемы

ЗВЗД.тел= 3Ч328500=985500руб

Определяем общие затраты на бурение по базовому варианту:

Зобщ.б=1150000+22599313,8+874000+1314000=25937314руб.

Определяем общие затраты на бурение с использованием телесистемы

Зобщ.тел=1150000+16143228+7220000+985500=25498728руб.

Определяем снижение затрат на бурение при использовании телесистемы

ДЗ=25937314-25498728=438586руб.

Из данных расчётов следует, что при внедрении технологии бурения с использованием телесистемы наблюдается снижение сметной стоимости на бурение более чем на 0,4%. Необходимо отметить, что при использовании телесистемы для бурения скважины дает выигрыш по времени более чем 6 сут, а это дополнительная добыча нефти и газа.

Таблица 3.2 Основные технико-экономические показатели

Показатели	Единицы измерения	Бурение с отклонителем без телесистемы	бурение с отклонителем и телесистемой
Цель бурения	-	«Эксплуатация»
Способ бурения	-	Турбинно-роторный-винтовой
Вид привода	-	Электрический
Глубина скважины, ствол (вертикаль)	м	3558 (2950)
Коммерческая скорость бурения	м/ст.-мес	1495	1640
Интервал бурения	м	850-3558
Проходка на долото	м/дол	550	550
Механическая скорость	м/ч	5,15	7,21
Затраты времени на механическое бурен	ч	525,81	375,6
Снижение затрат времени	ч		150,21
Средняя стоимость долота серии MX	руб.	230 000
Средняя стоимость аренды ВЗД	руб.	328 500
Межремонтный период работы ВЗД (гарантированный фирмой-изготовителем и указанный в паспорте)	ч.	150
Стоимость сервиса с телесистемой «Orienteer», за скважину	руб.	-	7220000
Стоимость проведения 1 операции комплекса геофизического исследования АМК «Горизонт»	руб.	874 800	-
Сметная стоимость скважины	тыс.руб.	104961,0
Сметная стоимость одного метра проходки	руб./м	29 500	29377
Снижение сметной стоимости одного метра проходки	руб./м	-	123

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Необходимость повышения экономической эффективности (рентабельности) геологоразведочных работ, разработка труднодоступных месторождений и месторождений с трудно извлекаемыми запасами углеводородов требуют применения более эффективных технологий, новых технических средств и грамотного мониторинга на всех стадиях разработки месторождений.

Построение информационных моделей немыслимо без геофизического сопровождения процесса разработки залежей, использования контроля за процессами интенсификации режима работы скважин и месторождений.

Одной из современных технологий увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов является разработка месторождений углеводородов наклонно-направленными, горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами.

Это потребовало создания новых технических средств и технологий бурения, освоения скважин, вскрытия пластов и эксплуатации месторождений.

Оказались ограниченными методы оптимизации процесса бурения и геофизических исследований пологих и горизонтальных скважин аппаратурой на каротажном кабеле, систем с проводными каналами связи.

Рассмотренные в работе вопросы оптимизации процесса проводки точно направленных скважин и геофизических исследований в процессе бурения бескабельными системами открывают новые перспективы повышения эффективности разведки и разработки месторождений нефти и газа.

Исследования по оценке возможностей каналов связи, накопленный опыт конструирования телеметрических систем различного назначения, позволили определить область применения канала “забой - устье”, их перспективность для решения конкретных технических и геологических задач.

Следует заметить, что некоторая ограниченность пропускной способности разработанных каналов передачи сообщений требуют их использования для передачи оперативной информации, необходимой для управления процессом бурения и прогнозирования геологического разреза с целью выделения зон аномального пластового давления, обнаружения тектонических нарушений, уверенной проводки скважины по продуктивному пласту.

Большая часть данных измерений может быть записана в память для последующего извлечения на поверхность, воспроизведения и анализа.

Достаточно заметить, что более 80 % всех нефтяных и газовых скважин в мире бурятся с горизонтальным окончанием. Выполненный мной анализ эффективности применения новой технологии дает эффект тогда, когда все этапы проводки скважины, ее освоения и эксплуатации выполняются квалифицированно совместными усилиями геологов, геофизиков, буровиков, нефтяников и технологов.

Скважинные измерительные системы с различными каналами связи уже сейчас решают широкий круг производственных задач при бурении скважин, их исследовании, и промышленной эксплуатации.

Бескабельные и комбинированные измерительные системы надо рассматривать как средство получения дополнительной, а порой и единственной информации об объекте исследований при решении конкретной геологической или технической задачи в общем комплексе геологоразведочных работ, в различных отраслях промышленности и научных исследованиях.

Инклинометрия и применение дополнительных геофизических модулей занимает одно из самых существенных положений в проводке, исследовании и документировании траекторий и геофизических параметров наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Повышение требований к точности проводки таких скважин потребовали разработки более точных систем, встраиваемых в буровой инструмент, спускаемых на бурильных трубах.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Стандарт предприятия. Технико-технологический регламент на проектирование и строительство скважин. ОАО «СН-МНГ». Мегион, 2000.

2. Зональный рабочий проект на строительство эксплуатационных горизонтальных скважин на пласт БУ-8. ОАО «СибНИИНП». Тюмень, 2003.

3. Калинин А.Г. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.- 450 с.

4. Рязанов В.И., Бурение горизонтальных скважин. - Томск: Изд. ТПУ, 2002.- 42 с.

5. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири. СибНИИНП, 1986.

6. Басарыгин Ю.М. Строительство наклонных и горизонтальных скважин. - Москва, ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 262 с.

7. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 5 июня 2003 г. N 56). Москва, 2003.

8. Ерохин В.П. Развитие техники и технологии строительства скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №2 - с. 74-79.

9. Сургутское УБР-1. Различные технологические процессы бурения скважин // Бурение и нефть. - 2004 - №6 - с. 18-20.

10. Ишбаев Г. Алмазные долота и другие технические средства для проводки скважин ООО «НПП «БУРИНТЕХ» // Бурение и нефть. - 2004 - №4 - с. 29-31.

11. Ишбаев Г. Проводка наклонно-направленных скважин алмазными долотами PDC производства ООО «НПП «БУРИНТЕХ» // Бурение и нефть. - 2004 - №6 - с. 12-13.

12. Басарыгин Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - Москва.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 680 с.

13. Ганджумян Р.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. - Москва.: Недра, 2000. - 500 с.

14. Абубакиров В.Ф. Буровое оборудование. - Москва.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 495 с.

15. В.И. Рязанов. Расчёт колонн бурильных труб. - Томск: Изд. ТПУ, 2002. - 66 с.

16. Спивак А.И. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. - Москва.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 510 с.

17. Госгортехнадзор Российской Федерации «Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин № 10-13/127 от 12.03.1997 г». Москва, 1997.

18. «Стандарт предприятия на крепление скважин». Мегион, 2000.

19. Воевода А.Н. Монтаж оборудования при кустовом бурении скважин. - Москва.: Недра, 1987. - 205 с.

20. Богданов В.Л., Матвеев Н.И., Нуряев А.С., Медведев Н.Я., Батурин Ю.Е., Юрьев А.Н. Проблемы и результаты разработки месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №2 - с. 28-31.

21. Инженерный подход к бурению горизонтальных скважин. «Sperry-Sun Drillinq Services», 1992.

Размещено на Allbest.ru