Сучасні інтелектуальні інструменти для забезпечення якісного буріння похило-направлених свердловин

Останніми роками в Росії ст­ворені і запроваджуються у виробництво інтелектуальні інструменти, що забезпечують контроль і документування всього циклу будівництва свердловини в режимі реального часу, а головне, дозволяють управляти процесом буріння на основі надійних і точних характеристик технологічних параметрів буріння.

У 1998г. у ВАТ НПФ «Геофізика» розроблена і пройшла відомчі випробування інформаційно-вимірювальна система (ІВС) контролю процесу буріння «Леуза-1», названа на честь надглибокої Леузінськой свердловини, де вона проходила налагодження в процесі свого створення.

Станція «Леуза-2» призначена для безперервного контролю і реєстрації основних технологічних параметрів буріння. Станція включає комплект давачів технологічних параметрів, табло бурильника і робоче місце інженера-технолога або бурового майстра приведена на рис. 8.12.

У серійному варіанті станції реєструються 8 технологічних параметрів:

вага колони на крюці; крутний момент на роторі; тиск промивальної рідини (ПР) на маніфольді (на вході); густина ПР в приймальній ємкості; рівень ПР в приймальній ємкості; індикатор потоку ПР на виході; давач глибини.

Рисунок 8.12 – Комплект давачів технологічних параметрів і пульт бурилиника

ІВС «Леуза-2»

При необхідності станція «Леуза-2» може комплектуватися додатковим набором давачів для контролю електропровідності розчину на вході і на виході, температури розчину на вході і на виході, крутного момента на ключі, сумарного газовмісту і ін., всього до 32 параметрів.

Інформація з первинних давачів поступає на табло бурильника і візуалізується на цифрових і лінійних індикаторах в наочному для бурильника вигляді. У подальшому вся інформація після оцифровки і первинної обробки поступає в комп'ютер на робочому місці майстра.

Програмне забезпечення (ПЗ) станції «Леуза-2» складається з двох частин: ПЗ реєстрації технологічних даних і ПЗ перегляду та обробки збережених даних.

ПЗ реєстрації технологічних даних призначено для збору, зберігання і обробки інформації, що надходить з давачів, розташованих на буровій, і дозволяє в масштабі реального часу вирішити наступні задачі:

- збір і оперативну обробку інформації від давачів технологічних параметрів;

- розрахунок вторинних параметрів;

- візуалізацію інформації на моніторі у вигляді діаграм і в табличному вигляді;

- формування бази даних реального часу в масштабах часу, глибини і «виправленої» глибини з подальшим збереженням всієї інформації на жорсткому диску;

- розрахунок і рекомендацію найбільш оптимальних навантажень;

- видачу оперативної інформації на друк.

ПЗ перегляду і обробки збережених даних призначене для подальшого перегляду, аналізу і інтерпретації зареєстрованих даних, записаних попередньо в базу даних реального часу. За зареєстрованими матеріалами в автоматичному режимі складаються добові рапорти, а також рапорти з кожного довбання і по всій свердловині. Розраховуються і видаються техніко-економічні показники буріння.

Рисунок 8.13 – Спеціалізований вагон-причеп

В теперішній час станції «Леуза-2» надійно працюють в ВАТ «Башнафта», ВАТ «Татнафтогеофізіка», ВАТ «Комінафтогеофізика» у ряді інших регіонів.

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

Одночасно із створенням ІВС «Леуза-2» башкурські учені-геофізики запропонували нафтовикам сучасну станцію геолого-технологічних досліджень «Геотест-5».

Станція розміщується в спеціалізованому упорядкованому вагоні-причепі (рис. 8.13), який розділений на три відсіки: апаратурний, геологічний і побутовий (рис. 8.14).

Рисунок 8.14 – Спеціалізований вагон-причеп (усередині)

На відміну від своїх попередників ця станція ні в чому не поступається зарубіжним аналогам, окрім своєї ціни, яка майже на порядок нижча. Створена на сучасному виробництві дочірнього підприємства фірми ТОВ НВФ «Нафтогеофізика» станція розміщується на шасі причепа або автомобіля КАМАЗ; має систему життєзабезпечення європейського стандарту і оснащена високоточною сучасною аналітичною апаратурою, давачами технологічних параметрів, обчислювальною технікою і програмним забезпеченням, що є комплексом апаратно-програмних засобів для автоматизованого збору, обробки і інтерпретації інформації про розбурювальний розріз, в режимі реального часу, забезпечуючий безаварійний і оптимальний режим проводки свердловин і високу геологічну ефективність пошуково-розвідувального буріння.

Для контролю основних параметрів процесу приготування тампонажного розчину і цементування свердловин створена в 2001р. і пройшла відомчі випробування станція контролю цементування свердловин «КС-цемент».

Станція вмонтовується на базі автомобіля УРАЛ, первинні перетворювачі - в технологічній лінії. Вимірюються: тиск в нагнітальній лінії, миттєва витрата, густина і температура закачуваної рідини, рівень і густина рідини в осередковій ємкості, об'єм закачуваного тампонажного розчину і ін. з похибкою не більше 1, 5%.

Промислові зразки станції «КС-цемент» працюють на бурових підприємствах ВАТ АНК «Башнафта», у тому числі і в Західному Сибіру. Інформація обробляється в режимі реального часу і дозволяє технологам управляти якістю тампонажного розчину, запобігаючи небажаним гідророзривам пластів, недопідйоми розчину в затрубному просторі, виключати аварійні ситуації.

Останніми роками в зарубіжній і вітчизняній практиці ведення бурових і промислових робіт набувають все ширше використовуються високоефективні мобільні установки з використанням сталевої довгомірної безмуфтової гнучкої труби (так звана колтюбінгова техніка), призначені для проведення капітального ремонту і буріння нафтових, газових і газоконденсатних свердловин, зокрема в умовах депресії, тобто при негативному перепаді тиску в системі «свердловина-пласт», без глушіння.

Традиційна колтюбінгова установка є комплексом, змонтованим на напівпричепі з тягачем, і включає: барабан з гнучкою трубою, механізм подачі труби (інжектор), направляючу дугу («гусак»), кабіну оператора з панеллю управління і автономний силовий блок для забезпечення енергією барабана, інжектора і органів управління поста оператора.

КНБК має істотні відмінності, обумовлені конструктивними особливостями колтюбінгової установки, що виключає можливість обертання бурильної колони і використовування традиційних УБТ. Ця обставина робить неможливим буріння свердловин роторним способом і вимагає застосування гідравлічних забійних двигунів.

ВАТ НВФ «Геофізика», маючи 30-річний досвід розробки і виготовлення геофізичних приладів для досліджень свердловин, що буряться, була залучена нафтовою компанією «Башнафта» для створення технології колтюбінгового буріння похило-направлених і горизонтальних свердловин.

Оскільки основний об'єм бурових робіт планується виконувати на полегшених розчинах в умовах депресії, ВАТ АНК «Башнафта» закуплена спеціальна закрита циркуляційна система з керованою дросельною заслінкою на виході зі свердловини (виробництво НВО «Буріння»), яка дозволяє підтримувати необхідний перепад тиску в системі «свердловина - пласт».

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

- тиск, густина, витрата, електропровідність і температура ПР на вході і виході з свердловини;

- рівень і тиск ПР в приймальних і циркуляційних ємкостях;

- концентрація вуглеводневих газів в сепараторі або на факельній лінії.

До складу комплексу входять:

- комплект давачів на 16 параметрів;

- модуль з’єднання з давачами;

- модуль управління виконавчими механізмами циркуляційної системи;

- комп'ютер оператора із спеціалізованим програмним забезпеченням (ПЗ);

Інформація з комплекту давачів через модуль з’єднання надходить в комп'ютер оператора з розчинів. Програмне забезпечення працює в багатовіконному режимі і дозволяє відобразити на екрані комп'ютера всю інформацію в цифровому або графічному вигляді.

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

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

ОРБІ-3 працює спільно з кабельною лінією зв'язку КЛЗ-2М. Введення кабелю здійснюється через пристрій ущільнювача вертлюха.

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

Інклінометр ІММН-60 на вимогу замовника комплектується геофізичним модулем для вимірювання природної радіоактивності порід (ГК). Інклінометри метрологічно забезпечені установками для повірки УПІ-1, УПІ-2, УПІ-1М, які виготовляються інженерно-виробничим центром " Гео-Інком".

За технічним завданням АНК «Башнафта» розроблена і знаходиться на стадії виготовлення вибійна телеметрична система з кабельним каналом зв'язку «Надір». Колтюбінговая установка М40, що закупляється АНК «Башнафта» у групи компаній ФІД (Білорусь), дає можливість буріння свердловин завглибшки до 2000 м. Гнучка труба має діаметр 60, 3 мм. Діаметр вибійного двигуна 95 мм, орієнтатора 92 мм, максимальний кут відхилення від осі корпусу телесистеми.

Для лінії зв'язку створюваної системи «Надір» використовується три жили семижильного броньованого кабелю діаметром 10, 84 мм, вбудованого усередині робочої труби.

Телесистема розміщується в немагнітній трубі, для чого використовується стандартна ЛБТ діаметром 90 мм.

Телесистема «Надір» призначена для вимірювання інклінометричних параметрів азимута і зенітного кута, положення корпусу телесистеми, природної гамма-активності порід і тиску промивальної рідини над вибійним двигуном, а також вимірювання осьового навантаження і затрубного тиску при бурінні з використанням колтюбінгових труб.

У своєму складі телесистема має декілька модулів:

- модуль інклінометрії типу ОРБІ, який служить для вимірювання інклінометричних параметрів азимута і зенітного кута, а також положення корпусу телесистеми відносної апсидальної площини (з точністю до півтора кутових градусів);

- модуль гамма-каротажу і манометра внутрішнього тиску (ГКМ) для вимірювання природної гамма-активності порід і тиску промивальної рідини перед вибійним двигуном;

- модуль осьового навантаження і затрубного тиску (МОН), який вимірює осьове навантаження і зовнішній тиск;

- телескопічний наконечник;

- наземний оброблювальний комплекс, який забезпечує живлення телесистеми, прийом даних з приладу свердловини, обробку, візуалізацію інформації і реєстрацію одержаних даних.

Зовнішні діаметри у всіх приладів свердловин складають 36 мм, загальна довжина - 5, 5м, що дозволяє розмістити їх в одній ЛБТ. При цьому мінімальний відступ з кожного боку складає 17, 5 мм, що забезпечує мінімальний гідродинамічний опір для промивальної рідини.

Різниця виміряного внутрішнього і зовнішнього тиску, яка складає 2, 5-4, 1 МПа, є перепадом тиску на вибійному двигуні і на долоті, по якому можна судити про процес буріння.

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

Крім того, вимірювальні модулі сполучені між собою за допомогою гнучких центраторів, які одночасно гасять радіальні і осьові навантаження.

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

Вимірювальна техніка свердловини виконана з використанням найкращих вітчизняних і імпортних компонентів, стійких до вібрацій і ударів і відрізняється підвищеною надійністю.

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

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

Програмне забезпечення включає наступні модулі:

- реєстрації і первинної обробки інклінометричних, геофізичних і технологічних параметрів;

- візуалізація і коректування траєкторії свердловин в реальному масштабі часу;

- візуалізація геофізичних параметрів в реальному масштабі часу;

- візуалізація технологічних параметрів в реальному масштабі часу;

- побудови заданої траєкторії свердловини;

- супроводи і візуалізація банку накопичених даних зі свердловин.

В даний час ведуться науково-дослідні роботи із створення автономного інклінометра. Відмінною особливістю такого інклінометра повинна стати конструкція приладу свердловини, здатна працювати в процесі буріння в різних режимах. Створення такого приладу дозволить виконувати: орієнтування інструменту в процесі буріння, з використанням кабельного каналу зв'язку КЛС-2М; в процесі буріння із запам'ятовуванням інформації в електронній пам'яті (знімання інформації повинне здійснюватися під час зупинки процесу буріння за допомогою кабелю з " мокрим контактом"); для геофізичних вимірювань у відкритому стовбурі в безперервному режимі зі швидкістю до 1500 м/год; у колоні ЛБТ в режимі з локацією сталевих замкових з'єднань.

8.3 Автоматизоване керування технологічними процесами на бурових установках (АСК ТП)

Нафтова і газова свердловини є технологічними об'єктами, спорудження яких можна умовно розділити на три етапи: попередні роботи, проводку свердловини і завершальні роботи. Попередні роботи включають прокладення під’їзних шляхів, підведення води, електроенергії, земляні роботи, спорудження і монтаж. Проводка свердловини полягає в бурінні стовбура свердловини (вертикального або похилонаправленого), роз'єднуванні пластів і кріпленні стінок. Завершальні роботи споруди свердловини включають перфорацію і випробування. Найтривалішим трудомістким етапом є проводка свердловини. Основним технологічним процесом проводки свердловини прийнято вважити процес буріння. Буріння свердловини полягає в руйнуванні гірських порід, винесенні їх на денну поверхню і виконанні спуско-підйомних операцій з метою нарощування (збільшення довжини) колони бурильних труб і підйому та спуску всієї колони при заміні затупленого долота і після завершення буріння.

Вдосконалення технологічних процесів підготовчих і завершальних робіт, а також спуско-підйомних операцій здійснюється за рахунок їх механізації. Вдосконалення процесу буріння можна досягти за рахунок автоматизації.