БулгаковА.А., Лугуманов М.Г., Иванов В.Я., Салов Е.А (ОАО НПФ «Геофизика»)
ИсхаковИ.А., Гибадуллин Н.З., Юмашев Р.Х., Иконников И.И.(АНК «Башнефть») г. Уфа
Впоследние годы в России созданы и внедряются в производство интеллектуальныеинструменты, обеспечивающие контроль и документирование всего цикластроительства скважины в режиме реального времени, а главное, позволяющиеуправлять процессом бурения на основе надежных и точных характеристиктехнологических параметров бурения.
АНК«Башнефть» в результате тесного сотрудничества с научно-производственной фирмойОАО НПФ «Геофизика» получила в свои руки несколько таких инструментов,оказывающих серьёзное влияние на технологию всех буровых работ.
В1998г. в ОАО НПФ «Геофизика» разработана и прошла ведомственные испытания информационно-измерительнаясистема (ИИС) контроля процесса бурения «Леуза-1», названная в честьсверхглубокой Леузинской скважины, где она проходила обкатку в процессе своегосоздания.
Внастоящее время разработана новая модификация – станция контроля процессабурения «Леуза-2».
Станция «Леуза-2» предназначена для непрерывного контроля и регистрации основныхтехнологических параметров бурения. Станция включает комплект датчиковтехнологических параметров, табло бурильщика и рабочее место инженера-технологаили бурового мастера (рис. 1).
/>
/>
Рис.1.
Всерийном варианте станции регистрируются 8 первичных параметров:
— вес колонны на крюке;
— крутящий момент на роторе;
— давление промывочной жидкости (ПЖ) на манифольде (на входе);
— плотность ПЖ в приемной емкости;
— уровень ПЖ в приемной емкости;
— индикатор потока ПЖ на выходе;
— расход ПЖ на входе, измеряемый электромагнитным методом;
— датчик глубины.
Принеобходимости станция «Леуза-2» может комплектоваться дополнительным наборомдатчиков, контролирующих электропроводность раствора на входе и на выходе,температуру раствора на входе и на выходе, момент на ключе, суммарноегазосодержание и др., всего до 32 параметров.
Информацияс первичных датчиков поступает на табло бурильщика и визуализируется нацифровых и линейных индикаторах в наглядном для бурильщика виде. В последующемвся информация после оцифровки и первичной обработки поступает в компьютер нарабочем месте мастера.
Программноеобеспечение (ПО) станции «Леуза-2» состоит из двух частей: ПО регистрациитехнологических данных и ПО просмотра и обработки сохраненных данных.
ПОрегистрации технологических данных предназначено для сбора, хранения иобработки информации, поступающей с датчиков, расположенных на буровой, ипозволяет в масштабе реального времени решить следующие задачи:
приеми оперативную обработку информации от датчиков технологических параметровбурения, расположенных на буровой;
расчетвторичных параметров;
визуализациюинформации на мониторе в виде диаграмм и в табличном виде;
формированиебазы данных реального времени в масштабах времени, глубины и «исправленной»глубины с дальнейшим сохранением всей информации на жестком диске;
расчети рекомендация наиболее оптимальных нагрузок;
выдачуоперативной информации на печать.
ПОпросмотра и обработки сохраненных данных предназначено для последующегопросмотра, анализа и интерпретации зарегистрированных данных, записанных предварительнов базу данных реального времени. По регистрируемым материалам в автоматическомрежиме составляются суточные рапорта, а также рапорта по каждому долблению и повсей скважине. Рассчитываются и выдаются технико-экономические показателибурения.
Сейчасстанции «Леуза-2» надежно работают в АНК «Башнефть», ОАО «Татнефтегеофизика»,ОАО «Коминефтегеофизика» и в ряде других регионов.
ВАНК «Башнефть» станциями «Леуза-2» оснащены практически все буровые установки — всего 45 комплектов. С каждой буровой информация по спутниковому каналу связипоступает в диспетчерский пункт УБР, а в дальнейшем — в центр обработкиинформации объединения. Ведущие специалисты (геологи, технологи) не выходя изофиса, могут в реальном масштабе времени контролировать и корректироватьпроцесс бурения на местах.
/>
Рис.2.
Одновременнос созданием ИИС «Леуза-1» уфимские ученые-геофизики предложили нефтяникамсовременную станцию геолого-технологических исследований «Геотест-5».
Станцияразмещается в специализированном благоустроенном вагон-прицепе (рис. 2),который разделен на три отсека: аппаратурный, геологический и бытовой (рис. 3).
/>
/>
Рис.3.
Вотличие от своих предшественников эта станция ни в чем не уступает зарубежныманалогам, кроме своей цены, которая почти на порядок ниже. Созданная насовременном производстве дочернего предприятия фирмы ООО НПК «Нефтегеофизика»станция размещается на шасси прицепа или автомобиля КАМАЗ; имеет системужизнеобеспечения европейского стандарта и оснащена высокоточной современнойаналитической аппаратурой, датчиками технологических параметров, вычислительнойтехникой и программным обеспечением, представляющим собой комплекс аппаратно-программных средств для автоматизированного сбора, обработки и интерпретацииинформации о вскрываемом разрезе, в режиме реального времени, обеспечивающийбезаварийный и оптимальный режим проводки скважин и высокую геологическуюэффективность поисково-разведочного бурения.
Дляконтроля основных параметров процесса приготовления тампонажного раствора ицементирования скважин создана в 2001г. и прошла ведомственные испытаниястанция контроля цементирования скважин «КС-цемент». Станция монтируется набазе а/м УРАЛ, первичные преобразователи — в технологической линии. Измеряются:давление в нагнетательной линии, мгновенный расход, плотность и температуразакачиваемой жидкости, уровень и плотность жидкости в осреднительной емкости,объем закачиваемого тампонажного раствора и др. с погрешностью не более 1,5%.
Промышленныеобразцы станции «КС-цемент» работают на буровых предприятиях АНК «Башнефть», втом числе и в Западной Сибири. Информация обрабатывается в режиме реальноговремени и позволяет технологам управлять качеством тампонажного раствора,предотвращая нежелательные гидроразрывы пластов, недоподъемы раствора взатрубном пространстве, исключать аварийные ситуации.
Впоследние годы в зарубежной и отечественной практике ведения буровых ипромысловых работ получают все более широкое распространение высокоэффективныемобильные установки с использованием стальной длинномерной безмуфтовой гибкойтрубы (так называемая колтюбинговая техника), предназначенные для проведениякапитального ремонта и бурения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, втом числе в условиях депрессии, т. е. при отрицательном перепаде давления всистеме «скважина-пласт», без глушения.
Традиционнаяколтюбинговая установка представляет собой комплекс, смонтированный наполуприцепе с тягачом, и включает: барабан с гибкой трубой, механизм подачитрубы (инжектор), направляющую дугу («гусак»), кабину оператора с панельюуправления и автономный силовой блок для обеспечения энергией барабана,инжектора и органов управления поста оператора.
КНБКимеет существенные различия, обусловленные конструктивными особенностямиколтюбинговой установки, исключающей возможность вращения бурильной колонны ииспользования традиционых УБТ. Это обстоятельство делает невозможным бурениескважин роторным способом и требует применения гидравлических забойныхдвигателей.
ОАОНПФ «Геофизика», имея 30-летний опыт разработки и изготовления геофизическихприборов для исследований бурящихся скважин, была привлечена нефтяной компанией«Башнефть» для создания технологии колтюбингового бурения наклонно-направленныхи горизонтальных скважин.
Таккак основной объем буровых работ планируется выполнять на облегченных растворахв условиях депрессии, АНК «Башнефть» закуплена специальная закрытаяциркуляционная система с управляемой дроссельной заслонкой на выходе изскважины (производство НПО «Бурение»), которая позволяет поддерживать требуемыйперепад давления в системе «скважина — пласт».
Дляуспешного функционирования данной циркуляционной системы и безаварийнойпроводки скважин крайне важен оперативный контроль всех основных параметровциркулирующей промывочной жидкости. Для этих целей специалистами ОАО НПФ«Геофизики» разработан и изготовлен наземный аппаратурно-программный комплекспо оперативному контролю за параметрами ПЖ в данной циркуляционной системе.Комплекс позволяет контролировать 16 различных параметров, таких как:
давление,плотность, расход, электропроводность и температура ПЖ на входе и выходе изскважины;
уровеньи давление ПЖ в приемных и циркуляционных емкостях;
концентрацияуглеводородных газов в сепараторе или на факельной линии.
Всостав комплекса входят:
комплектдатчиков на 16 параметров;
модульсопряжения с датчиками;
модульуправления исполнительными механизмами циркуляционной системы;
компьютероператора по растворам со специализированным ПО;
компьютероператора по бурению.
Информацияс комплекта датчиков через модуль сопряжения поступает в компьютер оператора порастворам. Программное обеспечение работает в многооконном режиме и позволяетотобразить на экране компьютера всю информацию в цифровом или графическом виде.
Данныйкомплекс позволяет контролировать и оперативно корректировать тот или инойпараметр, задавая наиболее оптимальные режимы вскрытия продуктивного пласта.
Дляпроводки боковых стволов из фонда старых скважин в ОАО НПФ«Геофизика» разработан комплекс технических средств. В этот комплексвходит инклинометрическая малогабаритная телесистема с кабельным каналом связиОРБИ-3, которая в процессе проводки скважины позволяет измерять азимут, зенитныйугол и ориентацию бурового инструмента. Наземная часть телесистемыкомпьютеризирована. В процессе бурения осуществляются измерения глубины покабелю.
ОРБИ-3работает совместно с кабельной линией связи КЛС-2М. Ввод кабеля осуществляетсячерез уплотнительное устройство, через вертлюг.
Дляосуществления точности проводки боковых стволов в фирме выпускаются серийнонепрерывные инклинометры ИММН-36 и ИММН-60. Эти приборы измеряют азимут изенитный угол в непрерывном режиме в открытом стволе, а также предназначены дляориентирования отклонителя во время остановки бурения.
ИнклинометрИММН-60 по требованию заказчика комплектуется геофизическим модулем дляизмерения естественной радиоактивности пород (ГК). Инклинометры имеют широкуюгеографию применения в Волго-Урале, Западной Сибири (г. Урай, Стрежевой,Нефтеюганск, Нижневартовск) и в Калининграде.
Всевыпускаемые фирмой инклинометры метрологически обеспечены поверочнымиустановками УПИ-1, УПИ-2, УПИ1М, которые изготавливаютсяинженерно-производственным центром «Гео-Инком».
Потехническому заданию АНК «Башнефть» разработана и находится на стадииизготовления забойная телеметрическая система с кабельным каналом связи «Надир»(рис 4). Колтюбинговая установка М40, закупаемая АНК «Башнефть» у группыкомпаний ФИД ( Белоруссия), дает возможность бурения скважин глубиной до 2000м. Гибкая труба имеет диаметр 60,3 мм. Диаметр забойного двигателя 95 мм,ориентатора 92 мм, максимальный угол отклонения от оси корпуса телесистемы 3’.
Вкачестве линии связи создаваемой системы «Надир» используется три жилысемижильного бронированного кабеля диаметром 10,84 мм, встроенного внутрирабочей трубы.
/>
Рис.4
Телесистемаразмещается в немагнитной трубе, в качестве которой используется стандартнаяЛБТ диаметром 90 мм.
Телесистема«Надир» предназначена для измерения инклинометрических параметров азимута изенитного угла, положения корпуса телесистемы, естественной гамма-активностипород и давления промывочной жидкости над винтовым двигателем, а такжеизмерения осевой нагрузки и затрубного давления при бурении с использованиемколтюбинговых труб.
Всвоем составе телесистема включает несколько модулей:
модульинклинометрии типа ОРБИ, который служит для измерения инклинометрическихпараметров азимута и зенитного угла, а также положения корпуса телесистемыотносительной апсидальной плоскости (с точностью до полутора угловых градусов);
модульгамма-каротажа и манометра внутреннего давления (ГКМ) для измеренияестественной гамма-активности пород и давления промывочной жидкости передзабойным двигателем;
модульосевой нагрузки и затрубного давления (МОН), который измеряет осевую нагрузку ивнешнее давление;
телескопическийнаконечник;
наземныйобрабатывающий комплекс, который обеспечивает питание телесистемы, прием данныхсо скважинного прибора, обработку, визуализацию информации и регистрациюполученных данных.
Наружныедиаметры у всех скважинных приборов составляют 36 мм, общая длина — 5,5 м, чтопозволяет разместить их в одной ЛБТ. При этом минимальный зазор на сторонусоставляет 17,5 мм, что обеспечивает минимальное гидродинамическоесопротивление для промывочной жидкости.
Разностьизмеренных внутреннего и внешнего давлений, которое составляет 2,5 — 4,1 МПа,представляет собой перепад давления на забойном двигателе и на долоте, покоторому можно судить о процессе бурения.
Каналгамма-каротажа (неколлимированного исполнения) служит для корреляции пройденныхпри бурении пластов и результатов геофизических исследований. При необходимостителеметрическая система может быть дополнена другими геофизическими модулями.
Крометого, измерительные модули соединены между собой с помощью гибких центраторов,которые одновременно являются гасителями радиальных и осевых нагрузок.
Измеряемыепараметры передаются в процессе бурения непрерывно, кроме азимута и зенитногоугла, которые измеряются во время остановки процесса бурения.
Скважиннаяизмерительная техника выполнена с использованием лучших отечественных иимпортных компонентов, устойчивых к вибрациям и ударам и отличается повышеннойнадежностью.
Вчастности, в инклинометрах используются импортные акселерометры, рассчитанныена удары с ускорением до 6000 q.
Сцинтилляционныйдетектор модуля гамма-каротажа выполнен из ударо- и вибропрочного кристалла наоснове германата висмута отечественного производства, который, кроме того,обладает повышенной эффективностью. Фотоэлектронный умножитель японской фирмыHamamatsu, имеет защиту от внешних факторов в виде металлического корпуса,рассчитан на удары с ускорением до 1000 q.
Программноеобеспечение включает следующие модули:
регистрациии первичной обработки инклинометрических, геофизических и технологическихпараметров;
визуализациии корректировки траектории скважин в реальном масштабе времени;
визуализациигеофизических параметров в реальном масштабе времени;
визуализациитехнологических параметров в реальном масштабе времени;
построениязаданной траектории скважины;
сопровожденияи визуализации банка накопленных данных по скважинам.
Кконцу года оборудование будет поставлено АНК «Башнефть» для промышленногоприменения. Система «Надир» позволит буровикам вести проводку скважинколтюбинговой установкой с получением геолого-технологической и геофизическойинформации в режиме реального времени, оперативно управлять режимом бурения.
Внастоящее время ведутся научно-исследовательские работы по созданию автономногоинклинометра. Отличительной особенностью такого инклинометра должна стать конструкция скважинного прибора, способная работать в процессе бурения вразличных режимах: одноточном и многоточном на скребковой проволоке сиспользованием спуско-подъемного оборудования, имеющегося на скважине;сбросовом, когда инклинометр сбрасывается внутрь колонны бурильных труб, аизмерения выполняются по команде датчика движения или таймера во время подъемабурильной колонны; сбросовом, для замера в горизонтальных скважинах, когдадоставка на забой осуществляется путем прокачки бурового раствора.
Созданиетакого прибора позволит выполнять: ориентирование инструмента в процессе бурения,с использованием кабельного канала связи КЛС-2М; в процессе бурения сзапоминанием информации в электронной памяти (съем информации долженосуществляться во время остановки процесса бурения при помощи кабеля с«мокрым контактом»); для геофизических замеров в открытом стволе внепрерывном режиме со скоростью до 1500 м/ч; в колонне ЛБТ в режиме с локациейстальных замковых соединений.
Список литературы
Дляподготовки данной работы были использованы материалы с сайта npf-geofizika.ru/