книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах

воздействием на призабойную зону. Поэтому, исходя из конкретных геоло­ гических условий, необходимо определить потребность установки в компо­ новку инструмента специального клапана.

При записи КВД с закрытием на забое вызов притока из пласта осуще­ ствляется периодическими остановками и пуском насосных агрегатов. При этом в подпакерной зоне будет создаваться депрессия при работе агрегатов, а давление будет восстанавливаться до пластового при прекращении цирку­ ляции.

Гидродинамические исследования проводятся методом установившихся или неустановившихся отборов. Наиболее информативные исследования получают при использовании в компоновке инструмента специального кла­ пана.

Исследования производятся на 3—4 режимах фильтрации путем подбора передачи и числа оборотов коленчатого вала двигателя с устанавкой ста­ ционарного режима отбора. Рекомендуемые давления нагнетания на режи­ мах для ЦА-320—7,5; 8,0; 10,0; 12,5 МПа. Время работы на каждом режиме 1—2 часа.

При наличии в компоновке клапана, после каждого режима производит­ ся запись КВД. При остановке циркуляции клапан закрывается под весом столба жидкости. Если пластовое давление выше гидростатического, то за­ крытия клапана можно добиться путем создания избыточного давления на устье скважины. Время записи КВД — 1ч2 часа.

Установка предназначена для освоения скважин после бурения или ка­ питального ремонта.

Установка выполняет следующие функции:

—создание необходимой депрессии на пласт;

—вызов притока продукции скважины;

—очистка ствола и призабойной зоны скважины;

—добыча продукции скважины;

—замер расхода рабочей жидкости и дебита скважины;

—подготовка из продукции скважины рабочей жидкости и подача ее к погружному насосу для его привода и управления;

—транспорт продукции скважины в систему нефтесбора под собствен­ ным давлением;

—накопление загрязнителей в сепараторе-мернике для их последующей утилизации;

—замена струйного аппарата (насоса) без подъема насосно-компрессор­ ных труб;

—гидродинамические исследования скважины без использования ка­ натной техники;

—подключение внешнего насосного агрегата.

Диаметр забойного зонда и инклинометра не должен быть больше

36мм.

Рабочий диапазон температур для забойного зонда от —5 до +100°С. Предельное гидростатическое давление 40,0 МПа.

Допустимый радиус кривизны ствола >80 м.

Двигатели-отклонители должны проходить в обсадной колонне, диамет­

ром 168 мм и менее, под собственным весом.

В самой сущности технологий направленного бурения заложено приме­ нение определенных измерительных и телеметрических систем, снабжаю­ щих информацией о параметрах траектории ствола бурящейся скважины.

С появлением высокоэффективного способа разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами требования к информацион­ ному обеспечению и к забойным телеметрическим системам значительно возросли. Теперь они не ограничиваются изменением только инклинометрических параметров, а оснащены еще и датчиками технологических и гео­ физических параметров, получение информации с которых позволяет ре­ шать такие сложные задачи, как проводка ствола в непосредственной бли­ зости от водо— газо-нефтяным контактов, контроль за границами вмещаю­ щих пород при бурении горизонтальных стволов, диагностика и предупре­ ждение аварийных ситуаций и т. п.

Создание телеметрических систем контроля за положением отклонителя и забойными параметрами ствола скважины в процессе бурения придало значительный импульс научно-техническому прогрессу в области бурения скважин на нефть и газ. В настоящее время телеметрические системы кон­ троля, в сочетании с методико-математическим и программным обеспече­ нием, дали технологам большие возможности, в корне изменив методы их работы. Зарубежные и отечественные специалисты считают, что самое ак­ туальное и перспективное направление, в котором должна развиваться тех­ нология бурения — это применение электронных систем для измерения па­ раметров ориентации на забое в процессе бурения (ИПБ), или, по англий­ ской транскрипции, MWD (Measurement while drilling).

Первые патенты в области измерений скважинных параметров во время бурения, а затем и статьи по этому вопросу, появились в начале 30-х годов. Однако наибольший прогресс начинается после 60-х годов, когда были проведены основные исследования по оценке и выбору канала связи, по составу телесистем, а также их конструкциям.

Первые практические разработки по телеметрическим системам измере­ ний с использованием импульсов, передаваемых на поверхность через бу­ ровой раствор, были созданы в 50-х годах. Так в США были разработаны телесистемы Теледрифт и Телеориэнтэр, передающие информацию с забоя о зенитном угле и положении отклонителя, соответственно, с использова­ нием механических забойных датчиков фирмы «Байрон Джексон Хьюз». В бывшем СССР — ориентаторы и гидротурботахометры, сигнализаторы на­ правления бурения (1—4), разработанные ВНИИБТ совместно с другими организациями страны. Спустя более 20 лет в результате интенсивных ра­ бот, проведенных фирмой «Teleco» (США), была создана серийная модель телеметрической системы (ТС) для измерения скважинных параметров, ко­ торая была отработана в промысловых условиях. Аналоги в СССР — это те­ леметрические системы СТЭ, СТТ с электропроводным каналом связи, те­ лесистемы ЗИТ, ЗИС-4М с электромагнитным каналом связи, телесистема ГИТ с гидравлическим каналом связи, прошедшая предварительные испы­ тания в скважинах Бориславского УБР «Укрнефть», а позднее телесистема ТСГК ВНИПИморнефтегаза, также с гидравлическим каналом связи. К со­

жалению, разработки телесистем с гидравлическим каналом связи в России не были продолжены.

В мировой практике Уже в 1984 г. телесистемы были использованы в 1500 скважинах. Предполагается, что в 2007 г. они ежегодно будут исполь­ зоваться при бурении 4500 и более скважин. Увеличение объема примене­ ния телеметрических систем обусловлено развитием горизонтального буре­ ния, бурения боковых стволов, а также ужесточением экологических требо­ ваний к условиям их строительства [56].

16.1.Буровое навигационное оборудование

16.1.1.Телеметрические системы

Для измерения траектории и технологических параметров бурения, а также геофизических параметров горных пород в процессе бурения сква­ жин, применяют забойные телеметрические системы (далее телесистемы).

По составу измеряемых параметров телесистемы разделяются на: нави­ гационные; навигационно-технологические; универсальные.

Телесистема включает следующие основные узлы: забойный модуль с датчиком измерения параметров; источники питания; наземную аппарату­ ру; канал связи забойного модуля с забойной аппаратурой; технологиче­ скую оснастку.

Навигационные телесистемы регистрируют до следующих 4-х парамет­ ров:

—зенитный угол ствола скважины (наклон корпуса телесистемы);

—азимут ствола скважины (азимут корпуса телесистемы);

—азимут направления отклонителя;

—угол установки двигателя-отклонителя.

Навигационно-технологические телесистемы дополнительно измеряют следующие параметры: осевую нагрузку на долото; частоту вращения доло­ та (вала забойного двигателя); момент на долоте; температуру на забое; за­ бойное давление внутри и снаружи бурильной колонны.

Универсальные телесистемы, кроме траектории и технологических пара­ метров, контролируют следующие геофизические параметры: естественное гамма-излучение горных пород; кажущееся сопротивление (КС) горных по­ род; сопротивление поляризации (ПС); электромагнитный каротаж; гаммагамма каротаж; нейтронно-нейронный каротаж; акустический каротаж; ка-

вернометрию.

Применяемые телесистемы подразделяются и отличаются друг от друга по типу используемого канала связи забойного модуля с наземной аппара­ турой:

—кабельный канал связи — ККС;

—гидравлический канал связи — ГКС;

—электромагнитный канал связи — ЕКС.

Современные телесистемы изготавливаются в модульном исполнении. В зависимости от сложности скважины к основному забойному навигацион­ ному модулю, при необходимости, присоединяются модули геофизических

и технологических параметров.

Модульное исполнение телесистем с полной совместимостью модулей дает возможность приобретать его в любом наборе, в виде отдельных сек­

ций, или полностью комплекта.

Имеются телесистемы, в которых каротажные данные накапливаются во

время нахождения на забое и считываются на поверхности при смене доло­ та. Такие телесистемы проще по конструкции и дешевле. Однако их серьез­ ным недостатком является то, что они не позволяют вести непрерывный анализ измеряемых данных непосредственно в процессе бурения, вследст­ вие чего возникает вероятность пропуска наиболее благоприятной глубины спуска обсадной колонны.

16.1.2. Инклинометры

Для измерения параметров траектории открытого БС или в колонне бу­ рильных труб применяются инклинометры.

Инклинометры различаются по принципу работы датчиков азимута на магнитные и гироскопические.

Магнитные инклинометры позволяют измерять зенитный угол и азимут скважины (положение корпуса инклинометра) в открытом стволе скважи­ ны или в немагнитной УБТ (или в ЛБТ). Некоторые инклинометры изме­ ряют и угол установки отклонителя, для чего они снабжаются наконечни­ ком и посадочным гнездом для фиксации его направления с направлением действия отклонителя (меткой).

Гироскопические инклинометры отличаются от магнитных инклиномет­ ров тем, что в качестве датчика азимута содержат гироскопы.

Вкачестве канала связи между забойным модулем и наземной аппарату­ рой инклинометров применяется геофизический кабель.

Внастоящее время разработки и промышленное применение телесистем для контроля проводки наклонно-направленных скважин ведутся многими фирмами США, Франции, ФРГ, Канады, Норвегии, Англии, Китая, других стран, а также в России: — в ОАО «СНГ»,ОАО «НПО «Буровая техника»- ВНИИБТ (ЭТО-1, ЭТО-2, ЭТО-3, ЭТО-4), ВНИИГИС (г.Окгябрьский), ВНИИНПГ (г.Уфа), Удмуртнефть (г.Ижевск), ЗАО «НТ-КУРС» и другие.

Если первоначально ИПБ производились для контроля зенитного угла, азимута и положения отклонителя, то в последние десять лет разработаны устройства для проведения каротажных работ на базе ИПБ. Создан инстру­ мент для измерения параметров режима бурения: нагрузки на долото, кру­ тящего момента, частоты вращения долота, давления на забое. Технология систем ИПБ развивается быстро, но самые большие достижения ожидают­ ся в развитии наземных систем контроля наземных параметров бурения и включении этой информации в обработку совместно с забойной информа­ цией. Существующие телесистемы включают следующие основные части:

—забойную аппаратуру;

—наземную аппаратуру;

—канал связи;

—технологическую оснастку (для электропроводной линии связи); ан­ тенну и принадлежности к ней (для электромагнитной линии связи);

—немагнитную УБТ (для телесистем с первичными преобразователями азимута с использованием магнитометров);

—забойный источник электрической энергии (для телесистем с беспро­ водной линией связи). Упрощенная блок-схема телесистемы показана на рис. 16.1.

Забойная часть телесистемы включает первичные преобразователи (ПП) измеряемых параметров, таких, как:

—ПП направления бурения;

—ПП геофизических параметров приствольной зоны скважины;

Забойная часть	Наземная часть
Рис. 16.1. Блок-схема телеметрической системы.

— ПП технологических параметров бурения.

К первичным преобразователям направления бурения относят:

—ПП зенитного угла в точке измерения (а);

—ПП азимута скважины (j);

—ПП направления отклонителя (у).

Азимут отклонителя определяется путем математической и электронной обработки данных первичных преобразователей направления.

Кпервичным преобразователям геофизических параметров (данных ка­ ротажа) можно отнести геофизические зонды, измеряющие:

— КС — кажущееся сопротивление горных пород;

— ПС — самопроизвольную естественную поляризацию;

— гамма-каротаж (гамма излучение горных пород);

— электромагнитный каротаж.

Кпервичным преобразователям технологических параметров бурения относят датчики, измеряющие параметры процесса бурения:

—осевую нагрузку на долото (G);

—момент (М), реактивный или активный;

—частоту вращения (п) вала забойного двигателя (долота);

—давление внутри и снаружи бурильной колонны;

—температуру внутри и снаружи телесистемы;

—другие параметры, по желанию заказчика.

Данные от первичных преобразователей через коммутатор поступают на аналого-цифровой преобразователь (АЦП), затем через кодирующее уст­ ройство (КУ) и усилитель-передатчик поступают в канал связи. На поверх­ ности закодированная различными способами информация расшифровы­ вается в обратном порядке и поступает на системы отображения и обработ-

ГХС	ПРОВОДНОЙ	ЭЛ6 КГР0 МАГНИТНЫЙ	МЕХАНИ-	СЕЙСМИ-	КОМБИНИ-
			ЧЕСКИЙ	ЧЕСКИЙ	РОВАННЫЙ
			(акустн-
	'ctPocceMV клс тле сэлдоом	СВЯЗЬ	‘10С1СИ№
		ллмм сртислягером

Рис. 16.2. Типы каналов связи.

ки для принятия решений по технологическому режиму. Входные устройст­ ва, в зависимости от применяемого канала связи, в телесистемах различа­ ются. Так, в телесистемах с ЭКС входное устройство достаточно простое. Здесь задача состоит в разделении информационных сигналов от электро­ питания забойной аппаратуры. Сложнее в телесистемах с ГКС и ЭМКС.

Входное устройство наземной аппаратуры телеметрических систем с ГКС достаточно сложное и включает в себя ПП импульсов (или волн) дав­ ления, поступающих от забойного пульсатора в условиях высокого уровня давления буровых насосов (до 20,0 МПа и более), а также в условиях пуль­ саций давления насосов, достигающих в ряде случаев значений до 1,7 МПа, а также при наличии помех технологического типа от подачи инструмента и взаимодействия долота с забоем. В связи с этим, входное устройство включает в себя специальные фильтры и устройства, подавляющие помехи. Здесь следует отметить, что наиболее помехоустойчивым входным устрой­ ством обладают телесистемы, передающие непрерывную волну.

Входное устройство наземной аппаратуры телеметрических систем с ЭМКС включает специальную погружаемую в грунт антенну и фильтр, от­ деляющий полезный сигнал от помех поверхностных блуждающих токов.

Многие годы именно канал связи был основным препятствием практи­ ческого использования измерений в процессе бурения. Он является глав­ ным решающим фактором, так как от него зависит конструкция телесистем, компоновка, информативность, надежность, удобство работы, а также условия прохождения сигналов и др.

Были исследованы различные каналы — гидравлический, электромаг­ нитный, акустический, электропроводный и многие другие (рис. 16.2). В ре­ зультате многолетних исследований и практического использования в ре­ альных условиях бурения широкое применение нашли три канала связи:

—электропроводной ЭКС;

—гидравлический ГКС;

—электромагнитный ЭМКС.

У каждого из этих ка­ налов связи имеются свои преимущества и свои не­ достатки. Разнообразие условий бурения, а также экономическая целесооб­ разность определяют каж­ дому каналу связи свою область применения. Это подтверждается опытом бурения скважин в России и в странах СНГ.

Преимущества и недос­ татки каналов связи.

		Электропроводной						ка­
	нал связи в бывшем СССР
	в	силу	многих				причин
	(геофизические					исследо­
	вания,		инклинометриче-
	ские работы,				осуществ­
	ляющиеся на электропро­
	водном канале				связи,			на­
	лаженная инфраструктура,
	материальное обеспечение
	геофизических					предпри­
	ятий, электробурение) на­
	шел хотя		и значительное,
	но	недостаточное					приме­
	нение (рис. 16.3). Этот ка­
	нал обладает следующими								Рис. 16.3. Схема компоновки бурильного инстру­
	преимуществами						перед		мента с ЭТО-2М в конце рейса долота: 1— квад­
	известными					каналами			ратная штанга; 2 — устройство ввода кабеля УВК;
	связи — это			максимально					3 — колонна бурильных труб; 4 — ориентирующий
	возможная			информатив­					переводник БП; 5 — двигатель-отклонитель; 6 —
									предохранительный переводник ГТП с прорезью
	ность,		быстродействие,
									под кабель; 7 — измерительный зонд.
	многоканальность,						поме­
	хоустойчивость,						надеж­

ность связи; отсутствие забойного источника электрической энергии и мощного передатчика; возможность двусторонней связи; минимальные за­ траты гидравлической энергии; возможность использования при работе с продувкой воздухом и с использованием аэрированной промывочной жид­ кости.

Существует несколько разновидностей электропроводного канала связи: на трубах для электробурения; секционированных отрезках кабеля в каж­ дой трубе (так называемых КЛС); «сбросовый»; ЗИЛС. В частности, «сбро­ совый» канал применяется в телесистемах СТТ-164, СТТ-ЗП Харьковского СКТПБЭ, находящейся в эксплуатации в Западной Сибири и других регио­ нах, а также СТТ-108 для малых диаметров стволов.

Недостатки электропроводного канала связи:

—наличие кабеля в бурильной колонне и за ней, что создает трудности при бурении;

—затраты времени на его проложение;

—необходимость защиты кабеля от механических повреждений;

—невозможность вращения колонны;

—невозможность закрытия превентора при нахождении кабеля за ко­ лонной бурильных труб; необходимость доставки (продавки) забойно­ го модуля или контактной муфты до места стыковки (посадки) при зе­ нитных углах более 60 градусов с помощью продавочного устройства. (Здесь следует отметить, что имеются варианты проложения кабеля внутри труб через вертлюг, но в этом случае появляется необходи­ мость в подъеме всего кабеля или отрезка кабеля при наращивании, что требует дополнительных затрат времени). Вращение колонны при этом также возможно, хотя для этого необходимо применять вращаю­ щийся токосъемник, устанавливаемый под вертлюгом. В зонах АВПД,

3}

1

Рис. 16.4. Схема гидравлической линии связи: 1— буровые насосы; 2 —первичный преобразователь давления; 3 — обвязка (манифольд, рукав, вертлюг, квадрат); 4 —колонна бурильных труб; 5 —КНБК с телесистемой; 6 —долото; 7 —желоб; 8 — приемная емкость; 9 —клапан телесистемы (пульсатор).

при возникновении «выбросовой» ситуа­ ции и необходимо­ сти в закрытии пре­ вентора, бурение ог­ раничивается макси­ мально возможным ходом инструмента вверх до достижения положения, когда ка­ бель находится уже внутри колонны, а при варианте про­ пуска кабеля через вертлюг этой пробле­ мы нет.

Гидравлический канал связи ГКС (рис. 16.4). Ис­ следования данного типа канала в нашей стране на­ чаты при разработке гид­ ротурботахометра ВНИИБТ (5) еще в 50-х годах, а дальнейшее при­ менение канал нашел при бурении Кольской сверх­ глубокой скважины СГ-3, где устойчивые сигналы о частоте вращения вала турбобура были получены с глубины более 12 000 метров. Однако сегодня, в основном, применяется MWD зарубежных веду­ щих фирм типа «Teleco», «Schlumberger», «Sperrysun», «Gearhart», «Eastman Christensen» и др. Для ге­ нерирования импульсов давления в буровом рас­ творе используют несколь­ ко способов (рис. 16.5).

а)

t(c)

б)

Р (МПа)

Рис. 16.5. Схема генерирования гидравлических давлений: а) положительные им­

пульсы; б) отрицательные импульсы; в) непрерывная волна с фазовой манипуля­ цией.

Они подразделяются на три вида: положительный импульс, отрицатель­ ный импульс и непрерывная волна (сирена). Положительные импульсы ге­ нерируются созданием кратковременного частичного перекрытия нисходя­ щего потока бурового раствора. Отрицательные импульсы давления созда­ ются путем кратковременных перепусков части жидкости в затрубное про­ странство через боковой клапан. Гидравлические сигналы, близкие к гар­ моническим (сирена), создаются с помощью электродвигателя, который вращает клапан пульсатора, или с помощью дискового клапана гидротурбо­ тахометра типа ГТТ. Гидравлические импульсы (или волны) со скоростью (в среднем 1250 м/с) поступают по буровому раствору на «дневную» по­ верхность. На поверхности закодированная различными способами инфор­ мация декодируется наземной аппаратурой и отображается на экране мо­ нитора, а также поступает в другие устройства обработки информации.

В последние годы значительно сократилось время передачи данных. Ес­