Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная

6. Интервал затяжек, уступов, желобов, обвалов необходимо зафиксировать в буровом журнале.

7. Необходимо следить за исправной работой насосов и механизмов очистки промывочной жидкости (гидроциклоны, вибросита и т.д.).

8. После длительных перерывов в бурении, более 48 часов, ствол скважины следует проработать.

9. При бурении следует делать контрольный приподъем бурильной колонны на 10-15 м через 45 мин бурения при отсутствии затяжек и не реже чем через 15--17 мин бурения при их наличии. В последнем случае перед наращиванием надо прорабатывать пробуренный участок до полного устранения затяжек.

2.6.4 Газонефтеводопроявления

Для предотвращения образования газонефтеводопроявлений необходимо соблюдать следующие основные требования:

1.После цементирования кондуктора на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО) ОП5 - 350 / 80х35.

2.Перед установкой ПВО на устье скважины устанавливается колонная головка ОКО21 - 324х273х194.

3.Запрещается углубление скважины и подъем инструмента, если параметры бурового раствора не соответствуют параметрам, указанным в геолого-техническом наряде.

4.Бурение в интервалах с возможными газонефтеводопроявлениями необходимо осуществлять с установкой под рабочей трубой шарового крана.

Должен быть обеспечен объем запаса бурового раствора равный двум объемам скважины.

При подъеме бурильной колонны следует обеспечить непрерывный долив скважины и контроль за объемом доливаемой жидкости, пользуясь уровнемером.

При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.

При простоях скважины без промывки более 48 часов, перед подъемом инструмента необходимо произвести выравнивание раствора в соответствии с параметрами, указанными в ГТН. При простоях скважины более 48 часов, спуск бурильной колонны должен производиться с промежуточными промывками через 300 м и замером параметров бурового раствора, выходящего из скважины.

При наличии вскрытых пластов, склонных к газопроявлениям, подъем инструмента следует производить на пониженных скоростях до 1,0 м/с.

Опрессовку обсадных колонн, цементного камня, противовыбросового оборудования необходимо производить в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и «Инструкцией по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой».

При спуске обсадных колонн необходимо ограничивать скорость спуска в целях предотвращения гидроразрыва пластов. Запрещается бурение скважин при незагерметезированном устье ранее пробуренных на кусте.

К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями не допускаются специалисты, не прошедшие обучение в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении».

С членами буровых бригад проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно программе, утвержденной главным инженером предприятия.

После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника.

2.7 Выбор буровой установки

Буровые установки представляют собой совокупность наземных сооружений, бурового оборудования и механизмов, силового привода, контрольно-измерительных приборов, вспомогательных грузоподъемных механизмов, средств механизации, трудоемких и тяжелых процессов. Буровые установки должны соответствовать целям бурения, конструкциям скважин, климатическим, геологическим и географическим условиям [28-1].

Выбор буровой установки производится по её максимальной грузоподъемности, исходя из массы наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб.

Буровая установка должна соответствовать ГОСТ 16293-82, при этом также должны выполняться следующие условия:

Рок 0,9·Qмах (2.108)

где Рок - вес обсадной колонны, кН,

Qмах - допустимая нагрузка на крюке, кН.

Рбк 0,6·Qмах (2.109)

где Рбк - вес бурильной колонны, кН,

Рбк ·К Qмах (2.110)

где К - коэффициент прихватоопасности, К = 1,3.

Принимая во внимание тот факт, что проектируемая скважина является эксплуатационной, учитывая существующий парк буровых установок фирмы-подрядчика, выбирается буровая установка “Уралмаш” 4Э-76 3200/200ЭУК-2М, доукомплектованная оборудованием из набора НБО 3Д86. Техническая характеристика выбранной буровой установки представлена в таблице 2.18

По формуле 2.108:

1561 кН 0,9·2000 = 1800 кН.

По формуле 2.109:

1088 кН 0,6·2000 = 1200 кН.

По формуле 2.110:

1088 · 1,3 = 1414 кН 2000 кН.

На основании вышеперечисленных расчетов можно сделать вывод о том, что выбранная буровая установка подходит для бурения проектируемой скважины.

Таблица 2.18 - Техническая характеристика буровой установки Уралмаш 4Э-76 3200/200ЭУК-2М

Наименование параметров	Значение
Допустимая нагрузка на крюке, кН (тс) Условная глубина бурения, м Наибольшая оснастка талевой системы Диаметр талевого каната, мм Проходной диаметр стола ротора, мм Число силовых агрегатов Число основных буровых насосов Высота основания (отметка пола буровой), м Номинальная длина свечи, м	2000 3200 5Ч6 28 700 3 2 7,2 25

2.8 Проектирование бурового технологического комплекса

Буровая установка “Уралмаш” 3Д-76 укомплектована следующим оборудованием:

- вышка ВМУ-45х200У;

- кронблок УКБ-6-250;

- крюкоблок УТБК-5-225;

- вертлюг УВ-250МА;

- лебедка ЛБУ-1200К;

- ротор Р-700;

- насос УНБ-600А - 2 шт;

- привод лебёдки ротора АКБ-13-62-8-УХЛ2;

- привод насосов АКСБ-15-54-6-6УХЛ2

Средства механизации и автоматизации:

- буровой ключ АКБ-3М2Э;

- вспомогательная лебедка ЛВ-44;

- консольно-поворотный кран 8КП-2;

- приспособления для выброса труб с буровой площадки на мостки;

- механизм для подачи труб на приемный мост;

- пневмоклинья ПКР-560М, встроенные в ротор Р-700;

- приспособление для установки квадрата с вертлюгом в шурф;

- механизм загрузки химреагентов в модуле приготовления бурового раствора;

- станция управления ЩУЛ-6401

- стационарный сигнализатор газопроявления АСГ-1.

2.8.1 Выбор типа оснастки талевой системы

Тип оснастки талевой системы определяется по формуле[3-1]:

Т = Кт·Qкр/(2·Ркр·з), (2.111)

где Т - число оснащения роликов талевого блока;

Кт - коэффициент запаса прочности талевого каната (3…5);

Р_КР - предельное разрывное усилие талевого каната (для каната типа ЛК-РО 631+ОС диаметром 28 мм Р_КР = 59350 кг по ГОСТ 16853-88);

Qкр - максимальная нагрузка действующая на крюк, кг, Qкр = 106933,2 кг.

з - кпд талевой системы (з = 0,8).

Т = 4·106933,2/(2·59350·0,8) = 4,5.

Таким образом, число шкивов талевого блока принимаем равное 5, следовательно, бурение проектируемой скважины должно производиться при оснастке 5х6.

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЯЕМЫЕ В БУРЕНИИ СКВАЖИН

3.1 Введение

Выпускаемые и нашедшие широкое применение при строительстве скважин программно-технические комплексы были разработаны для буровых установок, выпушенных в 1980-1990 годах. Современное состояние и существующие тенденции совершенствования бурового оборудования и бурильного инструмента, а именно включение в состав бурового оборудования регулируемых приводов с обеспечением возможности дистанционного управления ими, широкое распространение скважинной телеметрии, а также повышение ответственности буровых подрядчиков за строгое выполнение проекта на строительство скважин требуют внесения существенных корректив в программно-технические комплексы контроля и управления процессами строительства скважин.

Имеются следующие особенности развития нефтегазовой отрасли России:

- основной эксплуатационный фонд скважин России был создан в 1970-1980х годах, а срок жизни скважины по проекту заложен в пределах 20-30 лет, и на 2005-2010гг. пришёлся основной пик выхода скважин из эксплуатационного фонда;

- баланс прироста запасов по России на начало 2000 годов был отрицательным, разведанных запасов по прогнозам должно было хватить на 15-30 лет, а переход на массовый импорт нефти и нефтепродуктов для России из стран OPEC не реален из-за катастрофических последствий для всей промышленности.

Исходя из указанного, с большой долей вероятности, можно ожидать интенсивное развитие буровой активности нефтегазовых предприятий в России и как следствие увеличение спроса на научно-техническую продукцию, обеспечивающую высокое качество работ по строительству скважин.

Проведение опережающих работ в данном направлении позволяет не допустить отставания в развитии систем контроля и управления буровой техникой и технологиями и как следствие упрочить место России на завоеванном рынке технической продукции и технологических услуг.

В 1974 году в СССР была выпущена и прошла промышленные испытания полностью автоматическая буровая установка «Уралмаш-125А». Эта установка была революционной для своего времени и хотя промышленные испытания прошли успешно эта установка не получила широкого распространения в связи с затруднительной эксплуатацией из-за применения сложных электромеханических систем управления. Например, одних электромеханических реле на этой установке было смонтировано свыше 10000.

Разработанные в 90-х годах различные системы контроля и управления бурением в основном были ориентированы только на регистрацию и визуализацию нескольких основных параметров работы бурового оборудования и не позволяли комплексно решать оптимизационные задачи технологических процессов при строительстве скважин.

Отсутствие надежных систем и алгоритмов распознавания различных операций не позволяли своевременно обнаруживать предаварийные и аварийные ситуации, обеспечивать жесткое соблюдение необходимых технологических режимов, решать оптимизационные задачи и управлять электромеханическим оборудованием буровой установки в реальном времени.

Более подробно приводить достоинства и недостатки существующих систем нет необходимости т.к. они широко известны, следует лишь отметить, что все они изначально были созданы только для решения задач регистрации и визуализации, а не управления процессом. Это обуславливалось отсутствием необходимого практического опыта и надежных систем регистрации.

Создание к началу XXI века надежных электронных систем управления мощными приводами, высокопроизводительных и компактных микропроцессорных систем контроля и управления технологическими процессами, развитие систем телекоммуникации, средств разработки программного обеспечения, создало все предпосылки для создания современной высокопроизводительной буровой установки с надежной системой контроля за работой бурового оборудования и управления технологическими процессами бурения.

3.2 Системы получения и обработки геолого-технологической информации скважин

Бурение скважин является сложным и чрезвычайно информативным процессом. Можно выделить следующие основные составляющие информационной модели процесса бурения:

Информация о производительности работы долот и баланса времени работы станка. Это данные о проходке на долото, данные о времени механического бурения, о скорости бурения, средние значения для конкретных условий, а также информация об общей скорости бурения, себестоимости 1 м бурения и энергоемкости процесса бурения.

Режимно-технологическая информация. Исходные сведения: нагрузка на долото (вес инструмента), число оборотов долота, расход промывочной жидкости на входе и выходе из скважины, момент на роторе, вязкость промывочной жидкости на входе в скважину, плотность промывочной жидкости на входе в скважину, диаметр скважины, диаметр инструмента, сечение насадок, контактная поверхность долота, расчетное дифференциальное давление, прочностные свойства пород. Выходной информацией являются: проходка на долото и время механического бурения (скорость бурения).

Информация об энергоемкости процесса бурения. Исходные сведения: мощность на роторе при бурении, мощность на роторе при холостом вращении, мощность на насосах при бурении, мощность на насосах при холостом вращении, мощность на забое при роторном бурении, мощность на электробуре при бурении, мощность на электробуре при холостом вращении, мощность, реализуемая на забое при электробурении, мощность, реализуемая на забое при турбинном бурении, расход промывочной жидкости на входе в скважину, давление на насосах при бурении, давление на насосах при отрыве долота от забоя, плотность промывочной жидкости на входе в скважину, напряжение питания сети, сила тока питания электродвигателей, скорость бурения (продолжительность бурения). Выходной информацией данного раздела являются: мощность, задаваемая на весь процесс бурения, потери в мощности, энергоемкость процесса бурения, удельная энергоемкость горных пород, коэффициент полезного действия процесса бурения.

Информация о транспортировании и генерации забойной мощности. Эта информация содержит сведения о способе передачи энергии на забой, ее преобразовании и количественных параметрах реализуемой мощности: диаметре скважины, диаметре инструмента, сечении насадок, потерях в гидравлических сопротивлениях, мощности холостого хода, числе оборотов ротора, расходе промывочной жидкости, моменте на долоте, числе оборотов турбобура, потерях давления в затрубном пространстве, характере взаимодействия долота с забоем (особенности вооружения долота). Выходные данные этого раздела -- давление, потери в гидравлических сопротивлениях в системе и мощность, подводимая к забою

Информация о процессах взаимодействия долота с горной породой. Виброакустические методы исследования в процессе бурения. Приемники виброакустической информации выделяют сигналы динамического взаимодействия долота с горной породой при конкретных режимно-технологических условиях в виде спектра (частоты) колебаний и амплитуды сигнала (а также их отношений). При использовании дополнительной информации о нагрузке на долото и типе долота выходными параметрами могут явиться кажущееся (динамическое) число оборотов долота и забойная жесткость (твердость) горной породы.

Информация о процессах реализации забойной мощности. Технологическая информация о процессах реализации проводимой к забою мощности, полученная с помощью глубинных датчиков и преобразователей и передаваемую на дневную поверхность по специально организованным каналам связи. Сведения об истинной нагрузке на долото, числе оборотов долота, моменте на долоте, расходе промывочной жидкости на забое скважины, перепаде давления на долоте, параметрах промывочной жидкости в условиях забоя, динамической составляющей нагрузки на долото, диаметре скважины, износе вооружения и т. п.

Информация о физико-химических свойствах промывочного агента. К непрерывно измеряемым параметрам промывочной жидкости относятся: плотность, вязкость, солесодержание, газосодержание, компонентный состав газа, температура, содержание ионов водорода (рН), диэлектрическая проницаемость, проводимость (сопротивление) и др. Дополнительную информацию дают исследования шлама, дискретно выделяемого из промывочного агента на выходе из скважины, вспомогательных параметров - расхода промывочной жидкости на входе, ее расхода на выходе, диаметра скважины, диаметра инструмента и глубины скважины - позволяет учесть «отставание» промывочной жидкости и шлама и осуществить привязку информации к истинным глубинам.

Информация о петрофизических свойствах горных пород. Результаты исследования скважин стандартными геофизическими методами, полученные непосредственно в процессе бурения с помощью глубинных датчиков и преобразователей и специально организованных линий связи (сюда же можно отнести и автономные системы с местной регистрацией информации). Принципиальным отличием этих исследований от исследования скважин обычными геофизическими методами являются оперативность в получении информации при определенном улучшении в ряде случаев ее качества, а также значительное сокращение времени на строительство скважины.

Обработка этой комплексной информации, полученной непосредственно в процессе бурения, позволяет обеспечивать эффективное и оперативное решение следующих важных задач:

- выделение в разрезе проницаемых пластов-коллекторов;

- определение характера их насыщения;

- уточнение интервалов отбора керна, образцов бокового грунтоноса, проб пластовых флюидов, уточнение интервалов испытаний с помощью испытателей на трубах;

- определение литологических особенностей, фильтрационных и емкостных свойств образцов шлама из перспективных интервалов, а также характера насыщения этих образцов;

- прогнозирование интервалов аномально-высоких пластовых давлений (АВПД);

- определение физико-механических свойств проходимых горных пород по образцам шлама;

- обеспечение рационального режима бурения в конкретной ситуации, прогнозирование показателей работы долот;

- определение момента подъема долота для его замены;

- обеспечение интервалов установки башмака технической колонны;

Решение перечисленных задач гарантирует получение максимума геолого-геохимической информации при оптимально возможных для конкретных условий технико-экономических показателях процесса бурения. Это обстоятельство имеет принципиальное значение для ускорения геологоразведочных работ на нефть и газ, так как процесс опробования, длящийся при использовании методики «снизу - вверх» многие месяцы, по существу может быть завершен с окончанием бурения скважины. В случае отсутствия в разрезе промышленных скоплений углеводородов будет получена ценная информация о наличии пластов-коллекторов и распределении микроконцентраций жидких и газообразных углеводородов по разрезу, что позволит правильно скорректировать дальнейшее направление геологоразведочных работ.

Для получения геолого-технологической информации применяются программно-аппаратные комплексы обеспечения бурения, состоящие из набора датчиков, концентрирующей аппаратуры и компьютера с регистрирующим и обрабатывающим программным обеспечением - автоматизированными рабочими местами (АРМ) оператора, бурового мастера и технолога. В рамках данной работы проведен анализ четырех отечественных и одной иностранной системы: АМТ-121 (ЗАО «АМТ»), Геотест-5 (НПФ Геофизика), Промгеосервис (ООО НПП Промгеосервис), КУБ-01 (ТФ ООО «СГК»), REGSITE (Sperry-Sun Halliburton). Анализ проведен на основании информации, предоставленной производителями. Рассмотрим основные выводы, построенные на основе представленных данных.

По количеству видов датчиков, измеряемых параметров и расчётных характеристик представленные отечественные системы можно разделить на две группы. К первой группе необходимо отнести системы АМТ-121 и КУБ-01, ко второй ГЕОТЕСТ-5 и систему производства ООО НПП Промгеосервис. В первой группе количество видов датчиков, регистрируемых и расчётных параметров разнообразно и достаточно для обеспечения контроля работы буровой (при этом по количеству датчиков преимущество имеет система АМТ-121). Во второй группе количество видов датчиков, снимаемых параметров и расчётных характеристик недостаточно для полноценного контроля работы. Концентрирующая аппаратура систем имеет примерно равные по параметрам характеристики, но при этом следует отметить отсутствие возможности программирования контролера у системы производства ООО НПП Промгеосервис.

По программному обеспечению АРМ оператора станции ГТИ эти системы так же можно разделить на две группы с тем же составом (AMT-121 и КУБ-01 в первой, ГЕОТЕСТ-5 и система ООО НПП Промгеосервис во второй). У систем первой группы, кроме ПО сбора информации с датчиков, существует и ПО для решения задач технологического и геологического характера, есть возможность программного управления исполнительными механизмами, реализовано комплексирование с данными систем инклинометрии. Также эти системы предоставляют достаточное количество форм и видов отчётности. ПО для систем из второй группы предоставляет только функции регистрации данных.

Система RIGSITE фирмы Sperry-Sun содержит все необходимые датчики (по заявлению фирмы), более 600 регистрируемых и расчётных параметров, более чем достаточные показатели по другим параметрам. Основными минусами этой системы является отсутствие управления исполнительными механизмами, отсутствие сервисных услуг и очень высокая стоимость самой системы, ее установки и эксплуатации.

Таким образом, на сегодняшний день существуют аппаратные комплексы обеспечения бурения, предоставляющие достаточное количество информации для решения типовых задач обеспечения бурения. Рассмотрим подробнее программное обеспечение комплексов АМТ-121 и КУБ-01.

АРМ оператора комплекса АМТ-121 «Контур-2» предназначено для оперативного контроля процесса бурения нефтяных и газовых скважин и для информационного обеспечения бурового персонала данными технологических параметров. ПО комплекса содержит сетевую базу данных, что позволяет обрабатывать регистрируемые параметры в псевдореальном времени с нескольких рабочих мест. Помимо регистрации параметров бурения и проверки выполнения технологических порогов параметров (предупреждения аварийных ситуаций), программа позволяет выполнять следующие задачи:

- определение общего объема раствора в емкостях

- расчет нагрузки на долото

- определение мгновенной скорости проходки

- определение механической скорости бурения

- определение детально-механического каротажа (ДМК) - скорости проходки некоторой фиксированной глубины

- определение основных технологических режимов бурения

- определение основных технологических этапов бурения

Программа "Рабочее место технолога" (далее РМТ) КУБ-01 предназначена для автоматизированного контроля процесса бурения скважин в составе комплекса наземного и спускаемого оборудования - (КУБ и забойной телеметрической системы ЗИС).

На рисунке 3.1 приведена функциональная схема системы контроля и управления буровым оборудованием и технологическими процессами строительства скважин.

Рисунок 3.1 - Функицональная схема системы контроля и управления буровым оборудованием

СКРОБУ- система контроля за режимами работы оборудования буровой установки;

СКСС- система контроля технологическими процессами строительства скважины;

СУБО- система управления буровым оборудованием;

БО- буровое оборудование.

Система контроля за режимами работы бурового оборудования (СКРОБУ) решает задачи бесперебойного и безаварийного функционирования агрегатов буровой установки, учёта времени и других ресурсных параметров, выдаёт рекомендации на проведение плановых ремонтов и профилактических мероприятий. Особенностью системы является то, что её параметры жёстко задаются изготовителем и он же эпизодически или постоянно может контролировать их соблюдение в процессе эксплуатации системы.

Система контроля за строительством скважины (СКСС), обеспечивает проведение буровых работ в соответствии с проектом и геолого-технологическим нарядом. Особенностью системы является то, что она является перенастраиваемой, для обеспечения различных технологических режимов.

Обе эти системы для решения своих задач могут использовать одни и те же элементы контроля.

Система управления (СУБО), обеспечивает приём управляющих воздействий от СКРОБУ и СКСС, выдачу их на исполнительные механизмы бурового оборудования (БО). Эта система должна обеспечивать возможность реализации автоматического управления (от программного комплекса), полуавтоматического (с пультов) и ручного (там, где это необходимо и возможно), а так же экстренный переход (в аварийных случаях) от автоматического и полуавтоматического режимов к ручному.

Программа производит запись параметров бурения, а также данных инклинометрии в файлы истории, предназначенные для дальнейшей обработки. Помимо регистрации показаний датчиков и предупреждения аварийных ситуаций, эта программа позволяет проводить:

- расчет нагрузки на долото;

- определение детально-механического каротажа (ДМК);

- увязку данных забойной инклинометрии с данными бурения;

- определение основных технологических операций;

- ведение фискального журнала действий оператора.

Следует отметить, что основными задачами рассмотренных программ являются достоверная и устойчивая регистрация параметров, определение основных расчетных параметров, а также их визуализация и прогноз аварийных ситуаций (проверка выполнения “технологических ворот”). Комплексное решение сложных геолого-технологических задач стало актуальным в последнее время в связи с необходимостью улучшения качества и снижения стоимости проведения буровых работ. Поэтому в существующих российских системах решение таких задач не реализовано или реализовано слабо. В АРМ комплекса фирмы Sperry-Sun включены программы оптимизации параметров работы бурового долота и моделирования гидравлических процессов в затрубном пространстве, программы расчета оптимальных скоростей спуска колонны. Основными недостатками этого комплекса являются: проблемы совместимости с российским буровым оборудованием, высокая стоимость приобретения и использования, практическое отсутствие сервисных услуг, необходимость дорогостоящего обучения операторов.

Cовместно с комплексами контроля бурения используются забойные телеметрические системы, предназначенные для оперативного контроля траектории скважины. Рассмотрим далее современное состояния этих систем.

3.3 Системы регистрации и обработки данных инклинометрии

Задачей инклинометрических исследований скважин является контроль пространственного положения оси ствола скважины. В результате проведения инклинометрических исследований должны быть получены данные о положении каждой точки ствола скважины в пространстве, об отклонениях фактического профиля от проектного, о положении конечного забоя и о попадании его в круг допуска.

Инклинометрические исследования можно разделить на две категории - исследования в процессе бурения, и инклинометрические замеры. Исследования в процессе бурения проводятся забойными инклинометрическими системами, включенными в состав бурильной колонны, и предназначены для оперативного контроля траектории ствола скважины. Инклинометрические замеры производятся геофизическими партиями при поднятой бурильной колонне.

Важнейшим преимуществом инклинометрических исследований в процессе бурения является их оперативность, которая позволяет радикально увеличить точность проводки ствола и уменьшить время и стоимость строительства скважины. Основными недостатками исследований в процессе бурения является их меньшая точность, которая обуславливается большей технологической сложностью получения и передачи данных, а также сложность применения при бурении горизонтальных скважин.

В рамках данной работы проведен сравнительный анализ систем БТС-172 (ООО НПП «Промгеосервис»), СИБ-1М (ТФ ООО СГК), а также систем иностранного производства Sperry-Sun (Halliburton) и MPR (Baker Hughes). Обе системы российского производства созданы на базе разработки ЗИС-4 и имеют сходные общие характеристики по измеряемым параметрам, способу передачи данных, условиям эксплуатации и диапазону глубины измерения. Различие составляют конструктивные особенности приборов, набор расчётных параметров, надёжность системы.

Системы иностранного производства отличаются от российских способом передачи данных, системой питания скважинного прибора и высокой стоимостью. Основным недостатком данных систем является способ питания приборов от батареи с ограниченным временем непрерывной работы в режиме измерения, который составляет 60 часов (по технологии бурения горизонтального ствола скважин требуется не менее 80 часов). При этом батареи требуют замены после окончания срока эксплуатации (те же 60 часов), что существенно повышает стоимость обслуживания систем, особенно в российских условиях.

Программное обеспечение российских забойных инклинометрических систем предназначено для регистрации параметров инклинометрии, первичной обработки и визуализации. Так, широко распространенная программа «Радиус» содержит следующие функции:

- Прием и первичная обработка данных инклинометрии от забойных телесистем;

- Расчёт данных инклинометрии по четырём различным методам (тангенциальный, усреднения углов, ускорения, по радиусу кривизны);

- Визуализация данных инклинометрии в виде трехмерной траектории и в табличной форме;

- Сохранение обработанных данных в базу данных ГТИ в случае использования совместно с комплексом «Контур-2».

Программная система «Стрела», поставляемая с комплексом БТС-172, решает практически те же задачи, что и система «Радиус». Основные отличия заключаются в интерфейсе пользователя и возможностях визуализации.

Достоверной информации о функциональных возможностях зарубежных программных систем автору получить не удалось.

Таким образом, программное обеспечение современных отечественных забойных инклинометрических систем предназначено для регистрации и визуализации параметров инклинометрии, а также расчета и построения трехмерной траектории скважины.

Одной из важных задач при оперативной обработке инклинометрии в процессе бурения является прогноз траектории скважины. Эта задача в рассмотренных программах решается наиболее простыми способами - прямой проекцией по двум последним значащим точкам траектории или аппроксимацией с учетом кривизны траектории. Подобное решение является приблизительным, и не позволяет качественно планировать дальнейшие работы по бурению.

Для полноценного оперативного прогноза траектории необходима информация о конструкции буровой колонны (компоновке), а также технологических параметрах бурения (характеристиках и степени выработки долота, производительности нагнетательных насосов, веса колонны). Рассмотренные выше автономные программы регистрации и обработки инклинометрии не имеют доступа к подобной информации. Для обеспечения прогноза необходимо взаимодействие с данными программных комплексов контроля бурения, что в существующих системах не реализовано. (Система «Радиус» сохраняет свои данные в базу комплекса «Контур-2», но комплекс «Контур-2» не содержит методов прогноза траектории скважины). Это является основным недостатком существующего программного обеспечения оперативной обработки данных инклинометрии.

3.4 Системы регистрации и обработки геофизической информации

Геолого-геофизические (ГГИ или ГИС) исследования скважин являются основным источником информации о состоянии скважины и пластов - основных объектов мониторинга нефтяных и газовых месторождений. ГИС позволяют решать основные геологические и технические задачи:

- литологическое расчленение и корреляция разрезов, вскрытых скважинами;

- выявление полезных ископаемых и определение их параметров, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки месторождений;

- геолого-технологический контроль бурения скважин;

- изучение технического состояния скважин;

- определение эксплуатационных характеристик пластов.

В общем случае все задачи, решаемые с помощью ГИС, можно разделить на два класса: измерительные и классификационные. К измерительным относятся задачи, решаемые с целью определения значений параметров изучаемых объектов (например, определение плотности, коэффициента пористости, коэффициента глинистости, и других параметров пласта). Часто решение измерительных задач называют "количественной интерпретацией". Классификационные задачи зачастую решают, основываясь на результатах решения измерительных задач, с целью разделения изучаемых объектов на классы: коллектор- неколлектор, нефтенасыщенный-водонасыщенный и т.д.

Геофизические исследования скважин можно разделить на две основные категории: непосредственно ГИС (ГИС в открытом стволе) и ГИС-контроль (эксплуатационные ГИС).

ГИС в открытом стволе производятся в бурящихся скважинах для решения следующих основных задач:

-стратиграфическое и литологическое расчленение разреза скважины;

-выделение коллекторов;

-контроль проводки скважины;

-количественное определение фильтрационно-емкостных параметров коллекторов;

-определение количественных параметров насыщения;

-контроль качества цементирования колонны;

-контроль вскрытия пластов

ГИС в открытом стволе содержат следующие базовые виды каротажных исследований:

- Электрический каротаж (ЭК);

- Индукционный каротаж (ИК);

- Гамма-каротаж (ГК);

- Гамма-гамма-каротаж (ГГК);

- Нейтронный каротаж (НК);

- Нейтронный гамма-каротаж (НГК);

- Импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК);

- Акустический каротаж (АК);

- Инклинометрические замеры.

Для проведения геофизических исследований используются мобильные компьютеризированные каротажные лаборатории, скважинные зонды, спуско-подъемные устройства. На сегодняшний день в России действует более десяти предприятий, разрабатывающих и выпускающих оборудование для проведения ГИС, а также разнообразное программное обеспечение. Так, из производителей и разработчиков каротажной аппаратуры и сопутствующего программного обеспечения можно назвать: НПФ "Геофизика" (г. Уфа),ЗАО "Геофизмаш" (г. Саратов), НПЦ "Тверьгеофизика" (г. Тверь), "Тюменьпромгеофизика" (г. Мегион),ОАО «Геотрон» (г. Тюмень), ОАО ВНИИГИС (г. Октябрьский), ОАО НПФ «Геофит» (г.Томск), и др. Изготовлением каротажного кабеля занимаются Пермский и Магнитогорский кабельный заводы, а также специально оснащенное предприятие “Псковгеофизкабель”. Разработкой прикладного программного обеспечения регистрации и интерпретации данных ГИС занимаются РГУ нефти и газа имени Губкина, НПП «ГЕТЭК», АО «Сеал», ЗАО «Сигма», ЦГЭ, «Тюменьпромгеофизика», АО «Информационные технологии», региональные геофизические предприятия. Существует множество разнообразных разработок, поэтому в рамках данной работы ограничимся обзорным анализом наиболее распространенного ПО геофизических исследований скважин.

Программное обеспечения ГИС можно разделить на следующие основные категории:

- ПО регистрации и визуализации каротажных данных (АРМ геофизика-оператора). Предназначены для регистрации и отображения данных геофизических исследований и обеспечения интерфейса оператора с регистрирующей аппаратурой; также часто содержат сглаживающие и фильтрующие алгоритмы.

- ПО редактирования и математической обработки данных ГИС. Предоставляют возможность визуального редактирования данных каротажа, применения методов сглаживания и фильтрации данных, а также оригинальных методик и графов математической обработки данных.

- ПО комплексной интерпретации данных ГИС, в том числе системы ГИС-контроля разработки нефтегазовых месторождений. Предназначены для проведения автоматизированной комплексной интерпретации данных различных методов ГИС как по одной, так и по многим скважинам.

Программы регистрации обычно разрабатываются с учетом специфики моделей регистрирующей аппараты и поставляются совместно с ней. Основными задачами этих программ является регистрация данных ГИС и их визуализация в реальном времени, а также осуществление интерфейса оператора с регистрирующей системой. Запись данных производится в файл, формат которого чаще всего уникален для каждого производителя. АРМ оператора также может содержать средства проверки корректности зарегистрированных данных (поиск нарушений шага квантования, пропусков данных, недопустимых значений данных и т.д.) а также получения расчетных кривых (разности, отношения, усредненных, нормированных и др). Зарегистрированные данные ГИС могут быть двух видов: кривые «глубина-время-параметр» или волновые поля «глубина - время - массив параметров».

Программные системы редактирования и математической обработки данных ГИС могут состоять из одного или нескольких программных модулей. Часто такие системы являются автономными составляющими систем комплексной интерпретации. В рамках данной работы рассмотрим структуру и основные функциональные возможности широко распространенных программных систем «Сиал-ГИС» (АО «Сиал», г.Тюмень) и «Гинтел» (ООО «Геоинформационные технологии и системы»).

Программная система СИАЛ-ГИС предназначена для проведения обработки и интерпретации данных геофизических исследований скважин с целью получения информации о литологии разреза, наличии коллекторов, характере и степени их насыщения, фильтрационно-емкостных свойствах пластов и пропластков. Система содержит следующие основные блоки:

- Предварительная обработка данных: просмотр и корректировка кривых в цифровом и графическом виде; автоматическая увязка кривых по глубине; сглаживание кривых; первичная обработка методов многозондового нейтронного, плотностного и акустического каротажа (расчет кривых водородосодержания, плотности, интервального времени по данным калибровки)

- Заполнение и коррекция информации в формы документов: заполнение фиксированного набора документов общей и стандартной информацией, а также их корректировка.

- Управление справочниками: справочник имен обрабатываемых месторождений; справочник пластов и критических значений геофизических параметров для выделения коллекторов; справочники для перекодировки данных при использовании различных форматов;

- Расчленение параметров различных ГИС (ПС, ГК, НК и др): выделение характерных точек; сглаживание различными методами; отбивка характерных границ; снятие абсолютных отсчетов; объединение идущих подряд пластов с близкими отсчетами; введение поправок в показания радиоактивных методов.

- Определение относительных геофизических параметров: Вычисление относительных и двойных разностных параметров

ГК, НК с учетом данных об опорных пластах, заданных в документах; Определение относительного параметра альфа-ПС; Расчет линии глин и песков; введение поправок в амплитуду опорного пласта с глубиной; корректировка кривой альфа-ПС в интерактивно-графическом режиме.

- Литологическое расчленение разреза: Выделение коллекторов, построение условной литологической колонки; выделение плотных (углистых) прослоев; выделение битуминозных глин; визуализация литологии с возможностью корректировки в интерактивно-графическом режиме.

- Определение характера насыщения коллекторов: Определение первоначальных индексов характера насыщения; уточнение характера насыщения; выделение газоносных пластов; Визуализация данных о характере насыщения, просмотр и корректировка.

- Оценка коллекторских свойств: определение коэффициентов пористости, глинистости, нефтенасыщенности; расчет коэффициента нефтенасыщенности;

- Формирование стандартного заключения результатов обработки по скважине: формирование стандартного заголовка заключения; занесение результатов в табличной форме;

- Корректировка результатов обработки: корректировка табличного заключения; корректировка в графическом виде.

- Дополнительная обработка результатов: детальное литологическое расчленение разреза: по методике Муромцева, по методике СибНИИГП, по методике ЦГЭ (для месторождений типа Приобского); графическое построение статистического распределения любого геофизического параметра.

Благодаря своей богатой функциональности комплекс «СИАЛ-ГИС» получил широкое распространение в геофизических предприятиях России. Комплекс имеет пакетную структуру, что позволяет достаточно гибко управлять графами обработки. Модули системы объединены файловой базой данных в собственном формате.

Комплекс «Гинтел» также предназначен для проведения цикла обработки и интерпретации данных геофизических исследований скважин и содержит следующие функции:

- ввод исходных цифровых данных ГИС в форматах LAS и LIS, редактирование, формирование кондиционных каротажных кривых и данных волнового АК, запись их в базу данных системы для хранения и использования;

-увязка кривых ГИС по глубине;

-ввод данных инклинометрии, керна, испытаний и другой геологической информации;

-привязка керна к данным ГИС;

-формирование библиотек петрофизических связей и палеток;

-предварительная обработка данных ГИС и керна с целью определения кривых физических свойств горных пород, обоснования параметров методик интерпретации данных ГИС;

-оценка достоверности данных ГИС;

-комплексная визуальная интерпретация данных электрического каротажа (ИК, БК, ПЗ, БКЗ, МБК) при определении удельного электрического сопротивления породы на базе использования палеток;

-обработка и интерпретация различных комплексов данных ГИС с целью определения литологического состава и петрофизических характеристик пород в разрезе скважины;

-выделение в разрезе исследуемых пород интервалов коллекторов, определение их пористости, проницаемости, состава насыщающих флюидов и их объемного содержания в поровом пространстве;

-обработка геолого-геофизических данных с целью получения сейсмоакустических параметров пород в разрезе скважин.

-анализ куста скважин, вывод плана скважин и трехмерного редставления стволов с фрагментами карт кровли или подошвы группы пластов, пересеченных скважинами;

-обработка данных СГДТ и волнового АК для оценки качества цементирования стволов скважин;

-формирование корреляционных разрезов по скважинам с выводом объемных моделей пород и кривых ГИС.

Структурно комплекс состоит из следующих модулей:

-Главный монитор системы

-Диспетчер данных по скважине

-Схема каротажа по скважине

-Сечения ствола горизонтальной скважины по данным инклинометрии

-Планшет линейного ствола горизонтальной скважины

-Планшет вертикальной проекции ствола горизонтальной скважины

-Вычислительна среда TERR

-Процессор ГИС

Модули комплекса объединены базой данных проекта. В отличии от системы «СИАЛ-ГИС», система «Гинтел» содержит вычислительную среду TERR и процессор ГИС с собственным интерпретируемым языком LC, который позволяют расширять функциональность системы пользовательскими алгоритмами. С системой поставляется библиотека, содержащая больше 50 различных функций для обработки ГИС.

Программные комплексы интерпретации данных ГИС обычно состоят из нескольких модулей, оформленных как независимые программы пакета или как подпрограммы одной системы. Эти модули согласованы форматами представления данных и объединены базой данных исследований, которая может быть построена на основе некоторой СУБД или специальной иерархии файлов данных. Далее рассмотрим структуру и основные функциональные возможности широко распространенных комплексов «СИАЛ-ГИС-КОНТРОЛЬ» (АО «Сиал») и «Камертон» (НПП «ГЕТЕК», Москва).

Система «СИАЛ-ГИС-КОНТРОЛЬ» предназначена для проведения оперативной комплексной интерпретации данных ГИС при контроле за разработкой нефтегазовых месторождений в действующих добывающих, нагнетательных и контрольных скважинах с целью:

-определения характера выработки и обводнения пластов;

-оценки коэффициентов охвата выработкой и заводнением;

-оценки коэффициентов текущей газонасыщенности и остаточной нефтенасыщенности;

-оценки гидродинамических характеристик и параметров пластов;

-оценки технического состояния скважин и работы технологического оборудования.

Система состоит из пяти специализированных обрабатывающих программ предназначенных для решения основных задач при проведении геофизических исследований нефтегазовых месторождений:

EXPLO - обработка комплекса ГИС в действующих добывающих скважинах (с блоком гидродинамики), позволяет решать следующие задачи:

-интерпретацию методов потокометрии на качественном и количественном уровне;

-количественную интерпретацию методов определения состава скважинного флюида;

-количественную и визуальную обработку термометрии;

-определение забойного давления против пластов по данным серии замеров барометрии;

-определение коэффициентов охвата выработкой и заводнением для пластов в добывающей скважине по комплексу методов;

-количественное определение изменений характеристики пород в процессе разработки по методам ГК (оценку радиогеохимического эффекта - РГЭ) или НКТ;

-определение негерметичности колонны по РГД, СТД (СТИ);

-визуальную оценку технического состояния скважины в интерактивно-графическом режиме;

-определение дебита и обводненности скважины;

-определение гидродинамических характеристик пластов по кривым восстановления давления, в том числе с учетом изменения притока;

-формирование заключения о результатах обработки комплекса ГИС;

-запись результатов во временную базу данных (ВБД) и перевод их в форматы АРМГ и LAS;

-подготовку графического вывода на плоттеры разных типов или принтер.

FLOW - обработка комплекса ГИС в действующих нагнетательных скважинах (с блоком гидродинамики), позволяет выполнять:

-количественное определение величины общего расхода в скважине и в интервалах стабильного потока

-определение интервалов приемистости и поглощения

-определение коэффициентов приемистости, пластового давления и гидродинамических характеристик пластов

-определение забойного давления против пластов

-количественное определение изменений характеристики пород в процессе разработки

-определение технического состояния скважины,

-определение коэффициентов работающей толщины фильтра и коэффициентов охвата заводнением для пластов

-формирование заключения о результатах обработки комплекса ГИС в табличной форме;

-запись результатов в ВБД и перевод их в форматы АРМГ и LAS

STATE - определение технического состояния действующих скважин; позволяет решать следующие задачи:

-оценку (визуальную) положения конструкционно-технологических элементов скважины

-определение технического состояния скважин, включающее: обработку локатора муфт; оценку положения текущего забоя; оценку фактического положения интервалов перфорации; оценку негерметичности колонны; оценку закопанных циркуляции (ЗЦ) и перетоков газа и флюидов; оценку работы технологического оборудования;

-определение состава флюида в стволе скважины и границ фазовых

разделов;

-определение зон поглощения, интервалов негерметичности колонны и интервалов заколонной циркуляции методом изотопов

GAS-количественное определение текущей газонасыщенности путем решения следующих задач:

-определения текущих значений коэффициентов газонасыщенности коллекторов на дату исследований по однократным замерам НКТ

-определения текущих положений газонефтяного контакта (ГНК)

-определения изменения газонасыщенности (DKr) по сопоставлению результатов обработки повторных замеров НКТ

-отображения динамики изменения текущей газонасыщенности во времени по всем обработанным замерам

INHAR - оценка текущего характера насыщения в колонне по комплексу методов РК и др. Состоит из трех различных модулей:

INSOL - модуль количественной оценки остаточной (или текущей) нефтенасыщенности и параметров выработки пластов при исследованиях перфорированных пластов.

INTAU - вариант комплекса для определения текущего характера насыщения и коэффициентов охвата пластов выработкой и заводнением при исследованиях неперфорированных пластов методом ИННК.

INGAS - вариант комплекса для определения текущего характера насыщения нефтегазонасыщенных пластов на качественном уровне по данным повторных замеров НКТ и дополнительного комплекса методов ГИС.

PLANE - комплекс для формирования графического вывода на принтер/плоттер кривых и результатов обработки данных ГИС и ГИС-контроля, литологии, стратиграфии, насыщения, данных о конструкции и оборудовании скважины.

Комплекс «СИАЛ-ГИС-КОНТРОЛЬ» функционально насыщен методами и алгоритмами обработки данных ГИС-контроля, и получил широкое распространение в российских геофизических предприятиях. Комплекс имеет пакетную структуру, что позволяет достаточно гибко управлять графами обработки. Модули комплекса объединены специализированной файловой базой данных.

Программный комплекс «Камертон» также предназначен для обработки и интерпретации различных видов геофизических исследований скважин. Отличительной особенностью комплекса, которая способствовала его широкому распространению, является наличие модуля редактирования и интерпретации данных акустического каротажа. Из рассмотренных выше систем ни одна подобной функциональности не содержит, хотя все системы используют для интерпретации кривую АК - результат этой обработки.

Комплекс состоит из следующих модулей:

-Интерпретатор - комплексная интерпретация данных ГИС в обсаженных и необсаженных скважинах. Обеспечивает обработку данных ГИС как в попластовом, так и в поточечном режимах. В модуле реализованы стандартные и уникальные алгоритмы обработки и интерпретации данных ГИС, которые обеспечивают решение задач в сложных геолого- технических условиях: в обсаженных и необсаженных скважинах; с растворами на глинистой, нефтяной и полимерной основах; при низкой минерализации пластовых вод. Встроенный язык программирования позволяет пользователю создавать собственный граф обработки с использованием палеток, введением поправок за скважинные условия и т.д.

-Контроль - интерпретация данных ГИС-контроля в эксплуатационных скважинах. Предназначен для подготовки, предварительной обработки и интерпретации результатов комплексных геофизических исследований при решении задач контроля за эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. Содержит следующие основные блоки: динамический планшет - просмотр, интерактивная корректировка и документирование геофизической и геолого-промысловой информации; калькулятор - выполнение произвольных математических алгоритмов обработки как с переменными, так и с геофизическими кривыми типа "параметр-время"; блок решения прямых задач, который содержит набор стандартных проблемно-ориентированных алгоритмов для решения прямых задач промыслово-геофизического контроля (определение физических свойств пластовых флюидов, расчет фильтрационных параметров пласта, расчет динамических характеристик пласта, расчет температуры и давления в стволе скважины и пр.); интерпретационный блок, включающий методики определения профиля притока, фазовых дебитов и заполнения ствола, насыщения пластов по нейтронным методам, технического состояния скважины.

-Геомастер - рабочее место промыслового геолога, визуализировать, редактировать и получать твердые копии информации по скважине - включая попластовые заключения ГИС, конструкцию скважины, кривые ГИС, данные керна, работу пласта, состояние цемента, перетоки, интервалы перфорации, внутрискважинное оборудование. Состоит из отдельных функциональных компонент: Геофизический планшет - ввод/вывод данных каротажа, результатов исследования керна, пластовых кривых; увязка по глубине, разбивка на пласты; построение колонок литологии, стратиграфии; Калькулятор кривых ГИС - алгебраические вычисления с непрерывными пластовыми кривыми по заданным формулам; Конструкция скважины - отображение конструкции скважины, внутрискважинного оборудования, литологии, интервалов перфорации, цементирования; Работа пласта и скважины - отображение динамической обстановки работы пласта и скважины; Презентационная графика - интерактивная подготовка печатной копии.