2. геофизические исследования горизонтальных

http://libriz.net/book/23723-geofizicheskie-issledovaniya-gorizontalnih-neftegazovihskvazhin.html
скачал книгу . глянуть может ещё есть уник
Министерство топлива и энергетики Российской Федерации
Евро-Азиатское геофизическое общество
ЗАО "Петровское"
"Согласовано"
Исполнительный директор
Евро-Азиатского геофизического общества
"Утверждаю"
Заместитель начальника Управления
геологоразведочных и геофизических работ
_______________ Д.Г. Байков
"___"_______________ 1997 г.
________________ В.С. Акимов
"___"______________ 1997 г.
Отчет по теме
"Подготовка оригинал-макета учебного пособия для геофизических
специальностей ВУЗов "Геофизические исследования наклоннонаправленных и горизонтальных нефтегазовых скважин при их проводке,
опробовании и эксплуатации".
Научный руководитель,
ответственный исполнитель
А.А. Молчанов
2
Санкт-Петербург
1997
3
А.А. Молчанов, Э.Е. Лукьянов, В.А. Рапин
Геофизические исследования наклоннонаправленных и горизонтальных нефтегазовых
скважин при их проводке, освоении и
эксплуатации.
Под редакцией
доктора технических наук, профессора, академика РАЕН
А.А. Молчанова
Допущено
в качестве учебного пособия для студентов геофизических
специальностей ВУЗов.
Санкт-Петербург
1997
4
ББК
УДК
Рецензенты: Кафедра геоинформатики Московской государственной
геологоразведочной Академии,
доктор наук, профессор В.М.Добрынин
А.А. Молчанов, Э.Е. Лукьянов, В.А. Рапин.
Геофизические исследования
наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых
скважин при их проводке, освоении и эксплуатации: учебное пособие для студентов
геофизических специальностей ВУЗов - Санкт-Петербург, издательство Санкт-Петербургского
государственного горного института имени Г.В. Плеханова (технического университета), 1997,
285 с., ил JSBN.
Излагаются основы и перспективы разработки месторождений нефти и газа горизонтальными
скважинами, геофизических
исследований наклонно-направленных
и горизонтальных
нефтегазовых скважин при их проводке, освоении и эксплуатации. Описаны применяющиеся в
России и за рубежом телеизмерительные системы с различными каналами передачи данных
измерений и автономные измерительные приборы.
Для студентов геофизических специальностей ВУЗов, а также для специалистов геофизиков,
геологов, буровиков, нефтяников.
5
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ ................................................................................................................................8
1.
КРАТКИЕ
СВЕДЕНИЯ
ПО
ПРОЕКТИРОВАНИЮ
РАЗРАБОТКИ
НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И
РАЗВЕТВЛЕННО-ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
СКВАЖИН
И
ГЕОФИЗИЧЕСКОМУ
СОПРОВОЖДЕНИЮ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И РАЗВЕТВЛЕННОГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН .....................................................................................................11
1.1 Основные понятия .............................................................................................................11
1.2. Способы бурения и типы профилей горизонтальных скважин...............................12
1.3. Геолого-технологическая классификация запасов нефти........................................13
1.4. Задачи доразведки объектов с помощью горизонтальных и разветвленногоризонтальных скважин ................................................................................................................15
1.5. Системы разработки нефтяных месторождений с применением
горизонтальных скважин ................................................................................................................16
1.6. Геофизическое сопровождение при строительстве горизонтальных и
разветвленно-направленных скважин ............................................................................................20
2. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В
ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ........................................................................................................................22
2.1.Забойные телеметрические системы, принципы их построения и
классификация..................................................................................................................................23
2.2. Каналы связи, применяемые в забойных телеметрических системах ....................25
2.2.1. Сведения из теории информации о свойствах сигнала и систем
телеизмерений..............................................................................................................................25
2.2.2. Гидравлический канал связи ...............................................................................27
2.2.3. Акустический канал связи ...................................................................................32
2.2.4. Гидроакустический канал ....................................................................................39
2.2.5. Проводной канал связи ........................................................................................44
2.2.6. Электромагнитный (беспроводный) канал связи ..............................................47
2.2.7. Комбинированный канал связи ...........................................................................52
2.2.8. Автономные измерительные приборы ...............................................................53
2.3. Особенности конструирования и эксплуатации забойных телеметрических
систем и привязка данных измерений к глубине ..........................................................................54
2.3.1. Особенности эксплуатации забойных телеизмерительных систем
различного назначения для геофизических исследований наклонно-направленных и
горизонтальных скважин ............................................................................................................54
2.3.2 Компоновка скважинных приборов забойных телесистем ...............................55
2.3.3 Измерения глубины скважин и привязка данных измерений к глубине .........56
2.3.4 Защита скважинной аппаратуры от вибраций и ударов. ...................................57
2.4 Наиболее широко применяемые забойные телеметрические системы ...................62
2.4.1 Системы для геофизических исследований горизонтальных скважин с
проводным каналом связи ..........................................................................................................62
2.4.3 Системы для геофизических исследований горизонтальных скважин с
электромагнитным каналом связи .............................................................................................66
З. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И РАЗВЕТВЛЕННО-ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ..........................72
3.1.Особенности проведения геолого-технологических исследований в процессе
бурения горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин ..........................................72
3.2.Применяемый комплекс исследований ......................................................................76
3.3.Современные компьютеризированные станции геолого-технологических
исследований ....................................................................................................................................77
3.4.Расширение
функций
геолого-технологических
исследований
при
сопровождении строительства горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин ....77
6
4. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
ПОСЛЕ БУРЕНИЯ ...............................................................................................................................79
4.1. Особенности проведения проведения геофизических исследований в
горизонтальных скважинах. Основные причины неудач при их строительстве .......................79
4.2. Системы доставки сборок скважинных приборов в горизонтальную часть
скважины на кабеле .........................................................................................................................82
4.2.1 Система “Горизонталь-1” .....................................................................................83
4.2.2. Технологические комплексы доставки приборов на забой ГС с
«плавающими» пластиковыми трубами ....................................................................................83
4.2.3. Системы с жестким кабелем и гибкой непрерывной трубой ...............................84
4.2.4. Системы с встроенным кабелем внутри бурильных труб ................................84
4.3. Автономные системы для проведения проведения геофизических
исследований в горизонтальных скважинах на буровом инструменте ......................................85
4.3.1 Система “Горизонт” ..............................................................................................85
4.3.2 Система АЗС-42СМ ...............................................................................................86
4.3.3. Система “ОБЬ”......................................................................................................87
4.4. Применяемый комплекс и особенности интерпретации результатов
геофизических исследований скважин ..........................................................................................92
5. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В
ПРОЦЕССЕ ИХ ИСПЫТАНИЯ, ОСВОЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ............................................96
5.1 Особенности заканчивания и испытаний скважин с горизонтальными
участками ..........................................................................................................................................96
5.2 Особенности геофизических измерений в обсаженном стволе .............................101
5.3 Геофизические исследования потока флюида в действующей горизонтальной
скважине .........................................................................................................................................102
5.4 Контроль качества обсадных труб ............................................................................105
5.5 Цементометрия............................................................................................................106
5.6 Исследование пород, окружающих обсаженную скважину ...................................107
5.7 Перспективы развития каротажа обсаженных скважин .........................................109
5.8 Перспективы геофизических исследований в действующих горизонтальных
скважинах .......................................................................................................................................110
6. ГОРИЗОНТАЛЬНОЕ БУРЕНИЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН И ЕГО
ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ (обзор зарубежных источников) ...............................114
6.1. Экономические аспекты проводки горизонтальных скважин...............................114
6.2. Основные объекты проводки горизонтальных скважин ........................................115
6.3. Система бурения и каротажа Anadrill Schlumberger ..............................................117
6.4. Система MWD фирмы Halliburton Energy Services ................................................120
6.5. Система измерений MWD Sperry-Sun Drilling Service ...........................................125
6.6 Работы в скважинах на гибких трубах (ГТ) .............................................................129
6.7 Обобщенный портрет технологии работ на гибких трубах (CT-Texhnology) ......135
7. ПУТИ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ МАССОВОГО БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
И РАЗВЕТВЛЕННО-ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ...............................................................137
7.1. Управление траекторией скважины, в том числе с пеленгацией границ
объекта ............................................................................................................................................137
7.2. Управление режимами бурения и их оптимизация ................................................137
7.3. Управление режимами спускоподъемных операций .............................................138
7.4. Прием информации от забойных телесистем, выдача управляющих сигналов ..138
7.5. Проведение геолого-технологических исследований, выдача рекомендаций и
управляющих решений ..................................................................................................................138
7.6. Обеспечение проведения геофизических исследований в бурящейся и
работающей скважине (ИИС ГИС) ..............................................................................................139
7.7. Диагностика и прогнозирование опасных ситуаций ..............................................139
7
7.8. Проведение обращенного вертикального сейсмического профилирования,
пеленгация забоя ............................................................................................................................139
7.9. Контроль и управление процессом цементирования .............................................139
7.10. Информационное обеспечение вторичного вскрытия, испытания и освоения .140
ЗАКЛЮЧЕНИЕ .....................................................................................................................141
ЛИТЕРАТУРА .......................................................................................................................141
8
ВВЕДЕНИЕ
Развитие горизонтального бурения раздвинуло границы за те пределы, которые
существовали лишь несколько лет назад, и дало возможности, о которых можно было лишь
мечтать десять-тридцать лет назад [10, 15, 20-23, 25, 40-42, 47, 59, 61-65, 76, 80].
Рост эффективности и скорости бурения, а главное - возможности контроля, позволили
буровикам размещать горизонтальные скважины (ГС) так, чтобы получать оптимальную
отдачу коллектора.
Горизонтальное бурение дало нефтяникам такие возможности, каких не давало другое
нововведение за последнее время. От отдельных попыток бурения ГС - в СССР (1950 г.г.), Китае
(1960 г.г.), Канаде (1970 г.г.) и Италии (1980 г.г.) - технология горизонтального бурения
двигалась в последние годы семимильными шагами. Сегодня ценность его неоспорима, и при
правильном применении дает большой ряд преимуществ: увеличение скорости добычи и
количества извлекаемых запасов, уменьшение себестоимости добычи и числа платформ и
скважин при разработке месторождений на шельфе морей. Эти преимущества можно получить
при небольшом количестве скважин или при повторном входе в существующие скважины с
заканчиванием их горизонтальными скважинами. Горизонтальные скважины характеризуются
большей отдачей, чем вертикальные скважины, за счет дренирования значительно большей
площади пласта-коллектора.
Около половины ГС находятся в пластах, где большая проницаемость обеспечивается
наличием трещин. Поскольку трещины в большинстве своем вертикальны, ГС может пересечь
их гораздо больше, чем обычная скважина. Около 20% ГС пробурено в тонкослоистых
коллекторах (в продуктивных толщах мощностью менее 25 м). Большая часть остальных - в
истощенных пластах и плотных карбонатах. Во всех случаях при проводке ГС уменьшается
возможность образования газового конуса или конуса обводнения, так как ГС характеризуются
меньшей депрессией на пласт, чем обычные скважины.
Побудительная причина для проводки ГС меняется в зависимости от особенностей
нефтегазового региона. В России, в Европе и на Среднем Востоке основными причинами
являются низкая проницаемость и анизотропию проницаемости, при которой горизонтальный
дренаж является наиболее эффективным. Вторая причина - стремление избежать образования
конуса обводнения. Причем на Среднем Востоке ГС бурят, в основном, чтобы вскрыть
маломощную нефтяную часть залежи с газовой шапкой или сильным водонапорным режимом
пласта, а иногда и с тем и другим. В Калифорнии и на Аляске основной причиной является
желание избежать образования газового конуса. В районе Скалистых гор ГС увеличивают
нефтеотдачу маломощных пластов. На Среднем Западе и в Техасе они максимально
увеличивают площадь пересечения с трещинами. В России бурение ГС носит пока характер
одиночных скважин с целью увеличения суточных дебитов при добыче нефти и газа из
трудноизвлекаемых запасов.
Однако наиболее эффективным является переход от бурения одиночных ГС к
проектированию и широкомасштабному промышленному освоению систем разработки на
основе бурения сотен ГС в комбинации с вертикальными и наклонно-направленными
скважинами на одном объекте [59].
Впервые в практике российской нефтяной отрасли такую задачу поставило перед собой
АООТ «Сургутнефтегаз», выбрав основным объектом строительства горизонтальных скважин
Федоровское нефтяное месторождение (Горизонт АС4-8), особенностью которого является
расположение эксплуатационного объекта между газовой шапкой и подошвенными водами.
Всего в 1995 году и I квартале 1996 года в 17 нефтегазодобывающих акционерных
обществах (АО) Российской Федерации осуществлялись строительство и эксплуатация
горизонтальных скважин (ГС) для добычи нефти из трудноизвлекаемых запасов. За период с
1990 по 1 мая 1996 года закончены бурением 309 и введены в эксплуатацию 251
горизонтальные скважины. Наибольшие количества ГС пробурены в НК «Татнефть» - 86 ГС, в
АО «Башнефть» - 39 ГС, в НК «Сургутнефтегаз» - 33 ГС. За последнее время увеличился темп
строительства горизонтальных скважин в НК «Сургутнефтегаз» (9 ГС в 1995 году и 8 ГС за
четыре месяца 1996 года) [13].
9
Отметим, что прогрессивный способ освоения нефтегазовых месторождений
возвратился на свою «историческую родину» не в самое удачное для его освоения время: резко
сокращались объемы бурения, не обновлялась техника, сокращался научный потенциал. Но
несмотря на это, нашлись силы, которые поняли, что если и дальше не заниматься освоением
этого метода, можно отстать от мирового прогресса в этой области на долгие годы. Так в 1988
г. в бывшем Миннефтегазпроме появился первый вариант комплексной научно-технической
программы «Горизонт», а в июне 1991 г. была утверждена уточненная комплексная программа
«Создание принципиально новых систем разработки месторождений нефти с помощью
горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин (ГС и РГС) и их широкомасштабное
внедрение», рассчитанная на выполнение к 1995 г. Несмотря на лавину структурных
преобразований, потрясших страну в последние годы, в рамках программы «Горизонт» был
создан целый ряд новой техники, специализированной на решении задач строительства
пологонаклоненных ГС и создана широкая гамма забойных двигателей, двигателейотклонителей и шарнирных отклонителей, повышена эксплуатационная надежность
навигационных инклинометрических систем (проводных и с электромагнитным каналом
связи), систем доставки геофизических зондов на забой ГС (типа «Горизонталь»), разработан
автономный аппаратурно-методический комплекс “Горизонт”, усовершенствованы различные
вспомогательные средства (ориентаторы, доставляемые на забой промывочной жидкостью
геофизические зонды и др.) [26, 31, 49, 57, 69, 78, 79]. Появились сервисные услуги, которые
оказывают созданные в последнее время малые предприятия “Тобус”, “Курс”, “Аитон” и др.
Появившиеся возможности геофизических исследований наклонно-направленных и
горизонтальных скважин в нашей стране основываются на выполненных ранее теоретических
и экспериментальных исследованиях по гидравлическому каналу связи с забоем (ВНИИБТ),
проводному каналу (КуйбышевНИИ НП, Харьковское СКТБПЭ НПО «Потенциал»),
электромагнитному каналу (АзНефтехим, ВНИИКАНефтегаз, ВУФВНИИГеофизика,
ВНИИГИС), каротажу в процессе бурения и автономным приборам (ВУФВНИИГеофизика,
ВНИИГИС), газовому каротажу в процессе бурения и геолого-технологическим исследованиям
(ВНИИГеофизика, ВНИИКАНефтегаз). Среди ученых и производственников, стоявших у
истоков этих направлений: В.А. Соколов и М.В. Абрамович, В.Н. Дахнов и Л.И. Померанц,
Г.И. Эпштейн и В.В. Владимиров, Л.М. Чекалин и В.В. Масюков, А.М. Левит и В.М. Кузьмин,
А.М. Мелик-Шахназаров и С.Я. Литвинов, О.П. Шишкин и Ю.В. Грачев, И.К. Саркисов и
многие другие.
Дальнейшее развитие методов и технических средств геофизических исследований
осложненных бурением, наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин
вносят коллективы научно-исследовательских и проектно-конструкторских организаций:
ВНИИГИС
(А.А. Молчанов,
А.Х. Сираев,
В.П. Чупров,
Л.Г. Леготин
и
др.),
ВНИИНефтепромгеофизика (В.В. Лаптев, В.А. Рапин, Б.Н. Славнитский), СКТБ БА НПО
«Союзгеотехника»
(Л.Г. Шраго,
А.Г. Карапетян,
В.И. Дмитриев
и
др.),
СКТБ
«Тюменьнефтегеофизика» (В,Г, Горожанкин, А.В. Барычев и др.), ВНИГИК (Э.Е. Лукьянов,
П.А. Бродский, С.Н. Шерстнев и др.), ЦГЭ Главнефтегеофизики (А.С. Кашик и др.), Институт
геофизики СО РАН (Ю.Н. Антонов и др.), НИГИ (А.Г. Барминский и др.) и производственных
организаций:
Тюменьгеофизика
(Э.Е. Лукьянов,
В.Ф. Антропов
и
др.),
«Саратовнефтегеофизика»
(Л,М, Чекалин,
А.И. Толчинский,
Б.А. Головин
и
др.),
«Татнефтегеофизика» (В.М. Кузьмин, А.С. Корженевский и др.), высших учебных заведений
России (СПбГГИ, ГАНГ, ТИИ и др.).
При помощи отечественных технических средств, начиная с 1989 г. до настоящего
времени, построено более 190 объектов (остальные проведены с помощью зарубежных систем) с
горизонтальным продолжением. Отметим, что за это же время за рубежом введено в строй более
2000 объектов. О качестве отечественного строительства объектов с ГС красноречивей всего
говорит сравнение количества неудач при строительстве объектов с ГС за рубежом и в России (под
неудачей следует понимать отсутствие ожидаемого увеличения суточного дебита, по сравнению с
«соседними» вертикальными скважинами). Так в России количество неудач в 3 раза больше, нежели
за рубежом (5 % и 18 % соответственно).
10
Ответить на вопрос, почему отечественный опыт так проигрывает зарубежному, можно
лишь тщательно проанализировав причины неудач.
Как показало изучение материалов по объектам с ГС, пробуренным в 1951-1989 гг., а
также анализ данных, ГС, пробуренных в 1989-1996 гг., основными причинами низкой
эффективности ГС в России являются недостатки, допускаемые при составлении проектов
(неоптимальный выбор места заложения горизонтальной скважины, способа ее заканчивания,
отсутствие регламента проведения исследований, координации работ между специалистами
различного профиля на разных стадиях «жизненного» цикла объекта и т.п.), при бурении
(несоответствие отечественного бурового оборудования мировым стандартам) и отсутствие
необходимой и достаточной нормативной базы по проведению промыслово-геофизических
исследований (полностью отсутствуют обязательные комплексы исследований, регламенты их
проведения, требования к аппаратуре с учетом специфики ГС, интерпретационные модели и
пр.).
Задача авторов состояла в анализе зарубежного и отечественного опыта геофизических
исследований наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин при их
проводке, освоении и эксплуатации.
Приводятся сведения о разработках, выполненных авторами лично и коллективами
исследователей при их непосредственном руководстве.
Учебное пособие для студентов геофизических специальностей ВУЗов состоит из
введения, семи глав, заключения и списка литературы. В нем рассмотрены особенности и
преимущества разработки месторождений углеводородов горизонтальными скважинами
(Э.Е. Лукьянов), каналы связи «забой-устье» (А.А. Молчанов, Э.Е. Лукьянов), телеметрические
системы с проводным каналом связи (В.А. Рапин, А.А. Молчанов), системы с
электромагнитным и другими каналами связи (А.А. Молчанов, Э.Е. Лукьянов, В.А. Рапин),
геолого-технологические исследования (Э.Е. Лукьянов), зарубежный опыт геофизического
сопровождения горизонтальных скважин (Б.Е. Лухминский, А.А. Молчанов). В написании
отдельных разделов принимали участие: В.П. Чупров (2.4.3), Л.Г. Леготин (4.3.1), Г.С. Абрамов
(2.3.4). Общее редактирование выполнено А.А. Молчановым.
Авторы считают необходимым выразить благодарность заместителю Министра
Минтопэнерго В.З. Гарипову, заместителю начальника Управления геологоразведочных и
геофизических работ В.С. Акимову и руководству Евро-Азиатского Геофизического Общества
за постоянный интерес и поддержку при выполнении работ в этом чрезвычайно важном и
неизведанном никем направлении. Поэтому, возможно, отдельные разделы учебного пособия
потребуют развития, доработки и авторы будут благодарны всем, кто пришлет свои замечания
и пожелания по улучшению содержания.
Отзывы могут быть направлены по следующим адресам:
Г. Санкт-Петербург, В.О. 21-я линия, д. 2, Санкт-Петербургский государственный
горный институт (технический университет), кафедра геофизики, профессору А.А. Молчанову;
Г. Тверь, ул. Чайковского, д. 28/2, ЗАО НПК «Геоэлектроника Сервис», Э.Е. Лукьянову
или В.А. Рапину.
11
1. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И РАЗВЕТВЛЕННОГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И ГЕОФИЗИЧЕСКОМУ СОПРОВОЖДЕНИЮ ПРИ
СТРОИТЕЛЬСТВЕ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
И
РАЗВЕТВЛЕННО-
1.1 Основные понятия
В работе [76] сформулированы основы проектирования разработки нефтяных
месторождений с применением горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин с
позиций комплексного системного подхода. Воспользуемся основными понятиями этого
подхода.
Под разработкой нефтяного месторождения понимается управление процессом
движения нефти по пласту к забоям добывающих скважин путем бурения добывающих и
нагнетательных скважин, выбора системы их размещения, применения методов поддержания
пластового давления, выбора рабочего агента для закачки в пласт, подбора оборудования и
установления режима работы нагнетательных и добывающих скважин.
Системы разработки отдельных залежей и месторождения в целом различны. Залежь всякое единичное скопление нефти. Если оно достаточно велико и рентабельно для разработки,
залежь называется промышленной, если же залежи малы или пласт обладает низкими
коллекторскими свойствами - залежь является непромышленной. Эти понятия относительны и
меняются по мере развития науки, техники и технологий разработки.
Под месторождением нефти понимается совокупность залежей, контролируемых
единым структурным элементом и заключенных в недрах одной и той же площади.
Размещение скважин осуществляется по равномерной (треугольной и квадратной) и
неравномерной (в виде круговых или прямолинейных рядов-батарей) сеткам.
При равномерном размещении геометрия сетки скважин характеризуется расстоянием
между скважинами - (), а при батарейном размещении - расстоянием между рядами (Li) и
расстоянием между скважинами в рядах (2i), где i - номер ряда.
Плотность сетки (площадь, приходящаяся на одну скважину) для треугольной сетки
составит 0,8652, для квадратной сетки - 12, при батарейном размещении - 2L. При равных
значениях Li и 2i и шахматном расположении скважин в двух смежных рядах линейные
батареи превращаются в равномерную треугольную систему размещения.
По признаку воздействия выделяются системы разработки без искусственного
воздействия на пласт и с воздействием на него.
Месторождения разрабатываются без искусственного воздействия, когда естественной
пластовой энергии достаточно для извлечения промышленных запасов и когда применение
известных методов воздействия на пласт по тем или иным причинам (сложность геологических
условий, свойства нефти и т.п.) не оправданы.
Во всех других случаях месторождения разрабатываются с применением методов
искусственного воздействия на пласт.
Различают законтурное и внутриконтурное нагнетание рабочего агента.
При законтурном нагревании осуществляется либо закачка воды в водонасыщенную
часть, либо газа в газонасыщенную часть, известна и комбинированная закачка.
Внутриконтурные системы более разнообразны: осевое, центральное, кольцевое,
блочное, очаговое, площадное нагнетание агента.
К рабочему агенту предъявляется два основных требования: обеспечение пласта
энергией для перемещения нефти к забоям скважин и обеспечение эффективного вытеснения
нефти из пористой среды коллектора. Первое требование определяет темпы отбора и
предотвращения падения дебитов скважин, второе - достижение высоких конечных
коэффициентов нефтеотдачи.
12
В настоящее время более 90% объемов добычи осуществляется из месторождений, где
применяются различные методы заводнения.
За счет новых методов повышения нефтеотдачи (термические, физико-химические и
т.д.) в настоящее время добывается не более 1% нефти, в ближайшие 10-15 лет эта величина
будет увеличена до 5%, а основным методом воздействия на пласт будет по-прежнему
заводнение в новых (в основных площадных) модификациях.
Многопластовые месторождения разрабатываются по следующим основным
вариантам:
- раздельная разработка, когда каждый объект эксплуатируется самостоятельной сеткой
эксплуатационных и нагнетательных скважин;
- совместная разработка, при которой несколько объектов эксплуатируются единой сеткой
эксплуатационных и нагнетательных скважин;
- совместно-раздельная разработка, когда нефтяные скважины оборудуются установками для
одновременно-раздельной закачки воды.
Анализ фактических данных, как отечественных, так и зарубежных, показывает, что можно
создать новые системы разработки нефтяных, газонефтяных и газонефтеконденсатных
месторождений с помощью ГС, РГС и многозабойных скважин (МЗС) различных конструкций, что
позволит существенно увеличить текущие дебиты за счет увеличения площади фильтрации
призабойной зоны и добиться заметного повышения конечных коэффициентов нефтеотдачи путем
изменения направления фильтрационных потоков в пласте.
Эффективные системы разработки с помощью ГС, РГС и МЗС могут быть
спроектированы как для отдельных залежей, так и для многопластовых месторождений путем
применения комбинированного способа размещения вертикальных и горизонтальных скважин.
1.2. Способы бурения и типы профилей горизонтальных скважин
Способы проводки ГС по признаку размещения бурового оборудования делятся на
бурящиеся с поверхности Земли, бурящиеся из шахтных камер, бурящиеся из скважин
большого диаметра.
Наибольшее распространение нашел способ бурения ГС с поверхности как
продолжение вертикальных и наклонно-направленных скважин (ННС). По способу бурения в
этой группе выделяются разновидности. В отечественной практике обычно используются
забойные двигатели (турбобур, электробур, винтовой двигатель). Этот способ называют
советским методом или методом Григоряна [76]. В США значительное место занимает
роторный способ бурения как обычными, так и шарнирными трубами, называемый
американским способом. В последнее время за рубежом все большее значение приобретает
способ бурения с применением винтовых забойных двигателей (ВЗД), комбинируемый с
вращением бурильной колонны [15]. Для бурения из скважин большого диаметра применяется
метод бурения гибкими (полужесткими) трубами, известный как метод Зублина [76].
Для бурения ГС из шахтных камер специальная буровая установка в месте с
обслуживающим персоналом опускается в шахту. За рубежом этот метод использовал Ренни. В
отечественной практике бурение ГС из шахтных камер использовано на Ярегском
месторождении Республики Коми с дополнением методом теплового воздействия термошахтный способ разработки (метод Н.К. Байбакова) [76].
В БашНИПИнефти под руководством профессора Кагарманова Н.Ф. ведутся работы по
созданию способа проводки горизонтальных скважин малого диаметра (ГСМД) из забоя
скважины большого диаметра (СБД) с помощью бурового робота по безлюдной технологии.
В отечественной и мировой практике наиболее подготовлена к промышленному
внедрению система разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений с применением ГС и
РГС, бурящихся с поверхности как продолжение обычных вертикальных скважин и ННС. В
Санкт-Петербурге создан и выпущена опытная партия буровых автоматов для бурения
горизонтальных и восстающих скважин из шахт.
По типу профиля выделяются две группы ГС.
13
Наиболее рациональным является трехинтервальный профиль, показанный на рис. 1.1,
а, где выделяется вертикальный участок 1, участок набора зенитного угла 2 и горизонтальный
участок 3. Отклонение от вертикали в плане равно l0, которое целиком определяется радиусом
искривления R.
Различают три типа трехинтервальных профилей ГС: с малым, средним и большим
радиусов. Сопоставление трехинтервальных профилей ГС и их техническая характеристика и
способы применения показаны на рис. 1.2 [3].
Каждому радиусу соответствует определенная интенсивность искривления i, исчисляется в
градусах на 10 м проходки. При R = 40-50 м, i = 1411,50/10 м; при R = 140-220 м, i = 42,50/10 м и
при R = 380-750 м, i = 11,50/10 м.
Вторая группа ГС имеет пятиинтервальный профиль (рис. 1.1, б). Первый интервал
представляет собой участок вертикального бурения, 2 - набора зенитного угла до выхода на
прямолинейный наклонный ствол L3, 4 - участок набора зенитного угла до выхода на
горизонтальный ствол L5. Профили данного типа применяются при необходимости
обеспечения большого отклонения точки вскрытия продуктивного пласта от вертикали,
проходящей через устье скважины.
В работе [76] даются определения разновидностей скважин, различающихся по способу
проводки и конструкции.
Вертикальными называются скважины, в которых проектом бурения не
предусматривается целенаправленное отклонение ствола от вертикали. В процессе проводки
могут иметь место случайные отклонения от вертикали за счет естественного искривления.
Наклонно-направленными называются скважины, в которых проектом бурения
предусматривается отклонение ствола от вертикали по заданной кривой в соответствующем
азимуте.
Горизонтальными называются скважины, в которых интервал вскрытия
продуктивного пласта стволом скважины более чем в два раза превышает толщину пласта.
Разветвленно-горизонтальными называются скважины, в вертикальной части ствола
которых в точках, расположенных выше продуктивного пласта, забуривается несколько
наклонных стволов, каждый из которых имеет интервалы вскрытия продуктивного пласта, не
менее чем в два раза превышающие его толщины. Каждая РГС должна иметь возможность
установления независимого, контролируемого и управляемого режима эксплуатации с
помощью технических средств, называемых узлами разветвления.
Если протяженность горизонтального участка не превышает более чем в два раза
толщину пласта, такие скважины называются разветвленными наклонно-направленными
(РННС).
Многозабойными называются скважины, когда забуривание дополнительных стволов
проводится в точках, находящихся в пределах продуктивного пласта. Если протяженность
дополнительных стволов превышает более чем в два раза толщину пласта, скважины
называются многозабойными горизонтальными (МЗГС).
1.3. Геолого-технологическая классификация запасов нефти
Взамен многочисленных противоречивых классификаций ВНИИОЭНГ предложил
предварительную геолого-технологическую классификацию запасов нефти промышленных
категорий с учетом рассмотрения геологических, технологических, технических и
экономических факторов [76].
Запасы промышленных категорий (балансовые и извлекаемые) подразделяются на три
группы:
 запасы, разрабатываемые по традиционной технологии;
 трудноизвлекаемые запасы, требующие создания новой технологии;
 труднодоступные запасы (рис. 1.3).
К группе запасов залежей, разрабатываемых по традиционной технологии, относятся
[76] запасы нефти, приуроченные к чисто нефтяным зонам коллекторов с высокими и
14
повышенными емкостно-фильтрационными характеристиками (проницаемость выше 0,050,075 мкм2) - вязкостью 25-30 мПас, относительно низким содержанием сероводорода и
парафина, при разработке которых обеспечивается достижение конечного коэффициента
нефтеотдачи в пределах 0,35-0,40 и выше.
К группе трудноизвлекаемых отнесены [76] запасы нефти, приуроченные к
водонефтяным и газонефтяным зонам, нефтяным оторочкам нефтегазовых залежей,
нефтегазоконденсатным и газонефтеконденсатным залежам, залежи высоковязких нефтей
(вязкостью более 25-30 мПас), содержащие сероводородов в нефтяном газе,
высокопарафинистых нефтей с высокой температурой застывания, залежи с аномально
высокими пластовыми давлениями (АВПД), а также приуроченные к низко продуктивным
слабопроницаемым прослоям и линзам, остаточные извлекаемых запасы относительно
высокопроницаемых коллекторов с высокой степенью выработки (75-80%).
К группе труднодоступных отнесены [76] запасы нефти, приуроченные к
месторождениям континентального шельфа (первая подгруппа) и районов с тяжелыми
природно-климатическими условиями, удаленных от промышленных центров и коммуникаций
на большие расстояния (вторая подгруппа). К ним отнесены месторождения Красноярского
края, Якутии, Иркутской и Магаданской областей, при освоении которых существенно
возрастает роль экономического фактора.
Роль и значение трудноизвлекаемых и труднодоступных запасов в структуре запасов и
нефтедобыче будут постоянного возрастать, однако их практическое освоение в значительной
мере зависит от создания и широкомасштабного внедрения принципиально новых систем
разработки месторождений с помощью ГС и РГС, обеспечивающих существенное повышение
конечной нефтеотдачи пластов, вовлечение в активную разработку неподвижных и
малоподвижных запасов нефти большого числа уже освоенных и обустроенных
месторождений старых нефтедобывающих районов и экономию капитальных вложений,
исчисляемую миллиардами рублей.
По оценкам Российской Академии Наук только по нефтяным месторождениям
Западной Сибири - главного российского источника нефти и газа - в ближайшие несколько
десятилетий применение новых технологий и систем разработки может дать огромный
экономический эффект [59].
Применение новых информационно-диагностических технологий в геологии и
геофизике с существенно повышенной разрешающей способностью при поиске и разведке
нефтяных месторождений только в промышленно освоенных районах Западной Сибири
позволит дать прирост извлекаемых запасов (даже для нынешних технологий разработки)
около 3-4 миллиардов тонн с приростом годовой добычи 50-70 миллионов тонн. Этот прирост
добычи нефти стоит (по нынешним мировым ценам) 6-7 миллиардов долларов в год. При этом
издержки на производство и транспорт этих дополнительных запасов первые 10-20 лет не
будут превышать 30-40%.
За счет использования новых технологий вскрытия пласта и заканчивания
скважин будут увеличены дебиты скважин в два и более раз. Это позволит в Западной Сибири
ввести рентабельную разработку на уже разведанных месторождениях около 1,5 миллиарда
тонн извлекаемых запасов и около 2,0-3,0 миллиардов тонн на недоразведанных территориях и
пластах.
За счет использования горизонтальных скважин и новых экологически чистых
технологических приемов для разработки нефтяных ловушек только под поймами рек будет
вовлечено в разработку около 1,0 миллиарда тонн нефти, которая уже разведана, и около 2,0
миллиардов тонн, которые будут разведаны. Указанные запасы под поймами рек в настоящее
время не могут разрабатываться из-за экологической опасности нынешних технологий.
За счет оптимизации разработки месторождений с помощью новых
информационных технологий и использования из методов отработки прискважинной зоны и
пласта только закачки попутного местного газа, не беря в расчет более сложные методы
повышения нефтеотдачи и конденсатоотдачи, можно будет довести коэффициент нефтеотдачи
от 0,4-0,45 до 0,5, что даст увеличение ресурсов извлекаемой нефти только в промыслово-
15
освоенных территориях Западной Сибири около 2,0 миллиардов тонн. А ведь возможности
повышения нефтеотдачи пластов с помощью горизонтальных скважин и гидроразрыва в
несколько раз больше, и теоретически коэффициент нефтеотдачи может быть доведен до 0,7,
что в перспективе и практически может оказаться достижимым, если горизонтальные
скважины и гидроразрыв использовать в комбинации с другими методами повышения
нефтеотдачи: тепловыми воздействиями, закачкой химреагентов и т.д.
Если же проанализировать возможности новых технологий на территориях,
уже подвергшихся разведке, но еще промыслово не освоенных, то с учетом запасов на больших
глубинах (3-5 км) в юрских пластах с малой проницаемостью, которые могут разрабатываться
только горизонтальными скважинами и гидроразрывом, то извлекаемые запасы на таких
территориях и в таких пластах через 15-20 лет могут быть увеличены на 20 миллиардов тонн.
Что же касается всей территории Западной Сибири и ее еще не разведанных
территорий и пластов, по оценкам некоторых специалистов, в настоящее время выявлена
только одна четвертая часть нефтегазовых залежей. Удешевление и ускорение только поисков
и разведки только трех четвертей общего числа месторождений в дальнейшей перспективе даст
экономию многих десятков миллиардов долларов, а эффективность использования этого
дополнительного нефтегазового сырья на длительную перспективу - XXI век - оценивается
триллионами долларов. При этом геологические запасы нефти в Западной Сибири оценивают в
200 миллиардов тонн со средним коэффициентом нефтеотдачи 0,3 (и даже меньше при
существующих технологиях). Новые технологии должны довести коэффициент нефтеотдачи до
0,45, т.е. до современного уровня для более «легких» залежей. Тогда эти новые технологии
позволят извлечь только в Западной Сибири дополнительно 20-30 миллиардов тонн или 200300 миллионов тонн ежегодной дополнительной добычи на весь XXI век. Потенциальные
ресурсы газа оцениваются величиной около 100 триллионов кубометров, из которых разведано
около 40 триллионов кубометров. Неоткрытые запасы газа и конденсата относятся к глубоким
сложно построенным горизонтам, поиск и добыча из которых эффективны только с
применением новых технологий.
При оценке дальних перспектив на 20-30 и более лет следует иметь в виду и
источники углеводородов, которые из-за особой сложности извлечения пока называют
нетрадиционными источниками углеводородов - битумы, газогидраты и глинистоуглеводородные отложения баженовского свиты и низкопроницаемые коллекторы. Их запасы
огромны, и к их разработке также надо готовиться заранее, а значит вести фундаментальные
исследования по физике, механике, химии.
Исходя из вышеизложенного, предложенная ВНИИОЭНГ [76] геолого-технологическая
классификация трудноизвлекаемых и труднодоступных запасов нефти позволяет более
обоснованно внедрять оптимальные способы разработки и методы воздействия на
продуктивные пласты.
1.4. Задачи доразведки объектов с помощью горизонтальных и разветвленногоризонтальных скважин
Объектами доразведки с помощью ГС и РГС являются [76]:
Широкие водонефтяные зоны залежей разрабатываемых нефтяных
месторождений, которые эксплуатируются разной сеткой вертикальных скважин.
Вертикальные добывающие скважины в водонефтяных зонах из-за конусообразования
довольно быстро обводняются и не обеспечивают удовлетворительную выработку запасов
нефти. С целью оценки остаточных запасов, уточнения строения локальных участков и
выяснения возможности рентабельной эксплуатации остаточной водонасыщенной части пласта
различных участков водонефтяных зон залежи рекомендуется пробурить единичные скважины
с горизонтальными стволами, проведенные вблизи кровли продуктивного пласта. По
результатам геофизических и гидродинамических исследований ГС и их эксплуатации
определяются участки для разработки системой ГС и РГС.
Водонефтяные зоны залежей вновь вводимых в разработку нефтяных
месторождений. Многолетний опыт разработки нефтяных зон залежей показал низкую
16
эффективность их эксплуатации вертикальными скважинами, особенно там, где
нефтенасыщенная часть пласта имеет малую толщину - менее 5-7 м. Поэтому с целью
уточнения строения продуктивного пласта и сравнения добычных возможностей вертикальных
и горизонтальных скважин в этих зонах рекомендуется бурение нескольких разведочных ГС,
размещенных на различных его участках, которые будут органически вписаны в систему
разработки залежи с помощью ГС и РГС.
Залежи нефти, приуроченные к сложно построенным терригенным
коллекторам, в которых происходит опережающая выработка запасов нефти из
хорошопроницаемых коллекторов, и добывающие скважины работают с обводненностью
продукции на 80-90%, а запасы нефти изолированных линз и низкопроницаемых прослоев при
существующих сетках вертикальных скважин вырабатываются слабо.
После многолетней эксплуатации скважин и неоднократной перфорации обсадной
колонны в продуктивном интервале возникает вопрос о сохранности и качестве запасов нефти
в изолированных линзах и низкопроницаемых прослоях. Ответ на этот вопрос может дать лишь
бурение нескольких оценочных ГС на эти запасы, с проведением в них комплекса
геофизических и гидродинамических исследований.
Залежи с небольшими запасами нефти, не вовлеченными в разработку - т.н.
«возвратные объекты», которые в силу изношенности добывающих скважин более
целесообразно разрабатывать самостоятельной сеткой скважин. Если их ввод в разработку
традиционной технологией пока что является нерентабельным, то применение системы ГС и
РГС может быть достаточно эффективным. Поэтому «возвратные объекты» должны быть
доразведаны ГС с определением возможности и сроков ввода их в разработку.
Остаточные запасы нефти в карбонатных коллекторах с весьма низкими
значениями коэффициента нефтеотдачи. За счет быстрого прорыва пластовых вод в
добывающие скважины остаточные запасы могут быть значительными, поэтому доразведка и
разработка их новой технологией с применением ГС и РГС является первостепенной задачей.
Целики нефти в застойных зонах крупных залежей нефти, приуроченных к
структурам платформенного типа, разрабатываемых путем их разрезания рядами
внутриконтурных нагнетательных скважин на самостоятельные блоки или участки. Доразведка
целиков путем бурения ГС является более предпочтительной, так как вероятность выявления
целиков нефти в застойных зонах с помощью ГС значительно выше, чем вертикальной
скважиной.
Нефтяные оторочки в газовых скважинах, изученность которых чрезвычайно
низка. Доразведку нефтяных оторочек следует осуществить ГС с последующим переходом на
системы разработки с помощью ГС.
Выработанные залежи со значительными остаточными балансовыми запасами.
Бурение оценочных ГС позволит определить возможность получения дополнительной добычи
нефти из этих ГС.
1.5. Системы разработки нефтяных месторождений с применением
горизонтальных скважин
В отличие от размещения вертикальных скважин в случае ГС появляются
многочисленные разновидности линейной системы. На рис. 1.4 приведен пример линейного
размещения ГС [76]. Здесь горизонтальные стволы располагаются параллельно на
определенном расстоянии друг от друга. При линейном размещении в условиях монолитного
пласта выделяются одно-, трех- и пятирядные системы закачки рабочего агента. Закачка
рабочего агента проводится в нагнетательную ГС, расположенную в середине толщины
продуктивного пласта. На рис. 1.4 дан пример однорядной системы закачки рабочего агента.
На рис. 1.5 дан пример однорядного линейного размещения скважин с пятиточечным
объемным воздействием. Такое размещение нагнетательного ствола особенно выгодно при
использовании тепловых методов воздействия, так как заметно уменьшаются потери тепла
через кровлю и подошву пласта, и появляется возможность бурения большого числа скважин с
17
одного куста, сохраняя простой трехинтервальный профиль ГС, что снижает затраты на
подготовительные работы.
Батарейная система чаще всего должна применяться в тех случаях, когда естественная
и подаваемая с поверхности энергия равномерно распределяется по площади залежи. Это
нефтяные оторочки, расположенные под мощной газовой шапкой, водонефтяные зоны в
платформенных и массивных залежах, а также нефтяные оторочки, подпираемые снижу
подошвенной водой. На рис. 1.6 показано размещение ГС, характерное для этих случаев.
Наиболее простые системы размещения батарей предлагаются для залежей с
подгазовыми оторочками, водонефтяными зонами, а также по месторождениям, разработку
которых предполагается вести без поддержания пластового давления. Во всех этих случаях
размещение батарей ГС должно быть равномерным (по квадратной или треугольной сеткам).
На рис. 1.7 приводятся схемы для этих двух вариантов расположения батарей. По аналогии с
линейной системой размещение ГС в пределах отдельной батареи можно осуществить по схеме
однорядного, пятиточечного и семиточечного объемного воздействия. Наиболее простые
примеры разделения нагнетательных и добывающих ГС приведены на рис. 1.8. Здесь же
представлены варианты, в которых предусматривается применение как горизонтальных, так и
вертикальных скважин. Для того чтобы учесть наличие скважин двух типов, в название
системы вводятся понятие количества каналов фильтрации, равных числу горизонтальных
стволов и число точек, соответственно числу вертикальных стволов.
Разделение добывающих и нагнетательных ГС в специальные батареи позволяет более
гибко регулировать процесс разработки путем выбора надлежащей протяженности
горизонтальных стволов и установления соответствующих режимов закачки и отбора из
отдельных скважин. Кроме того, оно эффективно и с точки зрения наземного обустройства
месторождения.
Расчет дебитов горизонтальных скважин приводится в работе [76] на основании работ
Н.В. Ювченко.
Для практических целей большое значение имеет изучение характера зависимости
относительного дебита ГС при заданных значениях длины горизонтального ствола l.
На рис. 1.9 показана зависимость отношения дебита горизонтальной скважины к дебиту
вертикальной скважины (qг/qв) от расстояния между скважинами (l) при l/  0,9, т.е. когда
невскрытый промежуток между концами горизонтальных стволов составляет минимальную
величину.
Из рис. 1.9 следует, что эффективность ГС с точки зрения повышения дебитов тем
выше, чем более плотную сетку вертикальных скважин они заменяют. При замене сетки
вертикальных скважин 200200 м ГС протяженностью 2l = 400 м производительность залежи
увеличивается более чем в 5 раз, если же ГС 2l = 200 м заменяет вертикальную сетку 600600,
то увеличение производительности не произойдет, так как qг/qв в этом случае примерно равно
1.
Ожидаемый экономический эффект от внедрения системы разработки с применением
ГС и РГС, с одной стороны, определяется степенью увеличения дебитов против вертикальных
скважин и повышением конечной нефтеотдачи, а с другой стороны - величиной
дополнительных затрат на бурение ГС и РГС. Естественно, что затраты на бурение ГС выше,
чем вертикальных или наклонно-направленных скважин.
Приближенный метод расчета затрат на строительство ГС базируется на оценке
отношений стоимостей горизонтальной и вертикальной (или наклонно-направленной) скважин.
На рис. 1.10 показано отношение стоимостей строительства горизонтальной и
вертикальной скважин от числа пробуренных скважин, построенное по зарубежным
источникам [76] для месторождений Роспо-Мара (Италия) и Прадхо-Бей (Аляска).
Первые ГС дороже вертикальных в 2-3 раза, однако по мере освоения техники и
технологии бурения и исследования ГС отношение стоимостей резко падает и стабилизируется
на уровне 1,25-1,30, т.е. затраты на строительство ГС превышают затраты на вертикальные
скважины на 25-30%.
18
Такая же закономерность получена при бурении ГС в Западной Сибири. Первые
скважины значительно дороже. При бурении последующих скважин отношение стоимостей ГС
и ННС стабилизируются на уровне 1,3-1,4.
Таким образом, при массовом бурении ГС и РГС и правильном выборе системы
разработки экономический эффект становится очевидным.
Интересны оценки возможности и эффективности применения систем разработки в ГС для
низкопродуктивных залежей Ноябрьского района. Были рассмотрены практически не вводимые в
разработку и законсервированные зоны основных эксплуатационных объектов Карамовского,
Вынгапуровского и Вынгаяхинского месторождений, характеристика которых представлена в табл.
1.1.
Особое внимание было уделено обоснованию длины ствола ГС в продуктивном пласте
с учетом таких факторов, как глубина залегания пласта, затраты на бурение и обустройство
скважины, ожидаемая добыча нефти и т.д.
В результате проведенных расчетов и с учетом всего комплекса влияющих факторов
была принята протяженность горизонтальной части ствола в продуктивной толще 500 м с
волнообразным профилем, пересекающим продуктивную толщу от кровли до подошвы четыре
раза, с волнообразным укороченным профилем, пересекающим продуктивную толщу три раза,
либо просто пологонаклонным стволом [6].
Всего было исследовано семь вариантов. Вариант 1 (базовый) - проектная система
размещения вертикальных скважин, реализуемая в настоящее время. Вариант 2 - обращенный
пятиточечный элемент с центральной нагнетательной скважиной. Пять ГС параллельны в
плане и имеют волнообразный профиль. Длина ствола в продуктивном пласте - 500 м.
Расстояния между соседними скважинами и рядами - 500 м. Вариант 3 - то же, что и вариант 2,
но профиль ГС не волнообразный, а полого-наклонный. Вариант 4 - то же, что и вариант 2, но
ГС имеют неполный волнообразный профиль: отсутствует четвертая полуволна
горизонтального ствола, а его длина составляет 375 м. Вариант 5 - обращенный пятиточечный
элемент с нагнетательной вертикальной и четырьмя добывающими ВГС длиной 500 м. ГС
расположены на сторонах квадрата. Вариант 6 - то же, что и вариант 2, но воду закачивают в
две нагнетательные вертикальные скважины, расположенные между противолежащими
горизонтальными [6].
19
Таблица 1.1.
Показатель
Характеристика объектов
Месторождение (пласт)
Карамовское
Выггапуровское БВ8
БС11
2600
2900
3-12
4-11
Средняя глубина залегания, м
Нефтенасыщенная толщина, м
Коэффициент:
расчлененности
песчаностости
Средняя пористость, %
Проницаемость, мкм2
Начальная нефтенасыщенность
Вязкость нефти в пласте, мПас
Газосодержание, м3/т
Начальное пластовое давление, МПа
Осложняющие
геологические
факторы
Плотность сетки скважин, га/скв.
Коэффициент, м3/(сут/МПа)
Продуктивность
Приемистость
Вынгаяжинское БП11
2400
6-12
4-5
0,35-0,52
17,1
0,004-0,021
0,535-0,542
1,5
49
26,3
наличие водоносной части
в объеме
25
4,4
0,49
16,1
0,001-0,010
0,43-0,59
0,4
149
25,6
глинизация, выклинивание песчаников, низкие
фазовые проницаемости
25
3
0,68
16,6
0,001-0,010
0,43-0,56
0,5
87
24
глинизация
<1
<1
7-30
11-13
<0,5
(прогноз)
10 (прогноз)
Таблица 1.2
25
Результаты расчетов схем разработки месторождений
Вариант
разработки
Число скважин
нагнетательных
1 (базовый)
2
3
4
5
3 ВС
1 ГС
1 ГС
1 ГС
1 ВС
2-1(базовый)
2-2
2-3
2-4
4 ВС
4 ВС
4 ВС
4 ВС
1 (базовый)
2
3
4
5
6
7
2 ВС
1 ГС
1 ГС
1 ГС
1 ВС
1 ВС
2 ВС
1 (базовый)
2
3
4
5
6
7
3 ВС
1 ГС
1 ГС
1 ГС
1 ВС
1 ВС
2 ВС
Длина
ствола
ГС в
пласте
Коэффициент
Средний дебит
нефтеизвлечения, %
скважины на
первые 5 лет
добывапри
конечэксплуатации,
ющих
обводненый
т/сут
нии 90%
Карамовское месторождение, участок №1
4 ВС
3,7
1,5
7,1
4 ГС
500
9,6
3,3
18,1
4 ГС
500
8,1
2,4
14,7
4 ГС
375
8,4
2,7
14,0
4 ГС
500
7,8
2,5
10,6
Карамовское месторождение, участок №2
1 ВС
8,0
5,0
8,3
1 ГС
500
10,0
7,0
14,3
1 ГС
500
9,0
5,8
14,0
1 ГС
375
9,5
6,4
11,6
Вынгапуровское месторождение
10 ВС
10,7
3,3
4 ГС
500
18,2
13,0
4 ГС
500
15,3
11,0
4 ГС
375
16,2
12,0
4 ГС
500
14,2
8,0
4 ГС
500
9,0
3,1
4 ГС
500
15,0
12,5
Вынгаяхинское месторождение
8 ВС
15,2
10,2
11
4 ГС
500
23,6
18,8
27
4 ГС
500
19,9
13,9
22
4 ГС
375
7
15,3
21
4 ГС
500
19,2
14,2
16
4 ГС
500
19,0
13,0
16
4 ГС
500
19,0
14,0
20
Срок
разработки,
годы
Накопленная
добыча нефти на одну
скважину,
тыс. т
61
51
53
54
55
13
33
28
29
27
35
8
29
33
41
54
49
51
19
21
20
20
18
19
18
8,5
36
30
32
28
17
30
67
36
41
43
45
60
37
27
85
72
75
67
68
70
20
В результате расчетов было показано, что на всех участках наилучшими показателями
характеризуется вариант 2, обеспечивающий максимальные текущие дебиты и коэффициенты
нефтеизвлечения за счет лучшего вскрытия и охвата пласта. Другие варианты с ГС уступают по
технологической эффективности варианту 2, хотя и превосходят базовый (табл. 1.2).
Коэффициент замещения (число ВС, замещаемых одной ГС, исходя из добычи нефти на одну
скважину) по вариантам составляет от 2 до 3, нефтеизвлечение также увеличивается в 2-3 раза,
что позволяет констатировать, что внедрение ГС на низкопродуктивных сложно построенных
коллекторах может заметно улучшить текущие показатели добычи нефти и увеличить
нефтеизвлечение по сравнению с традиционной разработкой ВС.
Однако с силу естественных ограничений, присущих данным залежам, потребуется
разработка комплексных технологий, сочетающих использование скважин с горизонтальным
стволом с воздействием физико-химическими методами, а также с применением оптимальных
давлений нагнетания воды и депрессий, реализуемых в окрестности добывающих скважин.
1.6. Геофизическое сопровождение при строительстве горизонтальных и
разветвленно-направленных скважин
Геофизическая информация для строительства ГС требуется еще до создания
соответствующего индивидуального или группового проекта. Это объясняется тем, что для
определения оптимального места заложения ГС нет ничего более объективного чем
промыслово-геофизическая информация по скважинам, пробуренным на участке, где
планируется заложение ГС, данные сейсморазведки, а иногда, для уточнения геологической
ситуации, геофизические данные из специально пробуренной оценочной пилот-скважины. При
выборе продуктивного пласта, по простиранию которого пройдет ГС, вычисления его
потенциала и определения программы разработки необходимо значительное количество
геофизической информации. Эта информация включает получение характеристик коллектора
по толщине и в двух других направлениях, четкое понимание неоднородностей и их влияние на
механику флюидов, определение границ раздела между различными жидкостями (ВНК),
оценку объема углеводородов.
После получения названной информации в достаточном объеме приступают к
разработке регламентов бурения, заканчивания и эксплуатации ГС, а также способов
дальнейшего получения геофизических данных о физических свойствах пласта, границах
вмещающих пород, ВНК и ГНК. Причем каждая новая ГС позволяет по новому взглянуть на
продуктивный пласт в азимутальном направлении.
На этапе бурения в реальном масштабе времени получают следующие геофизические
данные:
- по измерениям текущих значений длины скважины, зенитного и азимутального углов, угла
положения отклонителя — текущие координаты ствола;
- о геологических реперах-маркерах с тем, чтобы траекторию ствола «привязать» к конкретной
геологической ситуации и постоянно контролировать положение ствола по отношению к
границам вмещающих пород и границам раздела между различными жидкостями (по данным
зондов LWD-систем1);
- дополнительные данные о пласте и его неоднородностях по простиранию (в основном по
данным геологотехнологических исследований);
- о расстоянии от оси горизонтального ствола до границ вмещающих пород (по данным
высокочастотных зондов LWD-систем).
По геофизическим данным, полученным на этом этапе, иногда приходится принимать
неординарные технологические решения, отличающиеся от проектных.
После окончания бурения возникает необходимость в детальном геофизическом
изучении вскрытого продуктивного пласта с целью изучения его фильтрационно-емкостных
свойств, степени неоднородности и др. Этот третий этап информационного обеспечения
1
LWD — от англ. logging while drilling — каротаж в процессе бурения
21
производится при помощи геофизических модулей, доставляемых на забой ГС при помощи
различных технических средств и технологий.
Последний, четвертый этап получения геофизической информации приходится на
исследования в процессе эксплуатации объекта с горизонтальным продолжением с целью
поддержания его долговечности, выяснения причин снижения продуктивности выделения
интервалов притока. Как правило, подобные исследования проводятся геофизическим
комплексом, включающим комплексную аппаратуру контроля за разработкой (расходометрия,
дебитометрия, монометрия, термометрия и др.). Исследования проводятся либо в
остановленной скважине, либо через специальный лубрикатор в процессе эксплуатации.
В отличие от вертикальных и наклонно-направленных скважин информация,
полученная в горизонтальных стволах, наиболее ценна, так как позволяет изучать
межскважинное пространство и чрезвычайно полезна для проектирования последующих
объектов с ГС на данном участке месторождения.
Проводке разветвленно-горизонтальных скважин, бурящихся для дополнительного
извлечения углеводородов на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки,
должны предшествовать кроме данных ГИС по соседним скважинам, работы по
сейсмоакустическому просвечиванию межскважинного пространства или вертикальному
сейсмическому профилированию с целью выявления целиков нефти, их размеров,
пространственного размещения.
22
2. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В
ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
Геофизические исследования ГС в процессе бурения подразделяются на:
- инклинометрические (измерение траектории ствола ГС);
- геолого-технологические исследования (ГТИ);
- геофизические (выполнение комплекса ГИС).
К их проведению предъявляется целый ряд специфических требований, отсутствующих при
проведении геофизических исследований в вертикальных и наклонно-направленных скважинах
[42].
Измерения траектории ствола ГС могут проводиться как в процессе бурения скважины
с помощью телеизмерительных систем, встраиваемых в буровой став, так и доставляемых на
забой при очередной остановке бурения автономными или кабельными инклинометрами [47,
39, 79, 30, 70,72].
Бурение горизонтального и наклонно-направленного участка скважины «вслепую»
приводит к необходимости эпизодического или постоянного исправления траектории, а порой
и перебуриванию уже пройденных участков ствола.
Поэтому измерения в процессе направленного бурения с помощью телесистем,
являющихся частью бурового инструмента, является экономически целесообразным.
Точность измерений такими системами должна быть такой, чтобы обеспечить
попадание в технологический круг или войти в продуктивный пласт на необходимой глубине и
пройти по пласту на проектную протяженность. При этом необходимо исключить попадание
ствола в водонасыщенную часть продуктивного пласта, что сведет на нет эффект от
горизонтальной скважины, а также исключить выход из продуктивной части пласта.
С одной стороны, это может быть обеспечено системами с точностью измерений
зенитного угла не хуже 0,25, а лучше 0,1. Требования к измерению азимутального угла
могут быть ослаблены при проводке горизонтальных скважин и должны быть не хуже 0,25
при бурении разветвленно-горизонтальных скважин.
Если мощность (толщина) однородного продуктивного пласта составляет 4-5 м,
необходимо проводку горизонтального участка скважины сопровождать пеленгаторами границ
пласта, возможно применение ГТИ.
Например, к инклинометрическим исследованиям при бурении ГС в маломощных
пластах предъявляются повышенные требования обеспечения точности проводки скважины,
особенно ее горизонтального участка в пределах 0,5 - 1,0 м.
Как правило, наряду с управлением траекторией и привязкой текущих координат к
геологическим реперам ствола бурящейся скважины, необходимо контролировать
технологические параметры режима бурения не только по данным измерений наземными
измерительными приборами (механическая скорость бурения, давление на стояке, параметры
бурового раствора на входе и выходе из скважины и др.), но и по показаниям забойных
измерительных устройств.
К геолого-технологическим исследованиям ГС каких-либо особых требований, как
правило, не предъявляется, однако весьма желателен непрерывный контроль за движением по
продуктивному пласту, для чего могут быть применены системы раннего обнаружения
газопроявления с помощью гидроакустических методов [11, 12].
Геофизические исследования в процессе бурения ГС должны проводится без искажения
геофизических полей, т.е. в методическом отношении геофизические измерения в ГС должны
быть адекватны аналогичным измерениям в вертикальных и наклонно-направленных
скважинах. При этом должны быть учтены особенности конструкций измерительных устройств
и технология выполнения исследований.
Еще более усложняются технологии проведения измерений в горизонтальной части
ствола работающей скважины, так как при неподвижных НКТ нужны нестандартные средства
доставки измерительного комплекса в интервал исследования ГС.
23
2.1.Забойные телеметрические системы, принципы их построения и
классификация
Забойные телеметрические системы (ЗТС) для измерения в процессе бурения начали
развиваться для получения данных, без которых вообще невозможно построить
горизонтальную скважину. Это данные о траектории ствола такого объекта.
Геофизики в первые годы освоения горизонтального бурения переделывали
традиционные инклинометры, и сначала закачивали их потоком ПЖ на забой, после проходки
20-30 метров ствола, потом научились спускать их на кабеле, переводя его в затрубье, а с
появлением бескабельных систем с гидравлическими, электромагнитными и другими каналами
связи стали включать их в состав бурильной колонны (в диамагнитной трубе) и получать
данные в реальном масштабе времени о текущих координатах ствола ГС. По терминологии,
существующей за рубежом, их назвали системой MWD (Measurement while drilling —
измерения в процессе бурения).
Усложнение задач по проводке ГС, когда кроме инклинометрических параметров в
процессе бурения нужно было получать данные о технологических параметрах (нагрузка на
долото, число его оборотов„ давление, температуре на забое и др.), системы MWD были
оснащены и этими датчиками. В последние годы фирмы-разработчики поняли, что получение
только инклинометрической и технологической информации не гарантирует проводку ствола в
заданную цель. Для этого были необходимы сведения о геологической ситуации - о реперахмаркерах, способных «привязать» траекторию к конкретной геологической ситуации и
провести ствол в наиболее рациональном «коридоре». Так в составе MWD-снстемы появились
геофизические зонды, сначала естественного гамма-каротажа (ГК), а затем и зонды для
измерения электрического сопротивления горных пород (токовый каротаж, боковой каротаж).
Трудно проследить эти хронологические метаморфозы с MWD-системами, но на этом
они не закончились, и появилось сведения [91, 92, 109, 110, 116 и др.] о появлении в их составе,
кроме перечисленных, еще и зондов нейтронного, плотностного, акустического
электромагнитного каротажа.
Прежде чем классифицировать существующие ныне системы нужно достаточно четко
ограничить, где кончаются MWD-системы и начинаются LWD. Однозначно договоримся, что
MWD-система - это инклинометр либо в чистом виде, либо с одним (ГК) или двумя
геофизическими (ГК+БК) и технологическими датчиками, способными «привязать» ствол к
геологической ситуации, а LWD-система - комплекс (инклинометрия + зонды РК, ЭК, АК и
др.), способный заменить или сократить до минимума промыслово-геофизические
исследования после бурения ГС.
Вышесказанное дает представление о принципах построения MWD и LWD-систем, но
здесь необходимо договориться о важности и значимости выбранного для той или иной
системы канала связи, которые ограничивают полосу пропускания канала и скорость передачи
по сравнению с кабельной телеметрией (около 3 бит/с у большинства систем с гидравлическим
каналом связи и 50-100 Кбит/с для кабельных систем). Поэтому у всех систем LWD, наряду с
достаточно сложной управляющей электроникой, имеются блоки электронной памяти и блоки
питания (как правило, литиевые батареи),
Итак, первым критерием, выбранным для классификации, будет отнесение системы к
классу MWD либо LWD (вид) с указанием расстояния от точки записи до
породоразрушающего инструмента, что очень важно для своевременного принятия различных
решений.
Вторым критерием может быть канал связи (способ получения информации с забоя
ГС), ограничивающий либо повышающий информационный потенциал системы (подвид).
Третьим критерием является комплекс решаемых системой геолого-технологических
задач (группа). В последней графе названы системы, бывшие и находящиеся в эксплуатации в
различное время, что дает представление об истории этого вида техники.
Классификационная схема телесистем приведена в таблице 2.1, а, классификационные
критерии — в таблице 2.1, б.
24
Необходимо отметить, что выбор канала связи играет большое значение как в объеме
информации, передаваемой в реальном масштабе времени, так и в надежности и
эксплуатационных качествах MWD и LWD систем. Преимущества и недостатки систем с
различными каналами связи и автономных систем приведены в табл.2.2.
Таблица 2.1а
Классификация ЗТС
Характеристика ЗТС
2
3
По непрерывности
передачи
информации
По целевому назначению
4
По составу
первичных
преобразователей
информации
5
По способу
представления информации
6
По
дальности передачи
информации
По скорости передачи информации
7
Непрерывная
При остановках бурения
Радиоволн
Акустических колебаний
от спектра упругих
колебаний долота
Акустических колебаний
встроенных вибраторов
При остановках
циркуляции
Электрического тока
низкой частоты
Передача
через
горные
породы
Передача по
бурильным трубам
Электромагнитных
колебаний
Упругие колебания,
возникающие при работе
бурильного инструмента
Излучатель давления
низкой частоты и
большой амплитуды
Гидравлический
Излучатель давления
высокой частоты и малой
амплитуды
Смешанное кабельное
соединение
Электрический
проводной
Разъемный
Признак
классификации
По каналу
связи
Непрерывный
№
п/
п
1
Комбинированная
ИнклинометТехнологическая
Геофизическая
ИТ
ИГ
ИТГ
ричеТ
Г
ская
И
Инклинометрическая
Технологическая (Т)
Геофизическая (Г)
(И)
горных
пород
Угол искривления ( ) Обороты турбобура (n); давление Сопротивление
Азимут искривления в трубах и затрубье (Т,З); (r.n) по 1-2 зондам; гамма() Угол установки разница давлений (); темпера- активность горных пород(r.n);
отклонителя ()
тура в трубах и затрубье (Т,З); виброакустический каротаж (ВАК)
разница температур (); нагруз- в виде амплитуды виброускорения;
поляризация
ка на долото (W); момент на доло- самопроизвольная
горных пород (Uc.n); КНК; ГГПК
те (MД); напряжения питания (Un)
Выносной
Стойка
(пульт)
бурильщика Специальный лабора- В
составе
пульт
(оператора)
с
индексацией, торный отсек с микро- комплексных
бурильщика с
регистрацией и обработкой
процессорной
компьютерициф-ровой
обработ-кой
зированных
индексацией
информации
и систем ГТИ и
выдачей данных
КТИ
Большая ( 4,5 км)
Удовлетворительная (до 4,5 км)
Средняя (до 3,0 км)
Малая (до 1,2
км)
Высокая (10 бит/с)
Удовлетворительная (до 10 бит/с)
Средняя (до 4 бит/с)
Малая (0,5-2
бит/с)
25
2.2. Каналы связи, применяемые в забойных телеметрических системах
2.2.1. Сведения из теории информации о свойствах сигнала и систем телеизмерений
Основное назначение систем телеизмерений в процессе бурения скважин заключается в
оперативном получении с забоя данных глубинных измерений, используемых для уточнения
режима бурения с целью его оптимизации (установления оптимальной частоты вращения бура и
осевой нагрузки на долото и др.), определения и корректировки направления бурения ствола,
исследования геофизических характеристик геологического разреза с целью установления
истинных размеров вскрытых пластов и прогнозирования их продуктивности.
Канал связи
Совокупность технических средств, служащих для передачи сообщений от источника к
получателю, образует канал связи. Этими средствами являются передатчик, линия связи и
приемник (рис. 2.1). Канал связи вместе с источником и получателем сообщения образует
систему связи.
Назначение передающего устройства - отобразить сообщение в сигнале, наиболее
удобном для передачи по длинной линии связи. Для телеизмерительных систем - это
преобразование неэлектрических величин от измерительных датчиков в электрические
сигналы, в вид, удобный для передачи в канал связи.
В общем случае процесс отображения сообщения в сигнале состоит из трех операций:
преобразования, кодирования и модуляции. В многоканальных системах связи,
обеспечивающих взаимно-независимую передачу нескольких сообщений по одной общей
линии, к этим трем операциям необходимо добавить операцию формирования
«многоканального» сигнала.
Линия связи - это среда, используемая для передачи сигналов от передатчика к
приемнику. Информация от забоя скважины к поверхности может передаваться с помощью;

проводных линий связи, встроенных в бурильный инструмент, в том числе токоподводов
электробура;



гидравлических импульсов по промывочной жидкости;
акустических импульсов по металлу трубы или по промывочной жидкости;
электромагнитных колебаний.
Независимо от того, что используется в канале в качестве агента связи (электромагнитное
поле, колонна бурильных труб как упругая линия или столб промывочной жидкости), любой канал
связи характеризуется затуханием сигнала вдоль линии связи [8, 47]. В простейшем случае (в
однородной среде) уровень сигнала в точке приема Uпр меньше уровня сигнала передачи Uпер:
Uпр = Uпере-l,
где  - коэффициент затухания, L - длина линии связи.
Пропускная способность канала связи
Реальный канал имеет определенную ширину полосы пропускания Fк, а погрешности
при передаче тесно связаны с уровнем помех, который для данного канала также имеет
определенную среднюю квадратическую величину Uп.э (уровень помех эквивалентный).
Если не принимается специальных мер по выделению слабых сигналов на фоне сильных
помех, отклонение величины сигнала от истинного значения не может быть меньше уровня помех в
канале, так что шаг квантования при передаче по каналу связи должен быть не меньше средней
квадратической величины помех. Средний квадратический уровень сигнала, который может
передаваться в данном канале связи, также связан с рядом причин. Обозначим этот уровень для
суммы полезного сигнала и помех через Uc.э, рассматривая его наибольший средний
квадратический уровень сигнала, действующего в данном канале на входе приемника. Наибольшее
число квантованных уровней сигнала в данном канале nк = Uс.э/Uп.э.
26
Так как сигнал и помеха независимы, их общая средняя мощность Рс определяется
суммированием мощности сигнала и мощности помехи Рп, а именно: Рс = Рс + Рп.
С другой стороны, средние мощности пропорциональны квадратам соответствующих
средних квадратических напряжений, так что
nê 
Ðñ
Ðï

Ðï  Ðñ
.
Ðï
Зная ширину полосы пропускания Fк и максимально допустимое для него число
уровней nк, можно получить формулу для пропускной способности канала связи1:
C  2Fê log

Ðï  Ðñ
Ð 
 Fê log 1  ñ 
Ðï
Ðï 

Согласование сигнала с каналом связи
Если непрерывный источник при данной точности воспроизведения  имеет скорость
создания сообщений С, то можно закодировать сообщение на выходе источника и передавать
его по каналу связи с пропускной способностью С при точности воспроизведения, как угодно
близкой к  (т.е. без дополнительных погрешностей в канале), если только С  С.
Это означает, что возможна передача с любой заранее заданной малой погрешностью,
сколь угодно меньшей величины помех в канале, если только скорость создания сообщений
меньше или равна пропускной способности канала [47]. Следует иметь в виду, что при   0
скорость создания сообщений стремится к бесконечности и к каналу предъявляются
требования бесконечно большой пропускной способности.
Методы передачи при С = С сильно усложняются, появляются большие задержки во
времени при кодировании и декодировании. Чем больше превышение С над С, т.е. чем ниже
эффективность телеизмерительной системы, тем легче осуществить передачу и прием и тем
проще аппаратура.
Реальные системы построены с весьма значительным превышением С над С. Если С <
С, то принципиально неустранимы дополнительные погрешности, наблюдается потеря части
информации в канале из-за помех, так что первоначальная точность воспроизведения  не
сохраняется.
Данное неравенство С < С является необходимым, но недостаточным условием для
согласования сигнала с каналом. Необходимо согласовать еще их частотные характеристики.
Например, передача сигнала возможна только в том случае, если F < Fк, где F - частота
передачи; Fк - граничная частота передачи в канале. Если это неравенство не соблюдается, то
для передачи сигнала в данном канале необходимо так перекодировать сигнал, чтобы частота
уменьшилась до уровня Fк. При этом неизбежно произойдет соответствующее увеличение
времени передачи Т. Происходит так называемый обмен частоты сигнала на время передачи.
Если, например, сигнал, записанный на магнитофонную ленту, передавать в канал, снизив
вдвое скорость протяжки ленты, то, естественно, уменьшится в 2 раза и верхняя частота
спектра сигнала F. При этом в 2 раза увеличится время передачи, а количество информации
сохранится прежним. Возможен также обмен мощности сигнала на полосу частот или время.
Увеличение мощности сигнала при сохранении уровня помех и, следовательно, шага
квантования по уровню позволит соответственно увеличить число уровней и перейти к коду с
большим основанием n. Код с большим основанием короче и требует меньшего времени Т для
передачи.
Время передачи теперь нетрудно выразить в частоте. Физически именно за счет таких
преобразований возможна передача сигналов по каналу связи с помехами с погрешностью ,
значительной меньшей уровня помех в канале. Если даже Рс < Рп, то пропускная способность
Строго говоря, формула справедлива только в том случае, если сигнал и помеха
подчинены определенным законам распределения.
1
27
канала все еще остается конечной, и если она больше или равна С, то можно получить сколь
угодно малую погрешность при передаче, пока соблюдается неравенство С > C. Это приводит
к удлинению времени передачи при специальных методах приема путем синхронного
накопления сигнала, при котором помехи, носящие случайный характер, уменьшаются, а
сигнал, носящий систематический характер, увеличивается с ростом числа циклов накопления.
2.2.2. Гидравлический канал связи
Сущность передачи информации с забоя к устью по гидравлическому каналу связи
заключается в посылке импульсов давления по промывочной жидкости, циркулирующей в
скважине, с частотой, пропорциональной измеряемому параметру [8]. Для этого в нижней
части бурильных труб устанавливают излучатель, который создает импульсы давления. В
результате этого в гидравлическом канале образуется акустическая волна, в которой
чередуются участки повышенного и пониженного давлений относительно среднего внешнего
давления среды.
Скорость распространения упругих колебаний в жидкости определяется формулой С =
К/, где  - плотность среды; К - модуль объемной упругости жидкости.
На
поверхности
акустические
колебания
принимаются
соответствующим
пьезометрическим приемником давления. Звуковое давление
ð 
ÑI ,
где I - сила звука.
При одинаковой силе звука I в воде и в воздухе звуковые давления для воды
значительно больше. Для воды акустическое сопротивление в несколько тысяч раз превышает
акустическое сопротивление для воздуха:
вСв/воздСвозд  3,75103.
Следовательно, при одинаковых давлениях скорость колебаний частиц в воде
значительно больше, чем в воздухе.
Затухание интенсивности колебаний в воде также меньше, чем в воздухе, так как
кинематическая вязкость, определяющая, в основном, поглощение колебаний, гораздо меньше
для воды. При распространении колебаний в жидкости вдоль жестких металлических стенок
бурильных труб поглощение возрастает.
Пространственный коэффициент затухания упругих колебаний определяется по
формуле

A
1
ln n ,
Ln  L1
A1
где A1, Аn - амплитуда колебаний в сечениях, находящихся соответственно на
расстояниях L1 и Ln.
Гидравлический канал связи в трубах для передачи информации акустическими
колебаниями с больших глубин (5000 м и более) использовать практически нельзя, так как в
этом случае необходимы излучатели большой мощности, которые трудно создать. В случае
импульсной передачи средняя мощность излучения может быть небольшой при значительной
мощности сигнала.
Гидравлическая линия скважины представляет замкнутую систему, работа которой
характеризуется следующим образом (рис. 2.2).
Поршневые насосы 1 являются источником энергии для приведения в действие
забойного двигателя (турбобура) и для промывки скважины. Насосы прокачивают
промывочную жидкость через наземную обвязку с компенсаторами 2, буровой шланг 3 и далее
бурильные трубы 4 к турбобуру 5 и забою скважины с постоянным средним расходом Qср под
давлением Р0. По затрубному пространству 6 промывочная жидкость возвращается в прием 7
насосов, замыкая этим цикл движения жидкости в гидросистеме. Рассмотренная система
типична для всех скважин с возможными незначительными отклонениями лишь в выполнении
ее отдельных звеньев. При использовании гидравлического канала в скважине для связи с
забоем в нем необходимо учесть как активные помехи, вызываемые работой различного
28
оборудования, так и пассивные, возникающие, главным образом, в результате изменения
параметров самого канала связи.
При телеизмерении забойных технологических или геофизических параметров бурения
предполагается передача информации по гидравлическому каналу связи в скважине (по
жидкости в бурильных трубах) с помощью гидравлических сигналов с соответствующими
параметрами (частотой, фазой, формой, длительностью, амплитудой и т.п.). В первую очередь,
необходимо определить характер и уровень помех в данном канале, чтобы при разработке
средств телеизмерения выбрать диапазон частот, наиболее свободный от помех. В этом случае
возможна надежная связь при затрате наименьшей энергии на образование сигналов при
достаточном отношении сигнала к помехе.
Помимо полезно затрачиваемой мощности насосов на забое скважины часть
энергии расходуется ими на потери в линии между насосами и турбобуром (в наземном
оборудовании и бурильных трубах) и в линии от забоя до поверхности (в затрубном
пространстве). Указанные гидравлические сопротивления обуславливают необходимость
создавать насосами определенное давление на устье скважины р0, пропорциональное квадрату
расхода жидкости Q и гидравлическому сопротивлению Rг. Для нормальной работы турбобура
и всей гидравлической линии желательно, чтобы расход промывочной жидкости был
постоянным во времени. Однако в силу характера работы поршневых насосов жидкость или
подается неравномерно, в связи с чем буровые насосы являются одновременно и основными
генераторами помех в гидравлической линии связи, имеющих высокий уровень.
В работе [8] подробно рассмотрены и исследованы источники помех в гидравлическом
канале, обусловленные работой насосов, турбобуров и других элементов гидравлической
линии при применении воздушных компенсаторов и без них.
Методика экспериментальных исследований заключалась в следующем. С помощью
высокочувствительных измерителей давления определялось давление в различных точках
гидравлической замкнутой линии на вертлюге, стояке, шланге, манифольде; измерения
выполнялись при различных условиях работы насосов, турбобуров, при различных режимах
бурения. Эти данные регистрировали на фото- или магнитную пленку, а затем записанную
информацию после преобразования вводили в ЭВМ с целью амплитудного и частотного
анализа записанного сигнала и помех. Было выявлено, что при параллельной работе двух
насосов частота пульсации может удваиваться при взаимном сдвиге движения кривошипов
насосов на угол 0,78 рад при снижении величины пульсации в этом случае. Если движение
кривошипов синфазно, то частота пульсаций остается такой же, как при работе одного насоса,
но с резким возрастанием величины давления в импульсе.
При работе насосов, имеющих раздельные двигатели и не связанные приводные
системы к насосам, нет особой закономерности в соотношениях углов, сдвиге кривошипов.
В связи с указанным можно сделать вывод, что основные частоты пульсаций давления
(помех) должны быть до 4 Гц при работе одного насоса (при n = 60 двойным ходам в 60 с) и до
8 Гц при работе двух насосов. Минимальная частота помех характеризуется временем всего
цикла работы поршней насосов, т.е. при nн = 45-60 двойным ходам в 60 с она может быть
порядка 0,75-1 Гц. Гармонические составляющие пульсаций давления, зависящие от формы
пульсаций, в общем случае являются кратными основным частотам пульсаций. Однако
различные вторичные явления в виде отраженных волн от воздушных компенсаторов, шланга и
других узлов оборудования, а также зависящие от состояния насосов и от резонансных явлений
в гидросистеме крайне усложняют картину помех в гидравлической линии скважины.
Обычно применяемые на скважинах вертикальные воздушные столбовые
компенсаторы для сглаживания пульсаций малоэффективны. Так, например, если компенсатор
насоса содержит 2,810-2 м3 воздуха при атмосферном давлении, то при р0 = 10 МПа объем
воздуха в нем составляет всего 2,810-4 м3 и в этом случае для размещения в нем избытка
жидкости в импульсе подачи приблизительно 1,510-4 м3 давление в компенсаторе должно
повыситься до 20 МПа.
От действия пульсаций давления насосов, несущих значительную энергию, возникают
вторичные помехи, в основном на резонансных частотах различных элементов оборудования
29
гидросистемы скважины. Предполагать при этом наличие более низкой частоты помех, чем
0,75-1 Гц, нет оснований. Более высокие частоты помех могут быть обусловлены механической
вибрацией оборудования и трансформацией ее в гидроканал.
Доходящая до турбобура часть пульсаций давления должна изменять частоту вращения
в некоторых пределах, что влечет за собой, в свою очередь, некоторое изменение перепада
давления на турбобуре ðт (в связи с зависимостью перепада давления на турбобуре рт от
частоты вращения его вала nт). Частота этих пульсаций давления, очевидно, будет совпадать с
частотой пульсаций давления у насосов. Кроме того, перекатывание трех шарошек долота по
забою может вызвать вибрацию бурильного инструмента с кратной частотой 3nт, что при nт =
5-20 с-1 может вызвать помехи с частотой 15-16 Гц и выше (за счет гармонических
составляющих). Однако помехи на этих частотах должны сильно затухать по мере их
распространения к поверхности, где они, очевидно, будут составлять относительно малую
величину.
Помехи в области инфразвуковых частот ниже 1 Гц могут возникнуть:
а) при периодической подаче бурильного инструмента в скважину или его подъеме, а
также при проворачивании инструмента ротором во время бурения, что сопровождается
обычно относительно медленным изменением давления;
б) при плавном изменении частоты вращения турбобура при таком же характере
изменения момента на его валу (вследствие изменения осевой нагрузки или крепости породы);
в) при изменении параметров промывочной жидкости в скважине, что также вызывает
соответствующие изменения давления (пассивные помехи) при проходе такой жидкости через
турбобур и долото.
Анализ полученных материалов показывает, что помехи в канале имеют явно
выраженный частотный характер. Основные помехи возникают в диапазоне частот от единиц
герц до нескольких десятков герц (зависят от режимов бурения, работы насосов и т.п.). При
ощущаемых на поверхности вибрациях бурильного инструмента помехи резко возрастают. С
углублением скважины (с ростом давления на стояке) помехи также увеличиваются.
Дополнительные вертикальные компенсаторы не всегда резко уменьшают помехи.
Иногда после включения нескольких дополнительных компенсаторов помехи постепенно
сильно возрастают на основной частоте в такт с пульсацией давления от насосов. Это можно
объяснить возникновением резонансных явлений в обвязке (компенсаторы, манифольд, стояк и
другие участки гидравлической линии).
Исследования помех, обусловленных работой поршневых насосов [8], позволили
разработать эффективные меры борьбы с ними (Ю.В. Грачев, А.М. Мелик-Шахназаров). В
частности, применение в приемнике фильтра с оптимальной частотной характеристикой
позволило повысить его чувствительность, а следовательно, существенно снизить амплитуду
полезного сигнала путем уменьшения перепада давления на управляемом глубинном клапане.
Испытание аппаратуры с гидравлическим каналом связи, использующей
квазиоптимальный фильтр, показано также, что сильное влияние на измерение оказывают
импульсные помехи, возникающие при отрыве инструмента от забоя и последующей подаче
его на забой. Во время подачи инструмента на забой колонна труб сжимается, а вследствие
практически малого сжатия жидкости и непрерывного ее нагнетания давление внутри колонны
возрастает, и по мере дросселирования раствора через долото возникающее избыточное
давление снижается до исходного, имея вид затухающего колебательного процесса. Период
повторения импульсной помехи этого вида в среднем составляет 300-900 с и определяется
технологией режима бурения.
На рис. 2.3 представлена осциллограмма пульсаций давления в манифольдной линии на
выходе гидроэлектрического преобразователя. На кривой напряжения 1 на выходе
индуктивного датчика ясно просматриваются помехи, обусловленные числом ходов поршней
насосов Тп, работой клапанов Тк и сжатием колонны Тн; на кривой 2 приведено усредненное
напряжение на выходе того же датчика. Усреднение проводилось с целью более точного
определения границ импульсного процесса. Как видно из рис. 2.3, амплитуда импульсной
помехи имеет тот же порядок, что и амплитуда помехи, создаваемой поршневыми насосами.
30
Влияние импульсной помехи на приемное устройство гидротурботахометра выражается
в сбоях показаний отсчетного устройства. Несмотря на то, что при подъеме инструмента с
целью отрыва долота от забоя необязательно проводить отсчет оборотов вала турбобура,
большое психологическое значение имеет тот факт, когда показания измерительного прибора
меняются в диапазоне всей шкалы. В результате этих изменений в показаниях создается
впечатление, что долото оторвалось от забоя и вал турбобура раскрутился до числа оборотов,
равного холостому ходу. Однако из-за продольной неустойчивости колонны бурильных труб
отрыва долота от забоя может вообще не произойти, и обороты турбобура изменяются лишь на
незначительную величину. Аналогичная картина наблюдается при периодическом
проворачивании колонны бурильных труб ротором в процессе бурения.
В связи с этим очевидна необходимость исследования помех в гидравлическом канале с
целью разработки эффективных мер защиты от ложных показаний, вызываемых импульсными
помехами.
При воздействии импульсных сигналов на электрические цепи весьма важно знать
спектры этих сигналов. В связи с тем, что рассматриваемая импульсная помеха имеет
длительность порядка 5 с, а период повторения этих импульсов около 300-900 с, можно
исключить влияние частоты повторения этих импульсов, т.е. можно считать, что влияние
предыдущего импульса на последующий отсутствует и импульс является одиночным. Для
исследования были использованы осциллограммы импульсных помех, записанные на скв. 189
и 190 глубиной 3000 и 3700 м Санчагарского МУБР. Помехи записывались с выходы
индуктивного датчика ИД-2, встроенного в нагнетательную линию. Результаты исследований
приведены на рис. 2.4 в виде графика спектральной плотности мощности импульсных помех
G(f), усредненного по 22 экспериментам.
Как следует из графика, основная энергия импульсных помех сосредоточена в полосе
частот от нуля до 0,12 Гц. Сопоставление с полосой частот, которую занимают полезные
сигналы таходатчика гидротурботахометра (0,005-0,25 Гц), показывает полное совпадение
спектральных плотностей мощности импульсных помех и полезных сигналов. Последнее
обстоятельство обусловливает необходимость разработки специальных электронных устройств
защиты приемника от воздействия импульсных помех гидравлического канала связи.
В результате экспериментальных работ и статистической обработки материалов
наблюдений составлен сводный график (рис. 2.5) уровней помех рс для нескольких глубин L в
зависимости от частоты, а также коэффициента затухания  в функции от частоты f сигналов.
Для воды и нормального глинистого раствора (  1250 кг/см3,  = 0,6 f C ).
Из графика следует, что для обеспечения дальности действия гидравлического канала в
4000-5000 м частоты передачи должны быть ограничены долями герц. Затухание сигнала резко
возрастает при частотах 4-510-1 Гц. Уровень помех в гидравлическом канале значителен,
поэтому для выделения полезных сигналов на фоне помех следует применять специальные
меры. Задавшись дальностью канала, нетрудно определить величину сигнала от глубинного
датчика, необходимую для обеспечения уверенного приема сигнала рсо = (2-3) pп:
рс = pсо еL  2рп еL.
На рис. 2.6 приведены необходимые уровни сигналов на забойном клапане в
зависимости от глубины скважины при условии, что на поверхности сигнал рсо будет иметь
величину 0,4-0,5 МПа. Здесь же показано увеличение среднего перепада давления на устье
скважины ро за счет перепада давления рс на управляемом клапане
ро  (0,3-0,4) рmax,
где рmax - максимальное значение перепада давления на клапане.
Таким образом, гидравлический канал связи характеризуется ограниченной пропускной
способностью и может быть использован для передачи сигналов медленно меняющихся (доли
герца) процессов. Его дальность составляет 4000-5000 м. Для надежного выделения сигнала на
фоне помех в канале следует применять специальные меры.
Технический прогресс в области обработки сигналов (фазокорреляционные методы
приема, цифровая фильтрация сигналов и др.) позволил найти новые решения в реализации
гидравлического канала. Так, например, использование в качестве источников гидросигналов
31
вращающихся резонансных клапанов на частоте 12 Гц с фазовой манипуляцией (сирен) дало
возможность повысить пропускную способность гидравлического канала. К сожалению, износ
управляющих клапанов от присутствующих в буровом растворе абразивных частиц (до 15%)
приводит к быстрому его износу, поэтому широко используемый за рубежом для роторного
способа бурения гидравлический канал связи не нашел применения для широко развитого
турбинного бурения в нашей стране. Очистка бурового раствора от абразивных частиц до
уровня, не превышающего 1% в условиях сурового климата России имеет существенное
ограничение.
Заметим, что зарубежные фирмы встретили трудности в применении гидравлического
канала связи "забой-устье" при бурении скважин на аэрированных растворах и все чаще
обращаются к каналам на другой физической основе.
Наиболее полные исследования потерь в гидроканале на частотах 1-30 Гц были
выполнены в США на крупномасштабной установке, включающей в себя бурильную трубу
длиной 3000 м, диаметром 114 мм, проложенную на поверхности земли (в виде спирали),
заполненную буровым раствором и снабженную компрессорной станцией, набором
излучающей, принимающей, регистрирующей и обрабатывающей аппаратуры.
Низкочастотные колебания возбуждались в гидроканале клапанным излучателем [73]
на частотах 1-25 Гц и принимались датчиками, расположенными по длине трубы.
Использовались различные промывочные жидкости, вязкость и плотность которых
контролировалась с высокой точностью. В ходе экспериментов также измерялась скорость
распространения колебаний.
На рис. 2.7 представлен график зависимости амплитуды прошедших по гидроканалу
импульсов A (фунт/дюйм2 = 0,07 атм) от глубины L (фут = 0,305 м) для различных
промывочных жидкостей и частот.
В табл. 2.3 приведены соответствующие результаты экспериментальных исследований.
Таблица 2.3
Результаты измерений на стенде
Тип
Удельный Вязкость, Скорость
Относительная амплитуда сигнала
раствора
вес, г/см3 сантипуаз звука, м/с
на длине 3000 м
1 Гц
10 Гц
20 Гц
Вода
Водяная
смесь
“—”
“—”
“—”
Нефтяная
смесь
1
1,07
1
14
1497
1480
0,80
0,75
0,50
0,40
0,38
0,28
1,07
1,07
1,46
1,02
19
26
9
20
1480
1480
1330
1387
0,71
0,68
0,80
0,69
0,35
0,29
0,50
0,31
0,22
0,17
0,38
0,19
Из графиков на рис. 2.7 и табл. 2.3 следует, что коэффициент затухания в диапазоне
частот 1-20 Гц изменяется для воды и водных смесей от 0,07 до 0,33 неп/км, а для нефтяных
растворов от 0,12 до 0,56 неп/км. При этом при переходе от частоты 1 Гц к 10 Гц затухание
увеличивается в 3-3,5 раза, а увеличение частоты от 10 Гц до 20 Гц приводит к увеличению β в
1,5 раза. Для воды и тяжелых водных растворов с малой вязкостью коэффициент β практически
одинаков.
Приведенные данные отличаются от отечественных результатов на порядок и более в
сторону уменьшения коэффициента потерь. Это связано, вероятно, с использованием нашими
исследователями более вязких жидкостей, вязкость которых контролировалась недостаточно
четко.
32
2.2.3. Акустический канал связи
Возможность приема информации на устье забоя скважины в виде упругих колебаний
(сигналов) определяется начальной величиной сигналов на забое, затуханием их в бурильных
трубах и уровнем помех в точке приема. Для исследования прохождения колебаний долота по
бурильной колонне как по линии связи необходимо знать передаточные функции колонны,
определяемые отношением выходных и входных величин, т.е. сигналов долота на забое и устье
скважины.
Исследования, проведенные в нашей стране и за рубежом, убедительно доказывают,
что колонну бурильных труб в скважине можно использовать в качестве акустического канала
связи [8,47 ]. По акустическому каналу связи можно передавать информацию о забойных
параметрах (частота вращения долота при турбинном бурении, физико-механические свойства
разбуриваемых пород, степень износа долота по вооружению и опоре). Разработаны
структурные схемы устройств для контроля некоторых из этих параметров, однако вопросы
точности работы этих устройств и дальность действия акустического канала связи еще не
решены. Ниже излагается методика, позволяющая при минимальном числе экспериментальных
данных оценить дальность действия механического канала связи в виде однородной колонны
бурильных труб с естественным забойным источником вибрации - долотом,
взаимодействующим с разрушаемой породой [47].
Для однородной колонны бурильных труб комплексные коэффициенты передачи
продольных перемещений и силы:


2V  K
K U (j )  1 /  ch L 
sh L  ;
ES


ES


K F (j )  1 /  ch L  2
sh L  .


 V K
где E, S, L - модуль упругости, площадь поперечного сечения и длина колонны
бурильных труб; М - сосредоточенная масса, включающая массы вертлюга, ведущей трубы,
талевого блока, крюка, строп и др.; К - жесткость талевого каната;  - угловая частота;
 - коэффициент распространения упругой волны.
Коэффициент распространения  =  + j. Входящие в это выражение коэффициент
затухания  и коэффициент фазы  рассчитываются по формулам:
2


 h 
 

1
 1 ;


2Å 
 S

2


 h

 

1
 1  1 .

2Å 
 S


где  - плотность материала бурильных труб; h - коэффициент демпфирования.
Выражения КU(j), КF (j) представляют комплексные коэффициенты передачи
продольных перемещений и вибросилы и справедливы для статического установившегося
режима. Модули этих выражений представляют собой статические амплитудно-частотные
характеристики колонны и тоже справедливы лишь для установившегося режима. На рис. 2.8
(сплошная линия) показаны такие характеристики для колонны бурильных труб длиной L =
1000 м при следующих исходных данных:  = 7800 кг/м3, М = 7400 кг, К = 2106 Н/м, Е = 21011
Па, S = 4,310-3 м2, h = 200 Па.
Практические вследствие непостоянства режима бурения вместо представленных на
рис. 2.8 статических характеристик будет наблюдаться множество динамических
характеристик, предельным случаем которых являются динамические характеристики
продольных перемещений и вибросилы. Эти две предельные динамические характеристики
отражают, очевидно, наихудшие условия передачи продольных перемещений и вибросилы в
33
колонне бурильных труб, поэтому при использовании их можно получить оценку нижней
границы максимально достижимой дальности действия механического канала связи.
Для используемых на практике бурильных труб в диапазоне частот механического
канала связи соблюдается неравенство (h/S)2 << 1. Это позволяет разложить корень
выражений для  и  по формуле бинома Ньютона и получить приближенные выражения,
используемые на практике и обеспечивающие достаточную точность расчетов   h/2S Å , 
 /а, где а =
Å - скорость распространения звука в материале бурильных труб.
Анализ зависимостей  и  показывает, что в диапазоне частот механического канала
связи коэффициент фазы прямо пропорционален частоте, а коэффициент затухания не зависит
от частоты и имеет постоянное значение   1. Последнее обстоятельство позволяет упростить
выражение статических амплитудно-частотных характеристик:
K U ()  1 /
K F ()  1 /
1
2
  2 M  k  2


  1 sh 2 L  sh 2 L  cos 2(L  ) ;
 ES 



2

1  ES 
2
2
 2
  1 sh L  sh L  cos 2(L  ) ,
2   M  K 

ES
где   ar ct g 2
.
 MK


Член cos 2(L - ) в приведенных уравнениях при изменении частоты изменяет свое
значение в пределах от -1 до +1 и является осциллирующим. Для случая, когда коэффициенты
передачи минимальны, получим следующие выражения предельных динамических
амплитудно-частотных характеристик однородной колонны бурильных труб.
2
  2M  K 
 ;
K ()  1 / chL 1  
 ES 
*
U
2
 ES 
K ()  1 / chL 1   2
 .
 M  K
*
F
Выражения предельных динамических амплитудно-частотных характеристик
значительно проще соответствующих выражений статических характеристик и, что важно,
позволяют получить зависимость длины колонны бурильных труб от заданного коэффициента
передачи, пригодную для простых инженерных расчетов дальности действия механического
канала связи.
Предположим, что на устье осуществляется причем и анализ продольных перемещений,
распространяющихся от забоя к устью по колонне бурильных труб (методика оценки
дальности действия при приеме вибросилы аналогична описанной выше). Обозначим через Uп уровень продольных перемещений - помех в месте приема в рабочем диапазоне частот
механического канала связи, а через N = -Uc/Uп - отношение уровня уверенно принимаемого на
устье сигнала к уровню помех, при котором интересующие нас параметры полезного сигнала
измерены с заданной точностью (это отношение характеризует совершенство наземной
измерительной аппаратуры).
Имея в виду, что уровень любой информативной составляющей частотного спектра
полезного сигнала, достигшей устья, связан с уровнем этой же составляющей на забое Uзаб
зависимостью
U c  K *U () U çàá . òî U çàáK *U ()  U ï N .
Введя обобщенный показатель для этого случая  = Uзаб/NUп, характеризующий
забойный сигнал, помеху и совершенство наземной измерительной аппаратуры, получим
следующее выражение для дальности акустического канала связи:
34
L = 1/ arch z,
2
  2M  K 
 .
где z   1  
 ES 
Для удобства расчетов на ЭВМ выражение можно также представить в виде L = 1/ln(z
+ z  1 ). Такая замена справедлива при соблюдении неравенства z >> 1, которое имеет
простой физический смысл: о дальности действия можно говорить в том случае, если полезный
сигнал на устье превышает некоторое пороговое значение, при котором обеспечивается
отношение сигнал-помеха, необходимое для работы наземной измерительной аппаратуры; при
несоблюдении упомянутого неравенства L  0.
Это позволяет оценить максимальную глубину скважины, при которой возможен прием
любой интересующей частотной составляющей спектра полезного сигнала, генерируемого долотом
(задача, решаемая при телеизмерении износа долота). В качестве примера на рис. 2.9 показана
зависимость дальности действия для основной гармоники продольных перемещений (частота
основной гармоники составляет примерно 250 Гц), вызываемых контактами зубьев типа 2К214СГ и
ТК214СГ с забоем при частоте вращения долота n = 8,33 с-1, от обобщенного показателя  в области
ожидаемых значений коэффициента демпфирования h = 50-200 Нс/м2. При этом использовались
такие же технические данные буровой колонны, что и при расчете характеристик (рис. 2.8).
Полученные зависимости позволяют также решить другую задачу,. встающую при
телеизмерении частоты вращения долота при турбинном бурении: определить зависимость
дальности действия механического канала связи от частоты информативной составляющей
спектра полезного сигнала при заданном значении обобщенного показателя . На рис. 2.10
такие зависимости приведены для значения  = 140. Следует отметить, что изложенная выше
методика позволяет получить предельные динамические характеристики, а по ним рассчитать
дальность действия механического канала связи, включающего наряду с обычными
бурильными трубами секцию утяжеленных труб.
В глубоком бурении справедливо представление бурильной колонны в виде
полубесконечного стержня. Принимая длину колонны конечной, надо учитывать и отраженный
сигнал, вернувшийся от устья к долоту. Такой учет не имеет смысла вследствие сильного
затухания сигнала на двойном пробеге. Запишем сигнал Y в произвольной точке Х колонны в
виде Y(x, t) = Y0(t)e-x, где Y0 - забойный сигнал. Передаточная функция колонны Ф(j) = e-xejx
. Согласно анализу функции (), () являются возрастающими, что приводит к
следующим выводам: 1) спектральный состав сигнала от долота на устье скважины
определяется не только спектром забойного сигнала, но и конкретным видом и характером сил
трения колонны в скважине; 2) неопределенный и нестабильный характер трения осложняет
контроль работы долота по спектру наземного сигнала.
Если спектр сигнала неинформативен, то остается информативной средняя частота
первой гармоники сигнала. Установлено, что реальный спектр сигналов от долота является
полигармоническим и вторые (третьи) гармоники сигнала обусловливают некоторую
погрешность при таком способе контроля. Однако эти гармоники затухают сильнее, чем
основная частота сигнала при любых видах трения. Промысловые экспериментальные данные
по спектрам сигналов [47] подтверждают явление затухания от высокочастотных гармоник
сигналов от долота с увеличением глубины скважины и ростом сил трения.
В связи с массовым применением легкосплавных бурильных труб были рассмотрены их
возможности использования в качестве акустического (механического) канала связи.
Демпфирующая способность труб (способность поглощать колебания в результате внутреннего
трения в металле) зависит от твердости, модуля упругости и прочности металла на разрыв. В
частности, большой демпфирующей способностью обладают металлы, имеющие пониженную
прочность, например диамагнитные бурильные трубы из латуни.
Экспериментальные исследования показывают, что при бурении колонна бурильных
труб испытывает продольные колебания двух видов. Низкочастотные колебания чаще всего
наблюдаются при бурении мягких пород и обусловлены продольными перемещениями
2
35
винтообразной колонны, сжатой и скрученной усилием подачи и крутящим моментом
турбобура. Вибрация высокой частоты вызывается вращением долота на забое скважины при
бурении твердых пород.
Представляет интерес сравнение передачи продольных колебаний на поверхность
легкосплавными и обычными бурильными трубами.
Продольные низкочастотные перемещения колонны hл, hс для легкосплавных и стальных
труб можно вычислить по известным формулам. Отношение этих перемещений при одинаковых
крутящем моменте, полярном моменте инерции сечения труб, радиусе винтовой системы и длине
колонны равно
hл/hс = лsin2лЕл/сsin2cЕc,
где л и с - индексы, относящиеся соответственно к колонне из сплава Д16Т и к
стальной колонне.
Принимая Ел = 20105 Па, Ес = 7,21010 Па, л = 0,3, с = 0,33, а соотношение углов
наклона винтовой системы пропорциональным модулям упругости, т.е. sinл  3sinc, будем
иметь hл/hс  1. Следовательно, для низкочастотных колебаний продольные вибрации на устье
скважины при использовании легкосплавных и обычных труб будут примерно одинаковыми.
Высокочастотная вибрация долота передается на устье через колонну тем сильнее, чем
меньше коэффициент внутреннего трения материала труб. С достаточной точностью этот
коэффициент можно принять обратно пропорциональным твердости материала труб.
Принимая твердость по Бринелю НВ для стали равной 35108 Па, для сплава Д16Т 8
1210 Па, можно из их соотношения заключить, что гашение вибрации вследствие внутреннего
трения в материале легкосплавных труб будет в 1,5-3 раза больше по сравнению со стальными.
Для проверки этого положения были проведены сравнительные экспериментальные
исследования в лабораторных условиях по общепринятой методике. Демпфирующую способность
материала труб оценивали по логарифмическому декременту затухания л.с, величину которого
находили по осциллограмме свободных колебаний образцов стальной и легкосплавной труб длиной
0,27 м и диаметром 0,114/0,098 м. По общеизвестным формулам определяли важные для практики
коэффициенты поглощения л.с и внутреннего трения л.с.
Экспериментальная установка (рис. 2.11) включала испытательный копер типа КИ,
тензорезисторы 4, тензоусилитель 2 со стабилизированным по анодному напряжению
источником питания 1, осциллограф 3.
Свободные колебания, затухающие после удара, записывали на 35-миллиметровую
фотографическую пленку при скорости ее движения 0,65 и 2,5 м/с. рабочие гальванометры
осциллографа имели собственную частоту 1200 и 2500 Гц. Первую частоту использовали при
экспериментах со стальными трубами, вторую - с легкосплавными. Результаты исследований
приведены в табл. 2.4. Средняя демпфирующая способность легкосплавных труб оказалась в
1,6 раза выше демпфирующей способности стальных, а время затухания, число циклов и
собственная частоты - ниже.
Несмотря на принятые меры против помех, разброс экспериментальных данных был
большим. Для стали диапазон логарифмического декремента составлял 0,16-0,43, для сплавов
Д16Т - 0,27-0,67. Соответственно крайним значениям минимальная и максимальная
демпфирующая способность сплава в отдельных опытах в 1,5-4,2 раза превышала затухание
колебаний в стали.
36
Таблица 2.4
Демпфирующая способность легкосплавных и стальных труб
Показатели
Сталь
Сталь Д16Т
0,27
0,43
Коэффициент фазы  л.с
32
42
Число измерений
0,54
0,86
Коэффициент распространения упругой волны л.с
0,86
0,137
Время затухания упругих колебаний, с
33
7
Число циклов на осциллограмме
254
175
Собственная частота fл.с, Гц
Отношение логарифмического декремента стали и
1,6
сплава
Характерно, что для первых двух-трех, реже пяти циклов колебаний логарифмический
декремент затухания был в 2-3 раза меньше среднего. Например, для стали он был равен 0,110,19, а для сплава - 0,19-0,28. Типичные осциллограммы свободных колебаний показаны на
рис. 2.12. Итак, в одинаковых условиях затухание колебаний в легкосплавных бурильных
трубах в 1,5-4,2 раза больше, чем в стальных. Экспериментальное подтверждение этого в
промысловых условиях было получено в Усть-Балыкской конторе бурения. При бурении
переслаивающихся глин и песчаников максимальная амплитуда высокочастотной вибрации,
записанная вибрографом на устье скважины, составляла 0,3310-3 м (стальные трубы ТБПВ127) и 0,0510-3 м (трубы диаметром 147 мм из сплава Д16Т). Глубина скважины при
измерениях достигала 1280-1480 м. Бурили долотом К-214СГ; тип турбобура, подача
промывочной жидкости, а также осевое усилие на долото в обоих случаях были одинаковыми.
Частота вибрации находилась в пределах 56-64 Гц (для ЛБТ) и 63-80 Гц (для ТБПВ). В нижней
части легкосплавной колонны были установлены трубы ТБПВ общей длиной 375 м.
Анализируя полученные результаты, можно сделать следующие выводы.
1. Передаточная функция бурильной колонны определяется конструктивными
параметрами труб, видом и величиной сил внешнего трения и внутреннего поглощения энергии
колебаний в металле труб.
2. Нестабильность трения бурильной колонны в скважине делает ее передаточную
функцию непостоянной.
3. Спектральный состав сигналов долота определяется совокупностью спектра
забойного сигнала и характера сил трения бурильной колонны в скважине. Это осложняет
контроль работы долота по спектру сигнала, принимаемого на поверхности, но не исключает
способа контроля по средней частоте первой гармоники сигнала.
4. При приеме сигналов через колонну легкосплавных бурильных труб в глубоких
скважинах должна учитываться повышенная демпфирующая способность материала ЛБТ.
Как показали экспериментальные работы, проведенные фирмой Эко Ресэч (Ecco
Research) во Франции, при внедрении аппаратурно-обрабатывающего комплекса надежные
результаты измерений режима работы долота получены с глубин 3300 м.
В зарубежной литературе имеются публикации когда акустический сигнал образуется
бурильной колонной с источником акустических сигналов на забое в виде механического
ударника и приемника на поверхности вблизи вертлюга. Сигналы от забойных датчиков
передаются при остановках бурения из запоминающих устройств глубинных блоков
(например, данные о полной волновой картине при акустическом каротаже в процессе
бурения), когда уровень акустических помех значительно меньше, чем при бурении скважины.
В Советском Союзе акустический канал предполагалось использовать с целью
определения положения долота (Б.П. Ивакин, Е.В. Карус, О.Л. Кузнецов, В.Н. Рукавицин,
С.Л. Певзнер).
Действительно,
осуществляя
наземные
сейсмические
наблюдения
рассредоточенными приемниками, можно, применив соответствующую математическую
обработку, определить по времени прихода полезных сигналов от долота его положение [8].
37
Однако точность таких измерений позволяет определить положение забоя с точностью
до 5 - 10 м, что недостаточно для высокоточной проводки ствола на участках набора кривизны
и особенно ее горизонтального участка.
Расчет передаточной функции модели бурильной колонны проводился в Тюменском
индустриальном институте [73] на основе подобия краевых механических и электрических
задач [9, 28].
Выбрав в качестве функции, характеризующей продольные колебания стержня, силу T,
авторы [29] получили волновое уравнение:
2
 T
h T
2  T
,
a

2
2
m x
t
x
которое сравнивали с волновым уравнением электрического напряжения в длинной
линии
2
 U
R U
2  U
,

v

2
2
L x

x
где
EF
(a – скорость распространения в стержне механических колебаний);
m
1
v2 
- скорость распространения в линии электрических колебаний.
EC
a2 
Из сравнения вышеприведенных уравнений составлена таблица основных аналогий:
механическая сила T электрическое напряжение U;
коэффициент трения h  омическое сопротивление R;
погонная масса m  погонная индуктивность L;
погонная жесткость EF 
1
(C – погонная емкость линии);
C
время t в механической системе  время τ в системе электрической;
линейные координаты x  x.
Для определения коэффициентов подобия была составлена таблица 2.5.
Механические и
электрические величины
Время
Масса и индуктивность
Трение и сопротивление
Жесткость и емкость
Перемещение и заряд
Сила и напряжение
Таблица 2.5
Коэффициенты подобия
Коэффициенты
Взаимосвязь величин
t, τ
m, L
h, R
EF, 1/C
ε, q
T, U
K0=t/ τ
K1=m/L
K2=h/R
K3=EF/(1/C)
K4= ε/q
K5=T/U
t=K0 τ
m=K1L
h=K2R
EF=K3/C
ε=K4/q
T=K5U
Далее были проведены электрические моделирования механических систем и
исследованы электрические модели турбобуров ЗТСШ-195 и ЗСТШ-195ТЛ [9] и бурильной
колонны (буровая установка БУ-75 БРЭ), включая талевую систему, вертлюг и сдвоенный
квадрат, реализующие условия закрепления бурильной колонны на устье скважины.
В результате решения систем уравнений на ЭВМ было получено следующее [73]:
- входной механический импеданс системы «долото-турбобур-колонна» имеет
комплексный характер и зависит от конструкции и закрепления вала турбобура;
- сквозная передаточная функция бурильного инструмента от долота до до точки
приема (вертлюг), полученная для компоновки бурильной колонны, используемой при бурении
в Среднем Приобье, незначительно зависит от длины УБТ. На величину затухания
динамической силы вибраций, как и следовало ожидать, в основном влияет длина колонны,
причем независимо от нее частотное поведение передаточной функции почти неизменно.
38
Полученная передаточная функция позволяет с приемлемой для практических целей
погрешностью корректировать регистрируемые параметры вибраций на устье скважины, с
целью определения их забойных значений, независимо от конкретных компоновок бурильной
колонны и условий закрепления на устье ее верхнего конца, а также выбрать наиболее
подходящий частотный диапазон при организации активного акустического (механического)
канала связи с использованием бурильной колонны.
Изучением затухания акустических волн в стенках колонны бурильных труб занимался
Акустический институт РАН в рамках договора между ВНИГИК и АО «Наука» 1990-93 гг [58].
При рассмотрении бурильной колонны, как акустического волновода с периодическими
неоднородностями в виде замков, расположенных в местах сочленения бурильных труб, и
возбуждении в колонне продольных и крутильных колебаний в диапазоне частот 0 – 6000 Гц
были рассчитаны зоны пропускания и «запирания» для идеализированной колонны с
наружным и внутренним диаметрами 130 мм и 207 мм соответственно, с цилиндрическим
замком длиной 500 мм, наружным и внутренним диаметрами 150 и 95 мм.
В табл. 2.6 представлены результаты расчетов полос пропускания и запирания для
случая возбуждения в колонне крутильных колебаний, а в табл. 2.7 — для случая возбуждения
в колонне продольных колебаний. Результаты показывают, что для рассмотренного
идеализированного случая в диапазоне частот 0-6000 Гц для обеих типов волн существует
целый ряд частотных полос запирания и пропускания (прохождения). В полосе прохождения
действуют механизмы затухания, связанные с потерями собственно в материале трубы, а в
области запирания основной вклад вносит резонансное отражение звука от неоднородностей
(замков).
Таблица 2.6
Полосы частот пропускания и запирания для крутильных колебаний буровой колонны
Частота f, Гц
Полоса пропускания, Гц
Полоса запирания, Гц
0 – 140
140
40
180 – 300
120
60
360 – 460
100
80
540 – 620
80
100
720 – 780
60
2950 – 3070
3100 – 3390
3430 – 3550
120
290
120
30
40
Таблица 2.7
Полосы частот пропускания и запирания для продольных колебаний буровой колонны
Частота f, Гц
Полоса пропускания, Гц
Полоса запирания, Гц
0 – 280
280
40
330 – 570
240
80
650 – 860
210
110
540 – 620
180
140
970 – 1150
160
170
5060 – 5270
5350 – 5590
5630 – 6180
210
240
550
80
40
Для обоих типов колебаний, начиная с 0 Гц и до 140-280 Гц, существует область
пропускания. Использование колонны бурильных труб для передачи акустических колебаний
непосредственно по телу бурильной трубы в области частот выше 250 Гц малоперспективно изза наличия часто расположенных зон «запирания».
Очень интересны как с теоретической, так и с практической точек зрения результаты,
полученные в Тюменском индустриальном институте [9], которые свидетельствуют, что из
39
всех типов волн (продольная, поперечная, изгибная, растяжная) менее всего подвержена
затуханию поперечна волна, распространяющаяся по телу трубы по винтообразной линии.
Проведенные эксперименты показывают, что поперечно-винтообразные колебания
звукового диапазона частот могут быть широко использованы для передачи различной
забойной информации по колонне бурильных труб в процессе бурения скважины.
Все вышеизложенное позволяет утверждать, что диапазон частот 0-250 Гц может с
успехом использоваться для организации активного акустического канала связи с передачей
забойной информации как продольными и крутильными колебаниями, так и поперечными
колебаниями, распространяющимися по винтовой линии.
2.2.4. Гидроакустический канал
Гидроакустический канал связи является разновидностью гидравлического канала
связи, в котором передача информационного сигнала также происходит по столбу бурового
раствора внутри бурильных труб, а основными его отличиями от гидравлического канала связи
являются:
- повышенный диапазон рабочих частот, лежащий в пределах 50-5000 Гц;
- излучателем в гидроакустическом канале связи является вибрирующий стержень из
пьезокерамики (классическое решение для морской гидроакустики);
- приемник гидроакустических колебаний представляет из себя антенну,
ориентированную на прием сигнала в направлении " снизу-вверх", состоящую из
высокочувствительной пьезокерамики.
Вопросами создания гидроакустического канала связи в 1990-93 г.г. по техническому
заданию ВНИГИК занимался Акустический институт АН СССР (АКИН).
Изложенное далее является результатами работ АКИН по договору с ВНИГИК
(теоретическая часть), а также результатами совместных работ по созданию и испытанию
действующего макета передающего и приемного устройства гидроакустического канала в
скважинах небольшой глубины.
Затухание акустических волн в трубе, заполненной вязкой жидкостью.
Поглощение звука в свободной среде.
При исследовании затухания акустических волн в скважинном гидроканале полезно
оценить вклад каждого механизма поглощения в суммарные потери. Для оценки влияния
стенок БТ на поглощение целесообразно рассмотреть поглощение звука в плоской волне,
распространяющейся в безграничной среде. Эта волна моделирует процесс распространения
звука внутри трубы, но не учитывает (исключает) потери энергии на ее стенках [28, 29, 58].
Наличие вязкости и теплопроводности приводит к диссипации энергии звуковых волн,
в связи с чем звук поглощается, т.е. его интенсивность постепенно уменьшается. Амплитуда
плоской звуковой волны уменьшается с расстоянием по закону e-L,
затухания. Согласно [5] он определяется по формуле:
2

2c 3
где  -
коэффициент
 4
 1
1 


      


 C v C p 
 3
где  и ζ — соответственно сдвиговая и объемная вязкости;
Cp, Cv — соответственно, теплоемкости при постоянном давлении и при постоянном
объеме;
 - коэффициент теплопроводности;
 - плотность среды;
c - скорость звука;
 - круговая частота.
Подстановка коэффициентов, характеризующих среду, в формулу показывает, что в
газах механизмы вязкости и теплопроводности вносят примерно одинаковый вклад в
40
поглощение звука. В жидкостях главную роль играет вязкость, поэтому коэффициент
затухания звука в жидкости равен приближенно

2  4

   .
3 
2c  3

Объемная вязкость ζ имеет обычно тот же порядок величины, что и сдвиговая вязкость
. Существуют однако случаи, когда ζ может достигать значений, значительно превышающих
значения . Объемная вязкость проявляется в тех процессах, которые сопровождаются
изменением объема (т.е. плотности) жидкости. При сжатии или расширении в жидкости
нарушается термодинамическое равновесие, в связи с чем в ней начинаются внутренние
процессы, стремящиеся восстановить это равновесие. В ряде случаев время релаксации
процессов установления равновесия жидкости велико, т.е. эти процессы протекают
сравнительно медленно. Но процессы установления равновесия являются процессами
необратимыми, они сопровождаются возрастанием энтропии и, следовательно, диссипацией
энергии. Поэтому, если время релаксации этих процессов велико, то при сжатии или
расширении жидкости происходит значительная диссипация энергии, и поскольку эта
диссипация должна определятся объемной вязкостью, то приходим к выводу, что ζ будет
велико.
Интенсивность процессов диссипации, а с ним и величина ζ, зависит, естественно, от
соотношения между скоростью процессов сжатия и расширения и времени релаксации. Если,
например, речь идет о сжатиях и расширениях, вызываемых звуковой волной, то объемная
вязкость будет зависеть от частоты волны. Таким образом, значение объемной вязкости не
будет просто константой, характеризующей данное вещество, а само будет зависеть от частоты
его движения, в котором она проявляется.
Ослабление амплитуды плоской волны, прошедшей расстояние L, определяется
формулой:
  20 lg 10 e L  8,6L
Таким образом, ослабление волны, прошедшей расстояние 1 км в воде (/=10-2 см2с,
с= 1.5 105 см/с), при неучете влияния объемной вязкости (ζ =0) равно
,
1  6,7  10 11  f 2
где f 

- частота, Гц. Например, при частотах 102 Гц и 104 Гц - это ослабление,
2
соответственно, равно 6.7.10-7 дб 6.7.10-3 дб.
Видно, что потери энергии малы и ими можно пренебречь при анализе и разработке
акустического канала связи.
Затухание акустических волн в жидкостно - заполненной трубе.
Согласно [16, 17, 93] основная доля поглощения звука в трубе обусловлена эффектом,
происходящим от наличия стенок. В акустическом
пристеночном пограничном слое
возникают большие градиенты скорости и температуры. Коэффициент затухания  равен
энергии, диссипирующей в единицу времени на поверхности стенок единицы трубы, деленной
на удвоенный полный поток энергии через поперечное сечение трубы.
Коэффициент затухания плоской волны в трубе с круговым сечением определяется по
формуле:

 Cp
 
 
 1   ,
   
2 Rc 
 Cv
 
где =/ — кинематическая вязкость;
 — динамическая вязкость;


— коэффициент температуропроводности;
C p
41
Rc — радиус трубы.
Для жидкостей с малым значением коэффициента  (вода, глинистые водные смеси)
вторым слагаемым можно пренебречь поэтому коэффициент затухания звука в трубе,
заполненной такой жидкостью, равен приближенно:


2R c
Ослабление в децибелах плоской волны, прошедшей в трубе расстояние L, равно
  8,6 L
По двум последним формулам можно оценить потери в БТ для различных
практических случаев.
При бурении в России в основном используются буровые растворы с плотностью  =
1.21.5 г/см3 и вязкостью до 60 с по СПВ-5.
На рис. 2.13 представлен график взаимосвязи между вязкостью по СПВ с с вязкостью в
пуазах. Как следует из графика, вязкости 60 с по СПВ соответствует 0.28 пуаз. Вода имеет
вязкость  0.01 пуаз (с1500 м/с) тяжелые глинистые водные смеси (1.5 г/см3, с1350 м/с) 
 0.1 пуаз, смеси на нефтяной основе(1.5 г/см3, с1400 м/с)  0.2 пуаз. Зарубежные
исследователи наиболее вероятным значением  считают 0.2 пуаз, а характерное значение 
для зарубежных коммерческих систем скважинной связи по гидроканалу составляет 0.5 пуаз.
В России применяются бурильные трубы с внутренним диаметром 100, 110 и 130 мм,
с толщиной стенки 8-10 мм, длиной секции 8-12.5 м.
В таблице 2.8 представлены результаты расчетов ослабления плоской волны в
приведении на 1 км для различных значений частот, внутреннего радиуса трубы и параметров
бурового раствора.
Если принять в качестве допустимой величины потерь на всей длине скважины 90 дБ,
то из таблицы следует, что для АКС с водой внутри БТ дальность связи превышает 6 км на
частоте 5 кГц. Для тяжелых глинистых растворов с вязкостью 0.1 пуаз дистанции 3 и 6 км
достижимы, соответственно, на частотах 2-5 кГц и 0.51 кГц. Для растворов на основе нефти с
вязкостью 0.2 пуаз дистанции 3-6 км достижимы на частотах 1-2 кГц и 0.250.5 кГц
соответственно. Для тяжелых глинистых растворов с вязкостью 0.3 пуаз дистанции 3 и 6 км
достижимы на частотах 0.51 кГц и  0.25 кГц. Таким образом, для достижения дальности
связи до 3 км возможно использование частот от 0.5 до 5 кГц, а до 6 км – частот от 0.25 кГц до
кГц.
42
Частота,
Гц.
100
250
500
1000
2000
5000
Таблица 2.8
Затухание сигнала в трубе с буровым раствором
Затухание сигнала, дБ/км
R50 мм
R65 мм
Параметры раствора:
0.1
0.2
0.3
0.01
0.1
0.2
0.3
 0.01 Пуаз
1350
1400
1400
1500
1350
1400
1400
с1500 м/с
3
1.5
1.0
1.3
1
1.5
1.0
1.3
1 г/см
2.03
5.83
9.74
10.5
1.56
4.49
7.49
8.08
3.21
9.22
15.4
16.6
2.47
7.09
11.8
12.8
4.54
13
21.7
23.5
3.49
10
16.7
18
6.4
18
30.8
33.2
4.92
13.8
23.7
25.5
9.1
26
43.6
50
7
20
33.5
38.5
14.4
41
68.9
74
11
31.5
53
57
Затухание акустических волн в жидкостно – заполненной трубе с шероховатой
внутренней поверхностью.
На внутренней поверхности БТ имеются неровности, обусловленные коррозией,
налипание твердых частиц бурового раствора и т.д. Звуковая волна, распространяющаяся в
трубе с шероховатыми стенками, испытывает дополнительное затухание вследствие рассеяния
звука от шероховатостей. В трубе, в которой может распространятся только одна нормальная
волна, влияние шероховатостей сводится к появлению отраженной волны. Оценка затухания
волны из-за ее рассеяния от шероховатостей производится на основе общей теории рассеяния
мод в нерегулярных волноводах [17]. Согласно [17 ], коэффициент затухания нулевой моды в
двумерном одномодовом волноводе с одной плоской и с другой шероховатостей жесткими
границами определяется по формуле:
    2  ( k 0 ) 2
0   k e
2
H
2

где H — толщина волновода;
k — волновое число;
2 и 0 — соответственно средний квадрат и радиус корреляции шероховатостей.
Коэффициент затухания плоской волны в трубе с круговым (в среднем) сечением равен:
2

  2   0   k 2 e  ( k 0 ) .
R
Ослабление в децибелах плоской волны, прошедшей расстояние L, равно:
  8,6 L .
Примем внутренний радиус БТ в среднем равным 120 мм и пусть внутри будут
неровности с 0 1 см,  1 мм. Согласно вышеприведенным формулам ослабление
плоской волны, прошедшей 1 км в такой трубе будет:
2
9
1  1,5  10 6 f 2 e ( 1,7510 f ) .
Величины 1 , полученные по этой формуле при различных значениях частоты f,
приведены в таблице 2.9.
2
Таблица 2.9
Затухание звука в трубе с шероховатой внутренней стенкой
Частота, Гц
100
1000
5000
10 000
Затухание, дБ/км
1.5 10-2
1.5
37.5
150
Из таблицы 2.9 следует , что даже весьма малая шероховатость внутренней стенки БТ
на частотах 5 кГц приводит к недопустимому большому затуханию волн вследствие
43
рассеяния. Переход к частотам 1 кГц и ниже вносит пренебрежимо малые дополнительные
потери, обусловленные указанным механизмом.
Экспериментальные исследования
В рамках выполнения договора [58] в 1992-93 г.г.был создан макет аппаратуры
«Скважина-ЗТС», с помощью которой в 1993 г. в стендовых и контрольно-проверочных
скважинах небольшой глубины (пос. Апрелевка, пос. Поваровка) были проведены
экспериментальные исследования по передаче информации по гидроакустическому каналу
связи.
Зависимость коэффициента затухания  акустических колебаний в буровом
растворе внутри бурильной колонны от их частоты f для различных глубин скважины
L показана на рис. 2.14.
В результате исследования потерь энергии акустических волн в скважине
установлено [58]:
1. Затухание звука при его распространении по гидроканалу внутри БТ,
обусловленное трением о стенки, весьма сильно зависит от параметров бурового
раствора и частоты звука. Зависимость затухания от диаметра БТ в реальном диапазоне
его изменений можно пренебречь. Для используемых размеров БТ и параметров
растворов результирующие потери на 1 км длины скважины для частоты 1 кГц
меняются от 5 дБ до 33 дБ, а для частоты 250 Гц – 3 дБ-до 17 дБ. Наибольшее затухание
соответствует буровому составу с большей вязкостью (60 с по СПВ-5, 1.5 г/см3).
2. Шероховатость внутренней поверхности БТ, обусловленная коррозией, налипанием
мелких частиц бурового раствора с размерами  1 мм, вносит дополнительные потери,
связанные с отражением акустических волн от шероховатости, пренебрежимо малые в
диапазоне частот до 1 кГц. Начиная с частот 5 кГц даже эти малые неровности приводят к
дополнительным потерям 37 дБ/км.
Ввиду того, что статические характеристики размеров неоднородностей
внутренней поверхности БТ отсутствуют, более адекватные практике количественные
оценки потерь рассматриваемой природы сделать затруднительно.
В результате исследования фазовых и групповых скоростей нормальных
акустических волн, распространяющихся вдоль скважины, установлено [58]:
1. Оценочные расчеты показывают, что при использовании для передачи информации
нулевой нормальной волны, распространяющейся по жидкости внутри буровой колонны,
явлением дисперсии фазовой скорости можно пренебречь на частотах до 1 кГц при диаметрах
БТ от 114 до 147 мм.
2. Переход к частотам 5 кГц и выше потребует дополнительного рассмотрения
допусков в зависимости от ширины полосы частот используемых информационных сигналов и
требуемой надежности связи.
Полученные результаты необходимо использовать при оценке достижимых
характеристик средств передачи информации по скважине с помощью акустических
колебаний.
На данном этапе исследований представляется, что передача информации по
акустическому каналу связи (АКС) в самом тяжелом случае (глинистый буровой раствор с
1.5 г/см3 и вязкостью 69 с по СПВ-5) при благоприятной помеховой ситуации (например, при
остановке насосов или вращения буровой колонны) возможна с глубины до 3 км на частотах
0.5-1.0 кГц и с глубины 6 км на частотах 100-200Гц. Для менее вязких растворов рабочий
частотный диапазон сдвигается в более высокочастотную область.
При использовании комбинированного канала связи гидроакустический передатчик
может быть вынесен на отрезке каротажного кабеля вверх (на расстояние от устья не более
длины горизонтальной части, т.е. на расстояние 600-800 м от устья), что позволит при частоте
44
250-500 Гц уверенно вести передачу с забоя по гидроакустическому каналу связи и при
работающих насосах, т.е. непосредственно в процессе бурения.
2.2.5. Проводной канал связи
Проводной канал связи нашел широкое применение для автоматизации
производственных процессов и телеизмерений при турбинном и роторном бурении, в
электробурении [8].
Рассмотрим несколько возможных способов организации проводных каналов (рис.
2.15).
I. В каждую бурильную трубу или свечу встроен отрезок провода (кабеля) по центру
или по стенке трубы (рис 2.15, а). При свинчивании труб отрезки проводов автоматически
соединяются с помощью специального контактного устройства. Провода с контактными
устройствами встраиваются в трубы предварительно (до спуска в скважину) и при
спускоподъемных операциях никаких дополнительных работ и затрат времени на организацию
канала не требуется. Недостатки такого канала связи - большое число контактных соединений
и некоторое удорожание бурового оборудования.
II. Провод длиной, значительно превышающий длину одной трубы, спускается в
колонну после того, как спущена вся колонна или часть ее. Этот провод (который может быть
назван сбросовым) при спуске автоматически подключается своим нижним концом к
глубинному измерительному снаряду. Спуск провода и связь его верхнего конца с наземной
приемной аппаратурой могут быть осуществлены различными способами.
Весь провод спускается в колонну через специальное сальниковое уплотнение в
вертлюге (рис. 2.15, б). Недостаток такой конструкции - обязательный подъем кабеля при
наращивании новой трубы; затруднения в данном случае возникают при спуске кабеля в
скважину с большой кривизной. При необходимости измерительный прибор можно спускать
вместе с проводом.
2. Провод спускается в трубы до того, как навинчена ведущая труба (рис. 2.15, в).
Верхняя часть провода через специальный канал в резьбовом соединении выводится и
протягивается снаружи вдоль нескольких верхних труб и дальше через вкладыши ротора к
приемной наземной аппаратуре. Недостаток такого вывода провода из колонны - возможность
его обрыва.
3. Сбросовый провод спускается в трубы отдельными отрезками, например секциями по
100-500 м, по мере спуска колонны. Верхний конец каждого отрезка закрепляется в замковом
соединении, а нижний - присоединяется к предыдущему отрезку. Такой способ необходим при
наклонно-направленных скважинах, в которых отрезки провода спускаются в трубы,
находящиеся в вертикальном положении. Последний верхний отрезок провода небольшой
длины может спускаться через сальник на вертлюге (рис. 2.15, г) либо, вмонтированный в
трубы, устанавливаться сверху колонны (рис. 2.15, д).
Основной, более ответственной деталью в рассмотренных линиях связи является
контактный элемент, от которого зависят надежность работы и другие эксплуатационные
качества канала связи. В зависимости от вида электрической связи различают контакты с
гальванической, индуктивной и емкостной связью.
В дальнейшем словом «контакт» будем называть устройство связи между двумя
звеньями проводного канала. В любом контактном устройстве в общем случае имеются все три
вида связи. Название контакта соответствует преобладающему виду связи.
Первоначально в промышленных условиях был применен лишь канал связи с
гальваническими контактами (для турботахометра). Опыт применения его на ряде скважин
показал ненадежность работы главным образом из-за неисправностей контактных соединений.
В процессе работы контакты загрязнялись, увеличивалось их переходное сопротивление и
проводимость изоляции. (Для восстановления работоспособности контактов необходим
постоянный уход за ними со стороны персонала буровой бригады.) Такие контакты требуют
точной установки разъемных элементов и чувствительны к механических повреждениям.
Применение этих контактов при сбросовом проводе создает значительные трудности.
45
Более целесообразно применять контактные устройства с индуктивной связью.
Контактные устройства этого типа представляют собой трансформаторы, состоящие из двух
кольцевых катушек, присоединенных к концам соединяемых секций встроенного токоподвода.
При свинчивании труб или спуске сбросового провода катушки сближаются, благодаря чему
создается значительная индуктивная связь между секциями. Весь канал связи представляет
цепочку, состоящую из связанных звеньев. Индуктивные контакты имеют существенные
преимущества перед контактами с гальванической связью: они менее прихотливы в
обслуживании, параметры их не зависят от загрязнения и увлажнения. Контакт с емкостной
связью, имеющий также ряд преимуществ перед контактом с гальванической связью, не лишен
конструктивных недостатков.
Электрическая схема встроенного в буровой инструмент канала связи представляет
собой линию с распределенными параметрами и для нее справедлива схема замещения,
показанная на рис. 2.16. Отношение напряжения к току в любой точке такой линии называется
ее характеристическим сопротивлением.
Если сопротивление R, индуктивность L, емкость С и активная проводимость g на
единицу длины линии остаются постоянными в любой точке линии, тот и характеристическое
сопротивление в любой точке линии одинаково. В этом случае линия называется однородной.
Характеристическое сопротивление однородной линии
Z  U‘ / I‘  ( R  jL) /( g  jC) .
В общем случае Z - величина комплексная, но при малых потерях и большой частоте
(L >> R и C >> g) она практически зависит только от L и С и носит чисто активный
характер: L / C . Линия, приближающаяся к таким условиям, носит название линии без
потерь. Приведенная формула справедлива также при конечных значениях R и g и при
определенном отношении между параметрами, когда RC = L. Линия, удовлетворяющая этим
условиям, называется неискаженной линией. Для достижения условий RC = gL иногда
прибегают к искусственному изменению параметров линии.
С увеличением частоты характеристическое сопротивление уменьшается вследствие
уменьшения L. Кабели обладают меньшим характеристическим сопротивлением из-за большой
емкости между жилами (рис. 2.17).Если линия неоднородна, величина  на различных участках
неодинакова.
Наибольшее затухание наблюдается в кабельных линиях, где оно также в наибольшей
степени зависит от частоты, вследствие сильного влияния емкостной (см. рис. 2.18)
проводимости, которая сильно увеличивается с ростом частоты. Для линий со стальными
проводами коэффициент затухания растет с частотой вследствие влияния поверхностного
эффекта, резко проявляющегося с ростом частоты.
В точке соединения двух линий с разными значениями характеристического
сопротивления происходит отражение и преломление электромагнитной волны.
Отношение амплитуды падающей волны к амплитуде отраженной волны напряжения
называется коэффициентом отражения по напряжению
kU = Uотр/Uпад = (Z2 - Z1)/(Z2 - Z1)
Часть мощности отражается в точке соединения различных линий, что обусловливает
дополнительное затухание сигнала. Отражения не происходит, когда Z2 = Z1, поэтому в точках
перехода должны приниматься меры к согласованию сопротивлений, например, путем
включения понижающих (при Z1 > Z2) или повышающих (при Z1 - Z2) трансформаторов. Это
относится также к концу и началу линии. Согласование достигается при Ri = Ry = Z, где Ri внутреннее сопротивление источника сигнала в начале линии; Rн - сопротивление нагрузки в
конце линии.
Если выполнены все согласования, то в сложной составной линии общее затухание во
всей линии можно определить суммированием затуханий на отдельных ее участках: b = b1 + b2
+ b3 + ... + bn.
Величина затухания в линии не зависит тот того, как определять - по напряжению, току
или мощности:
46
b = L = lnU1/U2; b = L = lnI1/I2;
b = L = 1/2(P1/P2).
где U1, U2, I1, I2, P1, P2, - напряжения, токи и мощности в начале и конце линии длиной
L.
В силу того, что в логарифмической мере затухания суммируется, эта мера оказывается
очень удобной. Затухание определяют обычно в неперах для линии с характеристическим
сопротивлением Z = 600 Ом по отношению к некоторым исходным значениям напряжения U0 =
0,0775 В, тока I0 = 2,29 мА и мощности Р0 = 1 мВт.
Зная величину затухания в канале передачи, напряжение в начале линии связи, всегда
можно определить напряжение в любой точке линии связи. В тех случаях, когда уровень
сигнала в точке приема недостаточен для надежного выделения его на фоне помех, необходимо
или увеличить мощность передатчика, или устранить влияние помех.
Если эти меры не обеспечивают надежной связи для линии необходимой
протяженности, требуется выбирать кабель с меньшим затуханием.
Графики, приведенные на рис. 2.19, иллюстрируют зависимость общего коэффициента
затухания в канале от числа звеньев при различных коэффициентах затухания одного звена.
Отдельное звено цепи замещает одну секцию линии, следовательно, число звеньев n равно
числу секций n = H/l, где Н - общая длина колонны труб: l - средняя длина одной секции,
равная длине трубы или свечи (соединение двух или трех вместе).
Звено цепи содержит в себе контакт и присоединенными к нему с двух сторон
проводами, длина которых l/2. Контакт и отрезки проводов могут быть представлены схемой
замещения в виде отдельных четырехполюсников, при этом четырехполюсник звена состоит из
трех последовательно соединенных четырехполюсников (рис. 2.20, а).
Четырехполюсники П, замещающие отрезки проводов, симметричны и однородны;
четырехполюсник контакта К в секционированной по трубам линии связи практически
выполняется симметричным. Таким образом, четырехполюсник звена (рис. 2.20, б) также
симметричен.
Передача электромагнитной энергии по цепной схеме (рис. 2.20, в), составленной из
одинаковых симметричных четырехполюсников, описывается уравнениями Un+1 = U1chn J1Zshn;
Jn+1 = J1chn - (U1/Z)shn;
здесь Z,  - повторное (характеристическое) сопротивление и коэффициент
распространения одного звена;  =  + j, где  - коэффициент затухания;  - коэффициент
фазы; Z и  - через постоянные четырехполюсники А, В, С определяются соотношениями:
Z = (B/C)1/2;  = ln(A + е„ ).
Если проведены измерения в режимах холостого хода и короткого замыкания (сходные
сопротивления Zхх, Zкз), то
Z = (Zхх Zкз)1/2; th = (Zкз/Zхх)1/2.
Постоянные результирующего четырехполюсника определяются через постоянные его
составляющих четырехполюсников следующими формулами:
А  А ђ (2А•2  1)  е ђ А• „•  „ ђ А• е• ;
е  е ђ А •2  2А ђ А • е •  „ ђ е •2 ; „ =„ ђ А •2  2А ђ А • „ •  е ђ „•2 ,
где Ап, Вп, Сп - постоянные четырехполюсников П, равные
Ап = chпl/2; Bï = Zпshпl/2; Cп = 1/Zпchп(l/2).
Здесь п - постоянная распространения провода, определяемая формулой
 •  (r  jL)( g  jC) ;
Zп - волновое сопротивление провода
Zп = (r + jL)(g + jC)1/2,
где r, g, C, L - активное сопротивление, проводимость, емкость и индуктивность
провода на единицу длины.
47
В том случае, когда последнее звено цепи замкнуто на повторное сопротивление,
справедливы следующие соотношения:
U1 / Un  1  e n ; U / U n 1  en ;
J1 / J n 1  e n ; J / J n 1  en .
При рассмотрении параметров канала связи в первую очередь интересует общий
коэффициент затухания в линии  n независимо от вида канала.
Особенностью встроенных каналов связи является большой общий коэффициент
затухания, обусловленный как трудностями выполнения контакта с малым коэффициентом
затухания, так и тяжелыми условиями эксплуатации канала.
При разработке линий того или иного типа необходимо выполнение условий n n  bд,
где bд - общий допустимый коэффициент затухания канала, при этом отдельное звено должно
иметь коэффициент затухания   bд/n, который находится в обратной зависимости от глубины
скважины.
На основании проведенных исследований по возможностям проводных каналов связи
можно сделать следующие выводы.
1. Проводной канал, секционированный по трубам с контактными гальваническими
соединениями, обладает затуханием порядка 0,7510-3-10-3 Нп/км, что обеспечивает дальность
действия канала 2000-3000 м при пропускной способности (3-4)102 дв.ед/с.
2. Проводной канал с индуктивными сопротивлениями имеет большее затухание - 4103
-3
-2010 Нп/м, но, благодаря меньшей подверженности помехам, пропускная способность его
составляет 0,5-1103 бит/с при дальности канала 2000-3000 м.
3. Проводной канал с индуктивными соединениями сбросовых секций длиной 500-600
м имеет затухание 0,5-0,610-3 Нп/м и при пропускной способности канала 25103 дв.ед/с
обеспечивает дальность 5000-6000 м.
2.2.6. Электромагнитный (беспроводный) канал связи
Работами С.Я. Литвинова, И.К. Саркисова (1959 г.), Е.А. Полякова (1962 г.),
О.П. Шишкина (1962 г.) была установлена возможность использования колонны бурильных
труб в качестве электрического канала для передачи информации с забоя на земную
поверхность [47].
Электромагнитный (беспроводный) канал связи (рис. 2.21), использующий колонну
бурильных труб в качестве одного из проводов линии передачи, по простоте конструкции
глубинных и наземных устройств, пропускной способности является наиболее перспективным
при организации устойчивой связи “забой - устье” при турбинном и роторном бурении
скважин.
Однако дальность действия систем, использующих беспроводный канал связи забой устье, а значительной мере определяется свойствами геологического разреза скважины.
Исследования канала такого типа (О.П. Шишкин, Б.А. Грачев и др., 1962г.) показали, что
расчет канала можно свести к расчету неоднородной длинной линии с распределенными
параметрами. Расчет практически заключается в определении уровня полезности сигнала,
который может быть зафиксирован на поверхности при соответствующих условиях его
передачи с забоя и выделении его на фоне помех. Величина сигнала определяется
зависимостью
Uc = Uвхе-L.
где Uвх - напряжение на входе линии передачи, В;  - коэффициент затухания сигнала в
канале связи забой - устье, Нп/м; L - глубина скважин, м.
Коэффициент затухания электрического сигнала в канале связи  зависит от материала
труб, диаметра бурильной колонны D, частоты передаваемого сигнала f, средневзвешенного
удельного электрического сопротивления среды  и с достаточной точностью может быть
выражен зависимостью для стальных труб
48
 ст  10 3
5,2 f 4f
 ;
D

 спл  10 3
0,26 f 4f
 .
D

для сплавных труб
Графики зависимости коэффициента затухания электрического сигнала в канале связи от
частоты передаваемого сигнала для сред с различным удельным электрическим сопротивлением
для стальных и сплавных труб приведены на рис. 2.22. Они показывают, что для сред с   15 Омм
коэффициент затухания не превышает 4 Нп/км в диапазоне частот от нуля до 25-30 Гц; для
сплавных труб он почти в 2 раза ниже и составляет не более 2,510-3 Нп/м в этом же диапазоне
частот.
Дальность действия L беспроводного канала забой - устье с достаточной для практики
точностью может быть определена по формуле





L  10 3 

1/ 2
 A(f )  4f 
r


1/ 2
1/ 2





3 
 4,7  10 r  Pl 
ln 
m
 C ln l 



r



 A(f ) 1 / 2

 4f  
 r

 ,
1/ 2 
1  0,5(  )



Здесь  - средневзвешенное удельное электрическое сопротивление разреза, Омм; f частота сигнала передачи, Гц; r - радиус колонны бурильных труб, м; д - длина разделителя
нижней части колонны, м; Р - мощность забойного передатчика, Вт; А - коэффициент,
учитывающий материал колонны (для стальных труб - 2,6; для сплавных - 0,13); m - уровень
помех в полосе 1 Гц, мкВ/Гц; С - пропускная способность канала связи, бит/с;  - коэффициент
согласования забойного передатчика с нагрузкой

2
,
 l rc2 ln  c / 2
l
1

– р
 2  2hf
где ср - среднее сопротивление разреза, Омм; l - усредненное удельное сопротивление
той пачки пластов, в которой находится нижний электрод, Омм; h - длина изоляционной
вставки (электрического разделителя), м; с - удельное электрическое сопротивление
промывочной жидкости в скважине, Омм; rс - радиус скважины, м.
Наиболее эффективными средствами повышения дальности действия беспроводного
канала являются снижение частоты сигнала передачи, применение бурильных труб с
улучшенными электрическими характеристиками и согласование забойного передатчика с
нагрузкой (табл. 2.10). Значительный резерв увеличения дальности действия этих систем снижение уровня помех, что достигается применением узкополосных систем передачи,
компенсацией помех и снижением скорости передачи данных измерений [51].
С целью выбора оптимальных условий передачи сообщений по беспроводному каналу
связи были проведены расчеты дальности действия системы связи при различных значениях
входящих в формулу параметров. Результаты расчетов (см. рис. 2.23) позволили сделать
следующие выводы.
49
Таблица 2.10
Глубина, Частота,
м
Гц
100
500
1000
2,0
3,0
5,0
7,5
10,0
2,0
3,0
5,0
7,5
10,0
2,0
3,0
5,0
7,5
10,0
Ослабление сигнала Uc = U0 e
Стальные трубы
10
2,21
2,41
2,81
3,21
3,51
48,91
78,91
160,11
310,61
530,61
2392,21
6228,51
25630,71
96464,11
281572,31
-L
Сплавные трубы
Удельное сопротивление пород, Омм
30
10
40
1
30
1,61
1,31
1,1
1,41
1,21
1,71
1,31
1,1
1,51
1,31
1,81
1,41
1,2
1,61
1,31
1,91
1,41
1,2
1,81
1,41
2,11
1,51
1,2
2,01
1,51
9,41
3,41
1,8
5,11
2,61
12,51
4,01
2,0
7,01
3,11
18,71
5,01
2,2
11,71
4,11
27,51
6,11
2,5
19,31
5,51
37,41
7,31
2,7
29,61
7,11
89,31
11,71
3,4
26,01
6,61
155,11
15,81
4,0
49,41
9,51
351,11
24,81
5,0
136,31 17,11
754,61
37,71
6,1
373,71 30,61
1400,61 52,91
7,3
873,91 49,91
10
1,11
1,11
1,21
1,21
1,21
1,71
1,91
2,21
2,61
2,91
2,81
3,41
4,71
6,51
8,51
10
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,3
1,4
1,5
1,6
1,7
1,7
1,9
2,2
2,6
2,9
1. Изменение длины электрического разделителя слабо влияет на дальность действия
канала в низкоомном разрезе, увеличение длины разделителя с 3-4 м до 10 м в высокоомном
разрезе ( = 40 Омм) приводит у увеличению дальности для стальных труб на 300 м, для
легкосплавных - на 700 м (рис. 2.23, а).
2. Увеличение мощности передатчика с 100 до 1000 ВА позволяет увеличить дальность
действия канала на 10-15% (рис. 2.23, б).
3. Применение высокоминерализованных растворов в качестве промывочной жидкости
приводит к увеличению дальности канала связи в условиях высокоомного разреза и мало
сказывается в условиях низкоомного разреза. И наоборот, применение малопроводящих
растворов в условиях низкоомного разреза дает значительный выигрыш в дальности канала
связи (рис. 2.23, в). Совершенно очевидно, что применение наружных изоляционных покрытий
может оказаться существенным для увеличения дальности канала в низкоомном разрезе.
4. Удаление электрического разделителя от турбобура с целью удлинения нижнего
излучающего электрода позволяет улучшить согласование передатчика с нагрузкой и при
длине нижнего электрода 100 м дает возможность получить выигрыш в дальности на 10% в
низкоомном разрезе и на 27% в высокоомном. Дальнейшее увеличение длины мало влияет на
дальность канала, в связи с чем нецелесообразно из-за технических трудностей практической
реализации.
5. При частоте несущей fн = 2,5 Гц дальность канала для легкосплавных труб составляет
3,5 км для разреза с  = 2-3 Омм (Тюмень) при пропускной способности канала 2 бит/с. При
несущих частотах 7-10 Гц дальность канала в условиях разреза с  = 10-20 Омм и
использовании легкосплавных бурильных труб достигает 3000-4000 при пропускной
способности канала 2 бит/с.
Серьезное препятствие в увеличении дальности связи - электрические помехи. Их
природа в основном обусловлена утечками токов в промышленных районах, колебаниями
почвы (сейсмоэлектрический эффект во время работы бурового оборудования), нарушением
статизма гальванической пары «промывочная жидкость — колонна бурильных труб»,
перераспределением поверхностных токов земли (рис. 2.24).
50
Исследования частотного спектра помех в канале [47] при турбинном и роторном
способах бурения показывают (рис. 2.25), что низкочастотные импульсные помехи могут быть
подавлены путем применения схем компенсации помех.
Использование синфазных приемников сигналов, введение заградительных фильтров,
применение помехоустойчивых способов передачи и выделения полезных сигналов (цифровая
передача, базовое детектирование, корреляционный прием и др.) позволяют в 2-3 раза
увеличить дальность беспроводного канала.
Перспективным способом приема слабых сигналов в зоне, где уровень поверхностных
помех значительно ослаблен, является перенос точки приема на нижнюю часть кондуктора или
технической колонны. В этом случае резко ослабляются внешние помехи и приемник на
величину заглубления приближается к передатчику.
Наряду с традиционными методами повышения дальности действия телеметрических
систем с беспроводным каналом связи, заключающимися в повышении мощности передатчика,
чувствительности приемных устройств, интерес представляют методы создания
помехозащищенной аппаратуры, использующей методы цифровой передачи сообщений в
некодированной и кодированной формах, применение систем с шумоподобными сигналами.
Разработанные конструкции электромашинных генераторов средней мощности с приводом
специальной турбины от потока промывочной жидкости обеспечивают даже в низкоомных разрезах
дальность передачи до 2000-3000 м.
Существенный резерв увеличения дальности каналов связи - применение способов
надежного выделения полезных сигналов на фоне помех. Потенциальная помехоустойчивость
h зависит от отношения сигнал/шум и энергии сигнала Е [А.А. Харкевич, 1965г. ]: Е = РпТ, где
Рп - мощность передатчика; Т - длительность сигнала.
Основываясь на этом, можно сделать следующие выводы:
а) мощность и длительность сигнала должны быть максимальными или при данной
мощности сигнал не должен прерываться (не должно быть пауз);
б) передатчик должен отдавать максимальную мощность непрерывно, а поскольку она
ограничена, то пик-фактор (отношение максимального по уровню сигнала к минимальному)
должен быть близок к единице.
Таким пик-фактором обладает частотная и фазовая модуляция (ЧМ и ФМ). Из всех
видов модуляции наибольшей помехоустойчивостью обладает фазовая модуляция для
передачи символов (например, 1 и 0).
В случае двоичного кода удобно использовать нулевую фазу и фазу 3,14159 рад и
применять фазовую манипуляцию.
Помехоустойчивость
h = 2E0/N = 2T F Pc/(N0F) = 2T Pc/Pш,
где Рш - мощность шума в полосе пропускания приемника, Рш = N0(N/F).
Отсюда следует, что, увеличивая величину 2TF, ту же самую помехоустойчивость
можно получить при Рс/Рш  1.
Для выделения замаскированного шумами полезного сигнала необходимо вычислить
корреляционные функции взаимной корреляции принимаемого сигнала Y(t) и используемых
для передачи символов S1(t) и S0(t).
При этом считается переданным тот сигнал, корреляция которого с принимаемым
наибольшая:
T
T
 Y( t)S ( t)dt   Y( t)S ( t)dt.
0
0
1
0
Оптимальность этого алгоритма обработки сигналов состоит в том, что при его
использовании минимизируется вероятность ошибочного принятия сигнала S0(t) за S1(t) или
иначе увеличивается вероятность правильного решения.
Используемые в системе сигналы должны обладать хорошими взаимнокорреляционными свойствами, т.е. ортогональными:
51
T
 ”‘ 
1
S j ( t )S k ( t )dt  0.
T 0
В то же время автокорреляционные функции сигналов не должны иметь больших
боковых выбросов (по отношению к максимуму):
T
1
 jj   S j ( t )S j ( t  )dt.
T0
Корреляционная функция шума имеет вид дельта-импульса (поскольку шум обладает
свойством эргодичности и среднее значение равно нулю).
Возможность выделения слабых сигналов на фоне шума объясняется тем, что сигнал
при корреляционном приеме накапливается когерентно, а шум - некогерентно. Сигнал на
выходе корреляционного устройства представляет сумму автокорреляционной функции
сигнала и взаимно-корреляционной функции сигнала и помехи.
Поскольку сигнал и помеха не коррелированы, среднее значение s  0. В случае
использования сложных сигналов величина R(0) (максимум корреляционной функции) равна
BUs, где B - база сигнала; Us - входной сигнал.
Таким образом, используя достаточно большую базу сигнала, можно добиться после
обработки значительного превышения отклика сигнала над шумом.
В настоящее время известно множество сигналов, удовлетворяющих требованиям
применительно к системам связи "забой-устье". Основные требования к таким сигналам
следующие: достаточный набор кодов, хорошее авто- и взаимно-корреляционные свойства,
сравнительная простота выборки, обработки и синхронизации. К ним относятся: Мпоследовательность, код Баркера, код Рида-Мюллера, код Стифлера и др.
Применение для передачи кодов позволяет выделять полезный сигнал при превышении
уровня помех в 3-4 раза, разработать более помехоустойчивые (в 10-15 раз) системы по
сравнению с системами, использующими некодированные методы передачи сообщений.
Представляется целесообразным ввести обобщенный параметр эффективности как
произведение пропускной способности канала на его дальность (СL). Множество {CiLj},
выполненное для различных частот и отношений сигнал/шум из соответствующих областей
определения (работоспособности системы), имеет максимум. Это позволяет, задавшись
необходимой дальностью передачи сообщений, определить полосу передаваемых частот и
возможную скорость передачи при определенном отношении сигнал/шум. И наоборот, зная
отношение сигнал/шум, можно выбрать частоту передачи, обеспечивающую необходимую
скорость передачи сигналов и дальность действия канала при изменении базы сигнала при
кодированной передаче.
Кроме того, построив зависимость (СL)max, L от частоты сигнала для различных по
физической природе каналов связи, можно объективно оценить область их применения.
Так, например, из рис. 2.26, а следует, что применение гидравлического канала связи
нецелесообразно в интервале частот 4-7 Гц. А на рис. 2.26, б видно, что с уменьшением
скорости передачи информации оптимальная частота приема смещается влево, а при
увеличении помехоустойчивости - вправо.
Все изложенное выше позволяет решить задачу поиска оптимальной частоты приема в
условиях реальных помех, электрических и геометрических факторов канала связи. Эта задача
многокритериальной оптимизации решается методами нелинейного программирования;
реализация этой программы позволит обеспечить надежность передачи сообщений в любых
геологических условиях различных регионов страны.
Нами разработан оперативный компьютерный способ расчета и прогнозирования
уровня принимаемого с забоя электромагнитного сигнала для любого геоэлектрического
разреза.
Модель геолого-геофизической среды представляется горизонтально-слоистыми
полупространствами с параметрами i пластов, глубины Zi подошвы i - пласта. Буровая
52
колонна представляется токовой нитью с неравномерным растеканием стекающего тока с
зависимостью от глубины точки забоя.
Для расчета уровня сигнала на поверхности необходимо задать ток, излучаемый забойным
передатчиком и ввести данные по каротажной кривой для типичного геологического разреза
региона или соседней скважины, параметр бурильной колонны (омическое сопротивление 1 м
бурильной колонны). Расчеты выполнены для всех известных нефтегазоносных регионов России и
стран СНГ.
Пример расчета для Марковского нефтяного месторождения приведен на рис. 2.27.
Следует заметить, что размещение приемных антенн, в том числе приемных
электродов, не соединенных с оборудование на буровой, позволяет резко уменьшить уровень
индустриальных помех на входе приемника, а повышение эффективной длины приемной
антенны позволяет увеличить величину принимаемого сигнала.
Опыт многолетней эксплуатации телеизмерительных систем с электромагнитным
каналом связи "забой-устье" свидетельствует, что от правильного выбора места заземления
приемной антенны во многом зависит уровень принимаемого с забоя полезного сигнала и
уровень принимаемых антенной помех. В большинстве случаев оптимальным является
подключение входа приемника к буровой и заземляющего электрода в приемную емкость с
буровым раствором. При кустовом бурении при наличии пробуренных скважин с опущенной
технической колонной - подсоединение к технической колонне является, как правило,
оправданным. Иногда, при отсутствии ранее пробуренных скважин в кусте целесообразно
подключиться к скважине (эксплуатационной, нагнетательной, наблюдательной),
расположенной вблизи куста бурящихся скважин.
При работах на море нет никакой необходимости преодолевать экранное действие
столба морской воды, достаточно антенну сбросить на дно моря, соединив ее с
регистрирующей аппаратурой бронированным геофизическим кабелем.
Наилучшие результаты достигаются, если сигнал с приемной антенны поступает к
предварительному усилителю-преобразователю, размещенному вблизи антенны и передаются
на поверхность в цифровом виде.
Таким образом, зная мощность, излучаемую забойным передатчиком и электрические
характеристики бурильной колонны и разреза, зная экспериментально измеренную помеховую
обстановку на буровых можно оперативно прогнозировать возможный уровень полезного сигнала,
выбрать оптимальный частотный диапазон передачи-приема и определить для выбранного способа
кодирования скорость передачи сообщений.
2.2.7. Комбинированный канал связи
Комбинированный канал связи - это сочетание различных по своей физической
сущности каналов связи скважинного прибора с наземной регистрирующей и обрабатывающей
аппаратурой.
Его использование, несмотря на определенные дополнительные затраты, позволяет
избежать недостатков, присущих проводному, с его сложностью монтажа, но обладающего
значительной пропускной способностью, и электромагнитному с его простотой в
эксплуатации, но ограниченного в дальности действия в условиях низкоомных разрезов.
Следует заметить, что использование того или другого вида канала связи определяется
геолого-техническими условиями проводки скважин.
Так, например, требование к надежности работы гидравлического канала диктует
необходимость тщательной очистки бурового раствора от абразивного материала (не более 12% песка), что вызывает определенные трудности в очистке промывочной жидкости при
проводке скважины в суровых климатических условиях. В то же время ограничено применение
гидравлического канала при наличии в буровом растворе газа (воздуха и др.), что исключает
его использование при бурении скважин на аэрированных растворах.
Сочетание гидравлического и электромагнитного канала, гидроакустического и
проводного, электромагнитного и проводного могут быть реализованы в различных
телеметрических системах и расширяют область решаемых геологических и технических задач
53
телеизмерительными системами при проводке и эксплуатации горизонтальных скважин [3, 43,
47].
Способы расчета комбинированного канала связи используют описанные ранее приемы
и программы для отдельных видов каналов связи, и в каждом конкретном случае можно
выбрать оптимальный вариант системы.
2.2.8. Автономные измерительные приборы
Автономная регистрация данных глубинных измерений в нефтяных скважинах впервые
использована в глубинных манометрах. В них регистрация велась на алюминиевую фольгу,
применялась точечная регистрация зенитных угловых и азимутальных измерений
фотоинклинометрами.
Автономные приборы для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин с
регистрацией данных измерений на подвижный магнитоноситель были предложены
А.А. Молчановым в 1961 году и реализованы в дальнейшем в автономной малогабаритной
аппаратуре диаметром 42 мм для исследований действующих газовых скважин с высоким
давлением на устье (аппаратура АСП-1), комплексных геофизических исследований бурящихся
наклонных и осложненных бурением нефтегазовых скважин Западной Сибири (АП-3М), при
испытании скважин пластоиспытателями на бурильных трубах (АМБК-1, ПАК-4), измерений
деформаций колонковой трубы (ГИД-1), аппаратуры для исследований подземных угольных
скважин, опасных по газу и пыли (АРС-1ША) [54].
Современная оптимальная функциональная схема построения автономного прибора
может быть представлена блок-схемой в которой с первичных преобразователей электрический
сигнал (ток или напряжение) через временной коммутатор каналов поступает на аналоговоцифровой преобразователь, а затем в устройство регистрации в виде твердотельной памяти.
При необходимости усиления сигнала или его интегрирования вводятся усилители,
фильтры или полосовые усилители. Программа опроса датчиков, а также определенные
вычислительные операции выполняются скважинным микропроцессором. Питание
скважинного прибора осуществляется от химического источника питания, включаемое и
выключаемое по программе.
Так как геофизическая информация должна быть «привязана» к глубине скважины в
скважинном приборе регистрируются метки времени. Контроль работы автономного прибора
во времени и все операции по изменению глубины положения скважинного прибора
записываются на дневной поверхности в ПЭВМ и используются при синхронном считывании
данных глубинных измерений после извлечения из скважины автономного прибора.
Автономные приборы для геофизических исследований скважин требуют различных
объемов памяти (1-10Мбайт) в связи с необходимостью измерений и регистрации нескольких
параметров в течение 3-4 часов и более непрерывных измерений [53, 54].
Особенностью применения автономных приборов для решения различных
геологических и технологических задач является то, что информация с результатами
измерений может быть воспроизведена лишь после извлечения регистратора из скважины или
считывания с регистратора данных измерений специальным сбрасываемым устройством.
Они не могут быть использованы для оперативного управления процессом проводки
горизонтальных скважин в реальном времени, но могут успешно применяться после бурения
определенного интервала с целью планирования дальнейших работ на буровой.
Наиболее целесообразно применение автономных приборов для спуска аппаратурного
контейнера на бурильных трубах после бурения наклонно-направленных и горизонтальных
скважин.
Комплекс измерительных датчиков автономной аппаратуры, спускаемой на бурильных
трубах после бурения, должен содержать методы ГИС для геологического документирования
скважины, который должен быть дополнен параметрами, измеренными в процессе проводки
скважины (инклинометр, ГК и др.).
54
Разработанная методика измерений, привязки данных к геологическому разрезу
(глубине) и интерпретации, разработанная во ВНИИГИС, позволяет полностью решить
поставленные задачи [30, 31, 32, 47, 54].
Комплексная автономная аппаратура, спускаемая на буровом инструменте, при
исследовании горизонтальных скважин имеет ряд преимуществ перед существующими
технологиями с использованием кабельной аппаратуры.
1. Все параметры измеряются в одних и тех же условиях, взаимно увязаны между собой
и по глубине скважины.
2. Растяжение бурового инструмента значительно меньше растяжения кабеля, что
приводит к минимуму погрешности в привязке по глубине при разновременных измерениях и с
различными автономными приборами.
3. Диаметр скважинного прибора максимально приближен к диаметру пробуренной
скважины, в связи с чем ее влияние на результаты измерений минимально.
4. При возможности осложнений и прихватов геофизические исследования можно
совместить с промывкой скважины.
5. В случае прихвата источник ионизирующего излучения может быть извлечен при
помощи сбрасываемого овершота.
2.3.
Особенности
конструирования
и
эксплуатации
телеметрических систем и привязка данных измерений к глубине
забойных
2.3.1. Особенности эксплуатации забойных телеизмерительных систем различного
назначения
для
геофизических
исследований
наклонно-направленных
и
горизонтальных скважин
При конструировании забойных систем разработчик, как правило, сталкивается со
следующими проблемами:
- обеспечение
универсальности
компоновки,
выбор
типа
канала
связи,
последовательность размещения измерительных преобразовательных блоков с целью
максимального приближения точки записи к забою, беспрепятственное прохождение ЗТС по
стволу, особенно в скважинах, пробуренных с малым (до 15 м) радиусом кривизны;
- выбор максимально возможной степени защиты всех узлов системы от воздействия
ударов и вибраций;
- выбор технических решений по обеспечению гибкости конструкции и ее оптимальной
длины;
- применение конструктивных материалов и технологий, повышающих способность
противостоять абразивному и кавитационному воздействию потока промывочной жидкости.
Геофизические исследования участка ствола с углом наклона более 55 требуют
применения нетрадиционных информационно-измерительных и технологических комплексов и
специальных технических средств доставки аппаратуры в горизонтальную часть ствола.
Процесс получения информации в ГС следует разделить на три этапа:
- измерения в процессе бурения в реальном масштабе времени с целью принятия
оперативных технологических решений и оценки текущей геологической ситуации;
- измерения в промежутках между долблениями при наличии в скважине колонны
бурильных труб;
- измерения после бурения и извлечения колонны бурильных труб из скважины
аппаратурой, доставляемой в горизонтальный участок скважины на каротажном или
специальном кабеле или на трубах ,с целью детального изучения физических свойств
вскрытого ГС продуктивного пласта, в том числе контрольный замер траектории и
соответствие ее проекту;
- измерения в обсаженной скважине при освоении и эксплуатации объекта с ГС.
Скважинная аппаратура телесистем с гидравлическим, электромагнитным и др.
каналами связи для измерений в процессе бурения забойными двигателями работает в условиях
повышенных вибраций. Являясь частью бурильной колонны корпуса электрического
55
разделителя и электрических зондов должны выдерживать механические нагрузки (сжатие,
растяжение, кручение, резкие удары, изгибы), быть износостойкими от истирания о стенки
скважины и протекающим с расходом до 45 л/с буровым раствором, содержащим до 15%
абразивных частиц. Аппаратурный контейнер, в котором расположены электронные схемы,
обеспечивающий герметичность его внутреннего объема от воздействия гидростатического
давления подвержен также воздействию протекающего бурового раствора и должен быть
стойким к истиранию. Электрические соединения между турбоагрегатом и аппаратурным
контейнером, вводы от электрических зондов должны быть также защищены от воздействия
раствора.
Зарубежные системы с гидравлическим каналом связи "забой-устье" в условиях
турбинного бурения при содержании абразивных частиц до 15% практически не работают, так
как управляющий потоком гидравлический клапан (сирена) изнашивается в течение 2-3 часов.
Необходима тщательная очистка раствора от твердых частиц до 1-2%, которая не
всегда выполняется на буровых России.
Системы с электромагнитным каналом не требуют такой тщательной очистки бурового
раствора и успешно работают при содержании в буровом растворе абразивных частиц до 1015%.
Автономные приборы, устанавливаемые в бурильные трубы и измеряющие в процессе
бурения и регистрирующие данные в глубинном блоке, подвержены влиянию действующих на
него вибраций и ударов и требования к его надежности такие же высокие, как для телесистем с
каналом связи.
Считывание и перезапись в ПЭВМ зарегистрированной информации может
производиться при извлечении скважинного прибора на поверхность или, не вынимая прибора
из скважины, к нему на каротажном кабеле спускается зонд, считывающий информацию из его
памяти и вводя ее (информацию) в ПЭВМ для последующего редактирования, обработки и
вывода на принтер или плоттер в масштабе глубины.
Автономные приборы, сбрасываемые внутрь бурильных труб или доставляемые на
забой прокачиваемой промывочной жидкостью и проводящие измерения при подъеме
бурильных труб, менее подвержены воздействию вибраций, хотя при развинчивании труб
могут быть резкие удары. В связи с тем, что скорость обтекания корпуса прибора при подъеме
труб значительно меньше скорости ее движения при прокачке бурового раствора при бурении
— износ корпуса из-за воздействия на него абразивных частиц бурового раствора менее
заметен.
Характер вибрационных и ударных воздействий при работе скважинных приборов в
горизонтальных обсаженных скважинах при их освоении и эксплуатации аналогичен характеру
перегрузок при исследовании горизонтальных участков необсаженных скважин. Для
исключения ударов на стыках обсаженных труб обязательна центровка измерительных
приборов.
2.3.2 Компоновка скважинных приборов забойных телесистем
Компоновка скважинных приборов забойных телесистем может быть разнообразной и
зависит от предлагаемого заказчику комплекса геофизических, технологических и др.
параметров.
Первичные преобразователи, используемые для определения положения долота в
пласте, его приближение к кровле или подошве пласта должны размещаться на центраторе
вблизи вращающегося долота. На поверхности стабилизатора должны размещаться четыре
строго направленных акустических приемника или коллимированные приемники измерения
естественной радиоактивности. Конструкция аппаратурного контейнера, выполненного в виде
втулки, должна содержать источники питания, электронные схемы усиления, преобразования
сигналов и передатчик сигналов к основному аппаратурному контейнеру, устанавливаемому
после забойного винтового двигателя (турбобура).
Здесь в немагнитном переводнике размещаются инклинометрические и
технологические датчики.
56
Для систем с электромагнитным каналом связи, в которых в качестве источника
питания и передатчика используется турбоагрегат, имеющий мощное электромагнитное поле,
его размещают, как правило в самом верху аппаратурной сборки и соединяют с основным
аппаратурным контейнером кабелем в износостойкой оболочке (покрытии). Если в составе
комплекса применяются радиоактивные методы (ГГК, ННК), то целесообразно из соображений
безопасности работ с источниками ионизирующих излучений предусмотреть канал для
извлечения изотопного источника специальным ловителем. Зонды электрического или
бокового каротажа (КС, БК, ПС и др.), размещаемые снаружи бурильной трубы в зависимости
от технологии проводки скважины (с большим, средним или малым радиусами кривизны)
соединяются с аппаратурным контейнером в виде единого блока или модулей, соединенных
между собой шарнирными соединениями, обеспечивающих также электрическое соединение
между блоками.
Существует два наиболее распространенных способа компоновки.
1. Скважинный прибор имеет общий источник питания, один единственный блок
памяти и микропроцессор, управляющий работой всего глубинного блока. Каналы
определенного специального назначения (геофизический — электрического, радиоактивного
каротажа, инклинометрический; технологический — обороты долота, температура, давление и
др.), функционируют по программе, как единая система (опрос датчиков, диагностика,
метрология и др.).
2. Модули, работающие независимо друг от друга. Каждый имеет свой источник
питания, необходимую электронику для функционирования и устройство памяти. Такая схема,
использующая модульный принцип является более гибкой, в ней предусмотрено определенное
резервирование, что делает ее более надежной, но более дорогостоящей. Пример такой
компоновки приведен на рис. 2.28.
2.3.3 Измерения глубины скважин и привязка данных измерений к глубине
Традиционные методы измерения глубины, используемые при проведении измерений
аппаратурой, спускаемой на каротажном кабеле, с помощью глубиномеров, измеряющих длину
пути через угловые перемещения мерительного ролика могут применяться для измерения
глубины в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. Точность измерений глубины
(длины кабеля) составляет, как правило 0,05-0,1%, что обеспечивает ошибку в 0,5-1 м.
Погрешность можно уменьшить, если учитывать температурные расширения кабеля, его
растяжение под нагрузкой в движении наверх. Еще большую точность измерений удается
получить, сопоставляя измерения по характерным точкам геологического разреза.
При измерениях в процессе бурения, когда единственным способом, связывающим
скважинный прибор телесистемы с устьем скважины (уровня стола ротора буровой) является
свинчиваемая из отдельных свечей колонна бурильных труб, необходимо измерять ее длину.
Широко применяемые в бурении, станциях геолого-технологического контроля (исследований)
глубиномеры ведут контроль погружения квадрата (приращения глубины) [43].
Последовательно прибавляя приращение глубины получают общую глубину (длину бурильной
колонны). Эта глубина измеряется только тогда, когда бурильный инструмент находится в
скважине. Если квадрат поднимается так, что долото поднимается над забоем, счетчик глубины
фиксирует длину поднятого от забоя инструмента. При последующем опускании квадрата
приращение глубины начинается только тогда, когда счетчик глубины "над забоем" займет
положение "0". При спуско-подъемных операциях на буровой срабатывает датчик «мертвого
конца» и счетчик глубины отключается.
Устройство измерения глубины представляет собой датчик угловых перемещений оси
буровой лебедки. Зная рабочий диаметр слоя троса (для каждого слоя намотки он различен) и
угол поворота оси лебедки вычисляется длина перемещения троса. Сумма этих отрезков
составляет общую длину перемещений троса, что отражает глубину погружения долота.
Так как растяжение (сжатие) бурильных труб значительно меньше, чем у каротажного
кабеля, но и их можно учесть так, как нагрузка на долото (вес на крюке) постоянно измеряется
57
и регистрируется, точность измерения длины буровой колонны достаточно высока и ошибка в
измерении длины буровой колонны составляет не более 0,3-0,5 м на 1 км длины колонны.
Другой прогрессивный способ измерения глубины скважины использует измерение
количества отрезков повивов троса, фиксируемых датчиком магнитного поля. Такой
глубиномер устанавливается на центрирующей растяжке, трос лебедки пропускается через
вращающиеся ролики между которыми установлены датчики, регистрирующие точки троса,
максимально приближенные к ним. Общая глубина (длина колонны) определяется как сумма
отрезков между повивами. Как в глубиномере, устанавливаемом на оси лебедки, в
описываемой конструкции глубиномера фиксируется направление движения троса. При
спуско-подъемных операциях такой глубиномер лучше отключать механически, так как
скорость перемещения троса составляет 8-10 тыс. м/ч и ролики, между которыми зажат трос
значительно изнашиваются. К недостаткам этой конструкции относится также то, что при
нарушениях отдельных проволочек могут быть ошибки в счете количества повивов.
Таким образом, глубиномер, устанавливаемый на валу буровой лебедки, является
достаточно надежной конструкцией, а существующие возможности ПЭВМ, входящих в состав
станций геолого-технологического контроля на буровых отвечает необходимым для
производства требованиям [43].
Одновременно измеряя изменение глубины и время определяются такие параметры, как
механическая скорость бурения (иногда регистрируют величину обратную —
продолжительность бурения заданного интервала — механический каротаж), скорость спускоподъемных операций, текущая глубина (положение забоя), положение «над забоем» и др.
Используя данные о глубине скважины, можно построить таблицы и графики
измеряемых геофизических и технологических параметров в функции глубины.
Дополнительной «привязки» данных измерений к глубине не требуется.
В тех случаях, когда данные измерений скважинным автономным прибором
записываются в масштабе времени для перестройки диаграмм в масштабе глубин необходимо
на поверхности записывать в масштабе реального времени изменения глубины во времени с
таким расчетом, чтобы при синхронном воспроизведении на ПЭВМ и сопоставлении этих
данных получить результаты измерений в масштабе глубин.
Если в скважинном приборе регистрировать данные измерений двумя, а лучше тремя
одноименными датчиками, расположенными на определенном расстоянии друг от друга по
глубине, то по характерным точкам геологического разреза можно получить совершенно точно
«привязанную» к глубине диаграмму [54].
2.3.4 Защита скважинной аппаратуры от вибраций и ударов.
Одной из важнейших проблем при конструировании забойных информационных
систем является их защита от перегрузок, возникающих от вибраций и ударов при бурении.
Колонна бурильных труб представляет собой сложную пространственную систему с
распределенными параметрами. Ее нельзя считать жестким стержнем, скорее в физическом
смысле колонна является "гибкой нитью", так как отношение ее длины к диаметру может
достигать 106 и в зависимости от осевой нагрузки она может терять устойчивость,
располагаться по спирали и т.п. В колонне бурильных труб внутри и снаружи циркулирует
промывочная жидкость под воздействием неравномерного давления, развиваемого одним или
двумя насосами.
Породоразрушающий инструмент (долото) контактирует с горными породами разной
твердости, ударяясь зубьями о неровности ухабообразного забоя, причем зубья значительно
срабатываются во времени, изменяя параметры вибраций. Все это вызывает достаточно
сложные колебания и удары. Так, вибрации буровой вышки и пульсация насосов вызывают
инфранизкочастотные колебания до 1.5 кГц, перекатывание шарошек по рейке забоя и биение
вала гидравлического забойного двигателя - низкочастотные (до 10 Гц), средняя частота (до
300Гц) обуславливается ударами зубьев шарошек о забой при их перекатывании и, наконец,
высокочастотные, вызванные квитацией и турбулентным движением промывочной жидкости
(частотой до 3000 Гц).
58
Забойные телеизмерительные системы встраиваются в буровой инструмент, являясь
частью бурового става. При широко применяемой в нашей стране технологии турбинного
бурения они устанавливаются выше турбины и подвергаются механическим (сжатие,
растяжение, кручение), вибрационным (продольные, поперечные, крутильные) и ударным
нагрузкам.
Исследования, выполненные рядом авторов [54, 89, 118] показали, что уровень
вибраций часто превышает 20-30 g в диапазоне частот от единиц герц до десятков и даже сотен
герц (рис. 2.29, а,б). А если учесть, что скважинная аппаратура в процессе бурения длительное
время работает при повышенных изменяющихся от глубины температурах до 100-120 С и
более, а гидростатическое давление, определяемое плотностью применяемых буровых
растворов и глубиной (длиной) скважины, достигает 80-100 МПа, при протекании мимо
аппаратурного контейнера бурового раствора с содержанием твердых абразивных частиц
(песка) до 10-15% можно смело констатировать, что требования при ее создании выше
аналогичных по надежности, предъявляемых к аппаратуре специального назначения (таблица
2.10). Поэтому правильный выбор соответствующих материалов и надежных конструкторских
решений во многом определяют работоспособность аппаратуры.
Таблица 2.11
Характеристики вибраций, действующих на аппаратуру, устанавливаемую на подвижных
объектах.
Вид
подвижного
Характеристики вибраций и ударов
Время действия
объекта
Транспортные Частоты возбуждающих колебаний подвески: Длительное
средства
машины 2-10 Гц, кузова 8-15 Гц, ускорение 1 g;
колесного типа частоты возбуждения двигателя 20-60
Транспортные Ударно возбуждаемые вибрации в диапазоне Длительное
средства гусе- частот 400-700 Гц, амплитуда колебаний на
ничного типа
низких частотах 0.25 мм
Корабль
Частоты возбуждающих колебаний и ускорения: Длительное
кормовая часть 2-35 Гц, 0.05-0.5 g
Подводная
Частоты возбуждающих колебаний и ускорения: Длительное
лодка
кормовая часть 70 Гц, 0.125-0.25 g
Самолет
Частоты возбуждения 3-500 Гц, амплитуда Менее длительное
колебаний 3.8 мм на низких частотах. Акустические вибрации с частотой до 130 кГц на
уровне 150 дб выше звукового порового уровня
Вертолет
2 Гц – 0.5 g, 5 Гц – 0.4 g, 16 Гц – 0.8 g, 25 Гц — Несколько часов
1.25 g, 40 Гц – 2.0 g, 80 Гц – 4.0 g
Управляемые
Частоты возбуждающих колебаний 30-500 Гц; 3-5 мин.
снаряды
ускорения 5-30 м/с2. На участке резонанса
возможны ускорения до 40 д. Акустические
вибрации с частотой до 10 кГц на уровне 130 дб
выше звукового порогового уровня.
Скважинная
Частоты возбуждающих колебаний 0.1-30 Гц, Многократное непрерывное
аппаратура в ускорения 40-50 g, возможно – до 100 g. воздействие по 7-30 часов
процессе
Акустические – до 1-2 кГц, 2-3 g. Удары - несколько лет подряд, черебурения
длительностью
дующееся с транспортными
перевозками автомобилем,
самолетом, вертолетом
Анализ надежности элементов радиоэлектроники, выполненных в виде БИС (больших
интегральных схем), схем гибридной технологии на тонких и толстых пленках показал, что, в
59
Номинальная
нагрузка,
Кгс
Диапазон
рабочих
температур, С
Особенности и
область
применения
Коэффициент
деформировани
я, 
Коэффициент
жесткости, Rz,
кгс/мм
Собственная
частота, Гц
№ п/п
Тип
амортизатора
основном, они выдерживают также перегрузки. Навесные элементы (резисторы,
трансформаторы и др. навесные элементы) допускают работу при ускорениях менее 10-12 g.
Следует заметить, что время безотказной работы системы блока, обратно
пропорционально вибрационной нагрузке, поэтому использование устройств виброзащиты
является оправданным.
Широко применяемые в военной аппаратуре устройства виброзащиты различного типа,
рассчитаные для подвески крупных аппаратурных блоков для определенных условий (уровня
и частотного спектра вибраций) и диапазона температур от -50С до 60С не могут быть
использованы, поэтому потребовались дополнительные исследования устройств виброзащиты.
Были исследованы амортизаторы различных типов и конструкций (табл. 2.12, 2.13)1, те,
которые по своим техническим параметрам подходили к условиям эксплуатации в процессе
бурения скважин (рис. 2.30, а) были исследованы на специальном вибростенде (рис. 2.30, б).
По результатам этих исследований экспериментальных испытаний были доработаны
цельнометаллические поджимаемые амортизаторы, обеспечивающие уменьшение уровня
вибраций в 3-5 раз для всего электронного блока скважинной аппаратуры (рис. 2.31).
Таблица 2.12
Технические характеристики различных резино-металлических амортизаторов.
0.45 - 15.75
45  80
0.45 – 15.65
45  80
С 25 Гц, до 0.5
мм
Свыше 100 Гц
10 – 120
5  70
1.
Пластинчатые АП
15 – 20
2.
Чашечные АЧ
15 - 20
3.
10 - 15
4.
5.
6.
Корабельные сварные со страховкой
АКСС
Скобочные АМ
Стерженьковые АН
Опорные АО
20 - 30
11 - 13
25 - 30
3.6 - 24
4 - 31
18 –120
6 – 50
7.
Рожковые АР
11 - 12
1-2
2-8
8.
Равночастотные демпфированные АД
С
фрикционным
демпфированием
АФД
Пространствен-ного
нагружения АПН
Комбинированные
ПП
Пружинные
8 - 10
0.12 –
1.9
0.1 – 6.7
9.
10.
11.
12.
15 - 20
0.29 9.2
0.29 –
9.20
0.2 – 0.25
0.06 – 0.5
0.3 – 15.3
60  70
Зависит
от
частоты
0.3 – 20
60 
150
0.5 – 15
 60 
150
50  70
10 - 20
С 15 Гц, до 5 мм
С 25 Гц, до 0.5
мм
С 25 Гц, до 1
мм; при 50С –
с 30 Гц
С 12 Гц, при
0.5 – 1.5 мм
С 30 Гц, до 10
м/с2
30 –200 Гц, до
15 м/с2
0.3 – 30
Таблица 2.13
Технические характеристики различных цельнометаллических амортизаторов
Данные заимствованы из работы
радиоаппаратуре», М.Советское радио, 1971
1
Карпушин В.Б.
«Вибрация
и
удары
в
2
Из материала
МР АЦМ
Из материала
МР АЦП
Лепесткового
типа
Тросовые
сферические
Тросовые
ленточные
Цилиндрические
Типа
«втулка»
8-10
0,5-20
-50+150
8-10
0,5-30
-50+150
3
4
5
6
7
8
9
10
11
10-12
10-30
-60+150
2-68
До 15-20g на
НЧ, до 70-100 на
СЧ, до 1 мм
2-50g, до 15g
при =0,01 с
15-2000 Гц, до
25g при =0,05 с
-72+260
-72+260
-72+250
25-30
Типа
«хайдамет»
Пружинные
АКПО
Пружинные
«углеродуглеродные»
30-100*
Особенности,
область
применения
Диапазон
рабочих
температур, С
-50+150
Коэффициент
жесткости k,
кГс/мм
0,4-40
Собственная
частота,
Гц
Из материала 11-12
МР ДК
35-40
Тип
амортизатора
1
№ п/п
Номинальная
нагрузка, кГс
Коэффициент
демпфирования

60
Такой
же, как у
ДК
-72+250
-60+400
9-7
0,3-30
-60+150
0,5-40
-60+700
150-200 Гц и
выше
Высокая
доброт-ность на
часто-тах
резонанса
Высокая
доброт-ность,
необходи-мо
защитное
покрытие
* В гс/мм
Заметим, что после монтажа и настройки каждая плата с печатным монтажом
многократно покрывается эпоксидным клеем, навесные элементы крепятся дополнительно
зажимами и проклеиваются эпоксидным составом.
Для дополнительной защиты от внешних повреждений и влаги некоторые разработчики
и изготовители заливают блоки герметиком на основе каучука или полиуретана.
Исследованы перегрузки от вибраций на забое при бурении горизонтальных стволов
укороченными винтовыми гидравлическими двигателями, что безусловно являлось
сдерживающим фактором при разработке надежных забойных навигационных систем. Такие
исследования были выполнены в компании "Геоэлектроника сервис", г .Тверь [3]. Анализ этих
материалов показывает, что статистические характеристики вибраций при бурении
горизонтальных скважин укороченными винтовыми двигателями, спектральный состав и
амплитуды колебаний имеют достаточно широкий диапазон и практически не отличаются от
подобных характеристик, полученных при турбинном бурении наклонно-направленных
скважин.
61
Измерения вибрационных перегрузок проводились в нескольких горизонтальных
скважинах Оренбуржья и одной скважине Западной Сибири ("Сургутнефтегаз") автономным
вибрографом, в качестве первичного преобразователя применяли пьезоэлектрический
акселерометр.
Таблица 2.14
Частота вибраций, возникающих при бурении укороченными забойными гидравлическими
двигателями
Число выступов и
Тип долота и число оборотов
впадин забоя, m
Д1-170=100-150
ТР2Ш-195=300-350
ЗСТСЕ-172
об/мин
Об/мин
ЗТС-56-195=600-1200
Об/мин
Частота вибраций f  gmax, Гц
0
1,66-2,50
5 - 5,83
10 - 20
3
5 - 7,5
15 - 17,5
30 - 60
6
10 - 15
30 - 35
60 - 120
9
15 - 22,6
45 - 52,5
90 - 180
12
20 - 30
60 - 70
120 - 240
Перед использованием виброграф калибровался на специальном стенде и
устанавливался непосредственно над винтовым (объемным) двигателем. Режимы бурения
менялись в широких пределах. Оценивались максимальные амплитуды продольных,
поперечных и крутильных колебаний. Все измерения при бурении укороченным объемным
двигателем позволяют сделать ряд выводов. Во-первых, это то, что фактически полученные
перегрузки значительно ниже ожидаемых. Перегрузки на долоте, работающем в
горизонтальном стволе, меньше, чем перегрузки при бурении наклонно-направленных скважин
ротором или турбобуром. Так как виброграф располагался над шпинделем винтового двигателя
с точкой записи, удаленной от долота на 6-7 м, можно предположить, что перегрузки на самом
долоте значительно выше измеренных. Значения продольных перегрузок при бурении
горизонтальных участков адекватны поперечным перегрузкам, причем спектр колебаний
существенных аномалий не имеет, что объясняется спецификой контакта долота с породой в
ГС. Спектр продольных и поперечных колебаний имеет максимум на частотах 15-26 Гц. Редко
встречаются участки с пиками на более высоких частотах (120 Гц и более), что соответствует
зубцовым колебаниям в породах большой твердости. При бурении ГС с постоянными
режимами средние значения ускорений почти не изменяются в течение длительного времени.
Анализ полученных виброграмм показывает, что корреляционная связь между
отдельными участками и различными скважинами (и для одной и той же скважины) очень
слаба, коэффициент корреляции не превышает 0,4, но низкий уровень продольных и
поперечных ускорений, а также их средние значения (оценка математических ожиданий)
позволяют сделать несколько очень важных для выбора конструкции системы выводов:
- уровень вибрационных перегрузок при бурении горизонтального участка ствола
скважины значительно ниже ожидаемых значений;
- уровень крутильных перегрузок достаточно высок и это обстоятельство обусловливает
дополнительные требования к материалу для изготовления корпусных деталей.
Результаты этих исследований обусловили ряд технических требований к забойным
телеметрическим системам.
Ответственным блоком телеизмерительных систем является источник питания
скважинного прибора. Как правило, для телесистем с каналом связи он не является
передатчиком сигналов в канал. Для электромагнитного канала связи "забой-устье" источник
должен обеспечивать мощность передаваемого сигнала порядка 150 Вт и более [47]. В качестве
такого источника используется автономный турбоагрегат, приводимый во вращение буровым
раствором. На валу автономной турбины размещается ротор с постоянными магнитами. Статор
генератора имеет две обмотки, одна — для обеспечения электрического питания первичных
преобразователей и радиосхем, вторая — для передачи электрических сигналов в канал связи.
62
Для предотвращения попадания промывочной жидкости в электромагнитный генератор
внутренняя полость его заливается кремнийорганической жидкостью, а наличие встроенного
лубрикатора обеспечивает выравнивание давления между скважиной и внутри генератора.
В скважинной аппаратуре, позволяющей вести измерения в статике, наряду с
генератором предусматриваются автономный химический источник (аккумуляторы или
химические сухие источники). Их устойчивая работа может быть только при приваренных или
припаянных электрических и механических соединениях, элементы блока питания должны
быть также защищены от воздействия вибраций.
В автономных приборах, применяемых при спуске на бурильных трубах или
сбрасываемых внутри бурильных труб, энергоемкость источников питания должна быть
достаточной для всего цикла работы. Условия эксплуатации аппаратуры в таких условиях
значительно легче.
Следует заметить, что необходимость размещения скважинной аппаратуры внутри
бурильных труб ограничивает их наружный диаметр, поэтому приходится вытягивать
аппаратуру в длину. Для аппаратуры с большим комплексом первичных преобразователей
(комплексом ГИС) общая длина скважинного прибора достигает 10-20 м. Исполнение такой
компоновки в виде единой жесткой конструкции может привести к поломке аппаратуры при
проходке криволинейного участка наклонно-направленной скважины, поэтому использование
гибкой связи между отдельными модулями является целесообразным, особенно в скважинах,
бурящихся с малым радиусом кривизны (рис. 2.28).
2.4 Наиболее широко применяемые забойные телеметрические системы
2.4.1 Системы для геофизических исследований горизонтальных скважин с проводным
каналом связи
Проводной канал связи с его малым затуханием сигнала по длине линии связи, высокая
пропускная способность по скорости передачи, продолжает привлекать внимание как
зарубежных, так и отечественных разработчиков забойных информационно-измерительных
телеметрических систем. При этом широко используется каротажный кабель, силовые,
встроенные в бурильные трубы отрезки токопровода, питающие забойный электродвигатель
при бурении электробуром, так и их комбинации. Разработчиков не смущал ни повышенный
износ кабеля за счет абразивных воздействий бурового раствора, ни малая надежность
электросоединений между секциями кабеля при высоких давлениях и температурах, т.е. то, что
является наиболее слабым звеном при использовании проводной линии связи «забой-устье».
Разработка систем с проводным каналом связи подкупала возможностью передать большой
объем информации, не нарушая традиционных приемов исследований, и сравнительной
дешевизной.
Система СТЭ
Впервые перечисленные преимущества удалось реализовать в забойной
телеметрической системе типа СТЭ, созданной Харьковским СКТБ ПЭ НПО «Потенциал» и
институтом электромеханики при участии ВНИИБТ. Комплекс измерений включал измерения
зенитного и азимутального углов, положение отклонителя, нагрузку на долото, число оборотов
долота, крутящий момент на валу электродвигателя [35].
Телеметрическая система СТЭ предназначена для контроля пространственного
положения скважины и ориентации отклонителя при бурении наклонно направленных и
вертикальных скважин (рис. 2.32).
Глубинное устройство системы содержит датчик 5 и электронный блок 3,
преобразующий измеряемый параметр в электрический сигнал, передаваемый на поверхность
по токопроводу электробура.
В состав наземного устройства входят присоединительный фильтр 6, встроенный в
станцию управления электробуром 2, питаемым через трансформатор 1, и приемный пульт с
самопишущими и регистрирующими приборами 4.
63
Пределы измерения глубинных параметров для системы СТЭ составляют: угол наклона
0/3 0,026 рад; азимут 0/20,13 рад; угол установки отклонителя 020,13 рад;
номинальное напряжение глубинного устройства 125035 В. Размеры глубинного устройства:
наружный диаметр 0,164 и 0,215 м, рабочая длина 9,465 и 9,473 м.
Пределы измерений глубинных параметров для системы СТЭ-1И составляют: осевая
нагрузка на долото 030030 кН; амплитуда продольных перемещений 02 10-3210-4; частота
продольных перемещений 40600 Гц; номинальное напряжение питания глубинного
устройства 125035 В. Размеры глубинного устройства: наружный диаметр 1,164 м; рабочая
длина 6,000 м.
Место в составе бурового оборудования, а также состав блока датчиков и
принципиальные электрические схемы управления системой приведены на рис. 2.33.
ЗТС типа СТЭ устанавливается над забойным электродвигателем, рассчитана на
рабочее гидростатическое давление 75 МПа и температуру до 100С. Контроль траектории
осуществляется путем непрерывного измерения азимута и зенитного угла при известной
бурильной колонны труб. Соответствующие датчики основаны на использовании естественных
векторов магнитного поля Земли и вектора гравитации. Положение отклонителя может
контролироваться на участках с любым зенитным углом. В системе типа СТЭ используются
традиционные инклинометрические датчики с подвижными рамками и магнитной стрелкой
(бесконтактные поворотные трансформаторы, работающие в режиме двухфазных вращателей).
На поверхности сигналы высокой частоты проходят через присоединительный фильтр (рис.
2.33, поз. 14) и подаются на вход наземного пульта 13, к выходу которого подсоединен
самописец. В целом пульт 13 представляет собой конструктив, на передней панели которого
размещены стрелочные индикаторы «Наклон», «Азимут», «Отклонитель», «Нагрузка», тумблер
включения питания и кнопки проверки калибровки шкал «Контроль 100».
Глубинное измерительное устройство (рис. 2.33, поз.7) состоит из немагнитного
корпуса 15, внутри которого установлен герметичный контейнер 18 с блоком измерения и
преобразования в высокочастотный сигнал данных, передаваемых на поверхность.
Электрические соединение этого блока с токопроводом электробура осуществляется при
помощи специальных герметических разъемов (рис. 2.34), а защита от ударов и вибраций радиальными и осевыми амортизаторами, которые позволяют использовать систему при
вибрационных ускорениях до 100 м/сек2 при частоте 50 Гц.
Таким образом, ЗТС типа СТЭ обеспечивает в реальном масштабе времени:
- постоянный визуальный контроль зенитного угла, азимута и положения отклонителя по
приборам наземного пульта и запись указанных параметров с погрешностью измерений 2,5 3;
- ориентирование отклоняющих устройств с учетом угла закручивания бурильной колонны в
заданном азимуте при зарезке наклонных стволов;
- ориентирование отклонителя по заданному азимуту на линейных участках ствола.
Системы СТЭ широко использовались при наклонно-направленном бурении скважин
электробуром в нефтедобывающих регионах Башкирии, Туркмении и Азербайджана,
большинство из них имело ресурс до 600-800 ч и межремонтный период до 100 часов. Для их
обслуживания на местах были организованы ремонтные базы. Было время, когда на
территории бывшего СССР одновременно функционировало более 90 подобных систем.
Вместе с тем появление новых, более сложных геологических задач потребовало
повышения точности измерений угловых величин. Дальнейшее повышение эффективности
функционирования системы и было осуществлено Харьковским СКТБ ПЭ в рамках
комплексной отраслевой программы «Горизонт».
Повышение надежности было достигнуто путем изменения конструкции как
погружного контейнера 18, так и электронного блока 12, а также изменения подвески
погружного контейнера в несущей трубе и применения современных конструкционных
материалов (титана и др.). Как показала практика, наиболее слабым звеном в конструкции ЗТС
типа СТЭ является узел верхних штифтов и нижнего упора погружного контейнера. Поэтому в
новой конструкции, названной 2СТЭ, полностью изменена система подвески погружного
64
контейнера (верхние штифты разгружены от силовой нагрузки и предназначены для защиты от
поворота контейнера вокруг оси). Усилен низ погружного контейнера и уменьшено число
фиксирующих деталей. Значительно повышена виброзащищенность электронного блока,
который сейчас представляет собой жесткую конструкцию малого веса.
Кроме этого, в ЗТС типа 2 СТЭ полностью изменена электронная схема
инклинометрических датчиков и система передачи информации с забоя. Сейчас измерения
угловых параметров производятся только в глубинной части системы (в СТЭ они проводились
как в глубинной, так и в наземной частях, что приводило к необходимости согласования
пределов измерений и к потере точности). Это позволило снизить требования к наземному
пульту 13, который служит теперь только как преобразователь кодов.
Принцип действия усовершенствованной системы заключается теперь в измерении
величины фазовых сдвигов выходных сигналов датчиков угловых параметров относительно
опорного значения и преобразования величины фазового сдвига в последовательный двоичный
код и передачи этих сигналов в линию связи.
Как в глубинную, так и в наземную части введены схемы усреднения за 16 циклов
измерений. Общее число усреднений параметра - 256 циклов измерений за время 5,6 с., что
позволило повысить достоверность измерений в условиях вибраций и случайных помех в
линии связи. В наземный пульт введен переключатель, что позволяет отражать на индикаторе
зенитного угла значения до 120.
Все перечисленные усовершенствования позволили повысить точность измерений
зенитного угла до 0,5, точность измерения азимута и положения отклонителя до 4 с резким
уменьшением доли случайной составляющей, увеличить межремонтный период до 125 часов,
повысить общий ресурс работы до 1500 часов.
Приведенные данные подтверждены длительными многочасовыми промышленными
испытаниями систем (около 800 часов) на 12 скважинах Уфимского и Туймазинского УБР. К
сожалению, выпуск ЗТС типа 2 СТЭ ограничился 8 опытными образцами и не смог обновить
устаревший парк ЗТС СТЭ, который продолжает эксплуатироваться (в основном в
Башкортостане).
Так как основные объемы бурения в нашей стране осуществляются забойными
гидравлическими двигателями (турбинное бурение, бурение объемными двигателями на основе
системы СТЭ была разработана и налажен серийный выпуск систем СТТ для проводки
наклонно-направленных и горизонтальных скважин, бурящихся забойными гидравлическими
двигателями[18].
Система СТТ1
Система СТТ предназначена для бурения скважин забойными гидравлическими
двигателями. Она на 90% унифицирована с ЗТС типа СТЭ и отличается только тем, что вместо
присоединительного фильтра (рис. 2.35) устанавливается блок питания переменным током
частоты 50 Гц. При применении СТТ коренным образом изменяется технология получения
информации. Эта технология коротко заключается в следующем.
Телеметрическая система СТТ позволяет осуществлять контроль пространственного
положения скважины и ориентации отклонителя при турбинном бурении
наклоннонаправленных и вертикальных скважин. Разработанная Харьковским СКТБПЭ совместно с
ВНИИБТ.
Система состоит из измерительных датчиков 1,2 и глубинного электронного
передающего устройства 3, проводного канала связи сбросового типа 4, специального
кабельного переводника для ввода кабеля канала связи во внутритрубное пространство,
кабельной лебедки и наземного приемно-регистрирующего устройства 6 с блоком питания
глубинного передающего устройства 5. Пределы измерения глубинных параметров системы
СТТ следующие: угол наклона 0/3 0,026 рад, азимут 02 0,13 рад, угол установки
1
Разработана Харьковским СКТБПЭ совместно с ВНИИБТ.
65
отклонения 02 0,13 рад. Номинальное напряжение питания глубинного устройства 368 В,
частота 501 Гц, потребляемая мощность 40 Вт. Размеры: наружный диаметр 0,164 и 0,215 м,
рабочая длина 9,465 и 9,473 м, вес 10000 и 13000 Н.
Телеметрическая система (та же, что и у СТЭ, но с блоком питания вместо фильтра) в
составе «электробуровского» инструмента спускается на забой наклонно-направленной скважины,
при этом трехконтактный (одноконтактный) стержень (поз. 10) снабжен ловушкой 6 для
сбрасываемой муфты 11, которая соединяется со стандартным каротажным кабелем (трехжильным,
одножильным), нагружается специальными свинцовыми грузами и сбрасывается в скважину.
Ловушка направляет маслонаполненную муфту на острие стержня, что и фиксируется на наземном
пульте при условии нормального электрического контакта (каждый 4-й сброс является
неэффективным). После создания проводной линии «забой-устье» каротажный кабель на устье, с
помощью специального устройства (рис. 2.35, поз. а) переводится за стенку последней
наращиваемой бурильной трубы (свечи). Последующие наращивания при углублении забоя ведется
при закреплении кабеля в районе замковых соединений специальными охранными устройствами
(клямцами). Таким образом, при бурении скважин (наклонно-направленных или условногоризонтальных), которые, как правило, бурятся гидравлическими двигателями, появляется
возможность контролировать их проведение (наведение) при помощи системы СТТ.
Отечественные разработки бурильных труб с встроенными токопроводами, связанные с
построением комбинированных каналов связи были выполнены в двух вариантах:
комбинированная проводная линия (КПЛС) и секционированная сбросная проводная линия
(ССПЛС), причем КПЛС предназначена для электроснабжения глубинной части
телеметрической системы и передачи информации от нее на поверхность и представляет собой
сбрасываемый стандартный геофизический кабель в нижней части стыкуемый к измерительной
системе и заканчивающийся закрепленным контактным стержнем, а в верхней части встроенные в трубы (в т.ч. и ведущую трубу) кабельных секций и токоприемника (поз. 12). Ток
нагрузки комбинированной линии связи должен быть не более 1,5 А при максимальном
напряжении 250 В. Токоприемник посредством замковых резьб соединяется с вертлюгом
(вверху) и с ведущей квадратной штангой (внизу).
Средняя наработка на отказ: линии связи - 150 часов, кабельной секции - 170 часов и
токоприемника - 600 часов.
Все перечисленные изделия прошли промышленные ведомственные испытания и
показали высокую эксплуатационную надежность на скважинах Башкортостана, а также в
составе забойной телеметрической системы с проводным каналом связи — КТС-1.
В 1994 году разработчики АО НПФ «Геофизика» провели ведомственные приемочные
испытания кабельной телеметрической системы КТС-1, которая была создана в рамках
отраслевой комплексной программы «Горизонт».
В названной системе было использовано несколько известных (описанных выше)
технических решений: сбросовый кабель, контактные стержни и муфты, технология
организации канала связи, переводник кабеля из колонны в заколонное пространство,
комбинированная связь при помощи КПЛС-140, но основной технической идеей здесь стало
применение вибро-ударозащищенного погружного контейнера, в котором в процессе бурения
находятся измерительные датчики (геофизические зонды). Схематически технология работы с
ЗТС КТС-1 показана на рис. 2.36 а, б. На позиции а показан первый этап реализации
технологии - спуск измерительного прибора (инклинометра, либо другого) 2 на каротажном
кабеле в вибро-ударозащищенный контейнер 1, установленный над шпинделем винтового
двигателя, либо над верхним торцом вала турбобура на специальном амортизаторе 5,
защищающем его от вертикальных вибраций и ударов (от поперечных - его защищают
специальные устройства 3 и 4).
Естественно, что этот этап технологии может быть реализован в интервале, где
зенитный угол не превышает 5, что позволяет спустить прибор и установить его в
фиксированное положение 7 под воздействием силы тяжести (фиксация инклинометра
производится для измерения положения отклонителя). Второй этап - бурение и исследование
интервалов, наклоненных более чем на 55, происходит в следующей последовательности:
66
сначала на верхнюю бурильную трубу наворачивают специальный переводник и переводят
кабель из колонны в заколонное пространство так, как показано на рис. 2.37, б, и затем,
наращивая очередную свечу (однотрубку), продолжают бурение и получение каротажных
данных в реальном времени, при этом кабель за колонной с целью его предохранения крепят к
замковым соединениям специальными кольцевыми поясами-клямцами (на рис. 2.37 не
показана). Второй этап может осуществляться также путем наращивания инструмента по
технологии, показанной на рис. 2.36, поз. б и описанной выше (технология КПЛС).
Лабораторные испытания КТС-1 показали работоспособность системы в условиях
вибраций и ударов, сопровождающих бурение, причем степень гашения вибраций
определялась как отношение величин сигналов, полученных от вибродатчиков, закрепленных
непосредственно на столе виброустановки и на приборе в контейнере, причем
пятнадцатикратное гашение вибраций наблюдалось при частоте 50 Гц, а при частоте 10 Гц двухкратное.
Система типа «Горизонталь»
Технико-технологические системы типа «Горизонталь» в зависимости от решаемых
задач геофизических исследований горизонтальных нефтяных и газовых скважин: для
проводки скважины; ее геолого-геофизического документирования в процессе бурения
(промежуточные каротажи) или после завершения бурения (окончательный каротаж); оценки
емкостно-фильтрационных и подсчетных параметров продуктивных пластов; заканчивания и
опытной эксплуатации; контроля режима работы в режиме эксплуатации имеют некоторые
особенности по комплексу измерительных датчиков, составу оборудования и технологии
проведения работ (см. приложение).
- «Горизонталь-1», «Горизонталь-3», «Горизонталь-4» - для проведения серийной аппаратурой в
горизонтальных скважинах большого и среднего радиуса, пробуренных с помощью
гидравлических забойных двигателей;
- «Горизонталь-2» - пробуренных с помощью электробуров;
- «Горизонталь-5» - предназначена для исследований горизонтальных скважин на этапе
освоения и эксплуатации;
- «Горизонталь-6» - разработана для геофизических исследований горизонтальных скважин
малого радиуса серийной аппаратурой ИК и БК в «гибком» варианте.
Из рис. 2.37 видно, что для исследований в бурящихся скважинах обязательным
является специальный переводник для перевода геофизического кабеля из затрубного
пространства внутрь бурильных труб, к которому присоединяются скважинные приборы.
Примеры геофизических исследований горизонтальных скважин приведены на рис 2.38.
Включение в комплекс электрических методов требует оборудование исследуемого
интервала скважины радиопрозрачными стеклопластиковыми или полиэтиленовыми трубами,
составляющими часть спускаемой колонны [4].
Для лучшего прохождения скважинных приборов применяют утяжелители в виде
толстостенных труб в верхней части или гибких тонкостенных труб, в которые скважинные
приборы проталкиваются давлением промывочной жидкости.
Интересное техническое решение предложено в АО «Татнефтегеофизика»
(А.Г. Корженевский и др.), заключающееся в использовании для проталкивания в
горизонтальную часть скважины геофизических приборов, укрепленных и электрически
соединенных с силовым кабелем (рис. 2.39).
2.4.3 Системы для геофизических исследований горизонтальных скважин с
электромагнитным каналом связи
Попытки отечественных разработчиков создать комплексную информационную систему с
гальваническим (электромагнитным) каналом связи были начаты в 1964 году, когда был создан
экспериментальный образец трехпараметровой аппаратуры (осевая нагрузка, частота вращения
породоразрушающего инструмента и кажущееся удельное электрические сопротивление горных
пород) БЭТА-1 [47]. Позже (1969 г.) на основе принципиальных решений аппаратуры БЭТА-1 была
67
разработана система КУБ-1, предназначенная для проведения электрического каротажа в процессе
турбинного бурения (КС + ПС). В 1976 году а Удмуртии была испытана система люминесцентного
каротажа (О.К. Ливицкий). Испытание перечисленных экспериментальных образцов (попыток
выпустить серию подобных систем не предпринималось) показали перспективность использования
электромагнитного канала связи и поставили ряд новых задач по расширению комплекса
исследований, а главное, по обеспечению стабильности и надежности работы всех компонентов
системы по их защите от ударов и вибраций, увеличению дальности действия канала и пр.
Впервые были получены временные зависимости данных электрического каротажа в
процессе бурения и после бурения, показавшие возможность получения информации о
проницаемых пластах (рис. 2.40). Было показано, что при вскрытии пласта в процессе бурения
протекают интенсивные электрохимические процессы, кривая ПС достигает размаха до 0,5-0,76,
при измерениях после бурения интервала (при вторичном спуске при прокачке бурового раствора) и
спустя несколько суток становится сопоставимой по амплитуде и конфигурации с кривой ПС,
полученной аппаратурой на каротажном кабеле (рис. 2.41) [47, 48].
За последнее десятилетие появилось несколько новых технических предложений, в
которых реализуются дополнительные возможности электромагнитного канала связи. В
основном эти предложения [47, 50, 75] использованы в отечественных забойных
телеметрических системах ЗИС-4, «Забой” и их модификациях, разработанных во ВНИИГИС, а
позднее различными отделившимися от ВНИИГИС компаниями (НПНК «Эхо», ТОО
«Ноябрьсксервис»). Заметим, что все эти модификации весьма незначительно отличаются друг
от друга, и их устройство и функционирование могут быть объяснены на примере их
«прародителя» - телеметрической системы ЗИС-4, разработанной ВНИИГИС в середине 80-х
годов. Датчики угловых величин к этой системе были разработаны совместно с Уфимским
авиационным институтом [47].
Система ЗИС-4 и ее развитие
Забойная инклинометрическая система ЗИС-4 предназначена для оперативного
управления проводкой наклонно-направленных и горизонтальных скважин при турбинном бурении, а
также проведение пилот-скважин при прокладке трубопроводов под водными преградами и
призабойными зонами морей.
Прием и обработка информации при работе системы может вестись как с помощью
специализированного наземного пульта, так и на IBM PC, что гарантирует качество и
надежность приема и обработки скважинной информации и предоставляет максимум удобств
технологу.
Работа системы не мешает технологическим операциям на буровой. Измерения
проводятся непрерывно и без остановки бурения. Статистическая обработка сигналов снижает
погрешности, вызванные колебаниями колонны, по азимуту до 2, по зенитному углу до
0,5.
Обеспечивается высокая надежность: при качественном изготовлении и обслуживании
возможно бурение одним комплектом всего горизонтального участка. Достигнутое время
работы в скважине без промежуточной профилактики - 240 часов.
Техническая характеристика.
Диапазон измерений, град
зенитного угла
0-13030
азимута
0-3602
угла установки отклонителя
0-3602
Максимальная рабочая температура, С
80
Максимальное рабочее давление, МПа
60
Дальность действия канала связи в разрезах
с удельным сопротивлением р > 20 Омм, м
5000
Минимальный расход промывочной жидкости,
при котором сохраняется работоспособность системы, л/с
15.
Особенности и преимущества:
68
- возможность ориентировать отклонители в вертикальных участках ствола скважин;
- возможность обеспечить заданную траекторию скважины, не прекращая процесса бурения
при использовании беспроводного канала связи;
- контроль за работой забойного двигателя путем измерения частоты вращения его вала;
- минимальные затраты времени на буровой;
- непрерывное измерение и регистрация инклинометрических параметров.
На рис. 2.42 показана функциональная схема системы ЗИС-4.
В своем составе ЗИС-4 [75] имеет скважинный прибор, рассчитанный на работу в
составе бурильной колонны, и наземное устройство для приема и выделения полезного сигнала
с последующим его преобразованием и регистрацией. Дальность действия системы считается
равной 5000 м, однако на практике устойчивый и регистрируемый сигнал был получен с
глубин до 3000 м. Диапазон измерения зенитного угла 0-60 с погрешностью 30 (для
горизонтальных скважин диапазон датчика был увеличен до 110), диапазон измерения
азимута и положения отклонителя 0-360, погрешность 2.
Скважинная часть забойной системы ЗИС-4 состоит из немагнитного корпусапереводника, имеющего на обоих концах стандартные резьбы бурового инструмента. Как
правило, это 6-10 метровая труба из сплава Д16Т (ЛБТ), либо из титана марки ВТ-4 или сплава
12Х18Т, в которой размещены генератор переменного тока 4 [18] на постоянных магнитах,
приводимый во вращение гидротурбиной 14, и аппаратурный контейнер 3, внутри которого
размещены инклинометрические датчики 5, блок управления процессом записи 6, устройство
управления коммутацией канала связи 7, состоящее из канальных счетчиков 8, коммутатора
считывания 9 и формирователя импульсов считывания 11. Там же размещены коммутатор
канала связи 10, устройство управления работой системы 12 и источник питания 13. Для
электрического разобщения глубинного прибора и колонны труб, необходимого для ввода
сигналов передачи в канал связи, предусмотрена изолирующая вставка 1 из стеклопластика,
пропитанного эпоксидной смолой.
Система работает следующим образом.
В процессе бурения поток промывочной жидкости приводит в движение ротор
генератора 4, дающий переменный электрический ток (с частотой вращения турбины). Через
некоторое время, необходимое для разгона генератора и ориентирования инклинометрических
датчиков, устройство управления 12 подключает к прибору источник питания 13.
Одновременно с включением прибора с устройства 12 в блок 6 поступает сигнал начала
измерений, который производит начальную установку канальных счетчиков 8, а затем
цифровую регистрацию в них данных измерений, выполненных датчиками 5. После
завершения цикла измерений и заполнения счетчиков устройства 12 по сигналу, поступающему
с блока 6, подключает к счетчикам коммутатор считывания 9, который последовательно
дозаполняет счетчики (начиная с первoго) импульсами, сформированными в блоке 11 из
сигналов генератора переменного тока 4. В начале дозаполнения любого счетчика открывается
коммутатор канала связи 10 и сигналы генератора вводятся в канал связи до момента
переполнения счетчика, определяемого значением соответствующего пар, импульсом
переполнения закрывается коммутатор канала связи, и коммутатор через заданный промежуток
времени считывает информацию с последующих датчиков.
После переполнения последнего счетчика и завершения цикла считывания и передачи
информации через время 2 вырабатывается сигнал начала нового цикла измерений и
передачи. При этом число периодов сигнала передачи в каждом канале измерений и передачи
пропорционально измеряемым параметрам nI = f(a), n2 = f(0), a n3 = f. Разделение параметров
достигается различием пауз в канале передачи t2 > t1. В данной системе с цифровой передачей
информации сигнал вводится в канал связи только при нулевых значениях фазы, чем
исключаются переходные процессы и упрощается схема выделения и считывания сигнала.
Передача информации занимает 1,5-2 мин. и повторяется через каждые 5 мин. В качестве
источника питания могут быть использованы как химические элементы, так и специальные
генераторы или выпрямленное напряжение генератора 4.
69
Названными выше системами можно и ограничить круг разработанных и используемых
на территории России, причем самый большой объем выполняется аппаратурой ЗИС-4 (более
60 объектов с горизонтальными стволами в Башкирии, Удмуртии и Татарии в 1993-96 гг.).
Примерно столько же объектов с горизонтальными стволами проведено системой ЗИС-4 в
Западно-Сибирском регионе приборами, изготовленными ИПФ «Сибнефтеавтоматика» (г.
Тюмень) на заводе “Электрон”. Пример проводки горизонтальной скважины системой ЗИС-4
приведен на рис. 2.43.
Дальнейшим развитием системы ЗИС-4 является система ЗИС-4м, серийно
выпускаемая ИПФ «Сибнефтеавтоматика».
По сравнению с системой ЗИС-4 в ней используется модернизированный повышенной
мощности (до 400 Вт) генератор. Связь с турбиной осуществляется через магнитную муфту,
что исключает использование заполняемого маслом компенсатора - лубрикатора.
В качестве первичных преобразователей применены жестко закрепленные
ортогонально расположенные акселерометры Ах, Ау и Аz и феррозонды Fx, Fy и Fz Полностью
изменена электрическая схема забойного блока.
Управление работой забойного блока осуществляется процессором по предварительно
записанной в нем программе. Передача в канал осуществлется двоичным униполярным кодом
«Манчестер-2» в диапазоне частот 2-6 Гц, что позволило в 3,5 раза уменьшить затухание
канала связи «забой - устье».
Расширенный комплекс измеряемых и передаваемых на поверхность параметров Ах, Ау,
Аz, Fх, Fу, Fz, Т и ток излучения Iи позволил обеспечить высокую точность измерений.
Увеличена чувствительность приемной аппаратуры, а применение обработки сигнала в
бортовом компьютере обеспечили надежность приема сигналов с забоя системой ЗИС-4м в
условиях геологических разрезов Западной Сибири.
В настоящее время ИПФ «Сибнефтеавтоматика» совместно с Санкт-Петербургским
горным институтом и ЗАО «Петровское» разрабатывает систему МАК-1 с расширенными
возможностями системы. Наряду с инклинометрическими параметрами, излучаемым забойным
передатчиком током в нагрузке и температурой производится измерение технологических
параметров (частота вращения забойного двигателя, буримость горных пород и т.д.).
В таблице 2.15 приведены технические характеристики забойных телесистем с
электромагнитным каналом связи типа МАК для проводки горизонтальных нефтегазовых
скважин.
70
Таблица 2.15
Технические характеристики забойных телесистем типа МАК для проводки горизонтальных
нефтегазовых скважин
№ Область применения и
Название системы
№
технические характеристики
МАК-170
МАК-114
МАК-59
п/п
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
Бурение
и
геофизические
исследования скважин ННС,ГС,
РГС
Измеряемые параметры
ННС, ГС
ННС, ГС, РГС
- инклинометрические
Z (0-1800.25)
W (0-360 0.25)
A (0-360 0.5)
Z (0-180 0.1)
W (0-3600.1)
A (0-3600.25)
Z (0-1800.1)
W (0-3600.1)
A (0-3600.25)
-технологические
N, Бур, Q, t
N, Бур, Q, t
N, Бур, Q, t
-геофизические
КС, ВК(АК), ГК
Скорость передачи, бит/с
4-12
Дальность канала, км
5.0
Мощность
забойного
600
передатчика, Вт
Диапазон передаваемых частот,
2-6
Гц
Чувствительность
приемника,
1.0
мкВ
85/80
Термобаростойкость, С/МПа
Обратный канал
есть
Возможность
измерений
в
есть
статике
Ресурс работы, час
500
РГС
КС, ВК(АК), ГК КС, ПС, ВК(АК),ГК
2-12
4-20
5.0 и более
5.0 и более
300
200
2-6
2-10
0.6
0.6
100/100
есть
есть
120/100
есть
есть
1000
1000
Информационно-измерительная система «Забой» предназначена для непрерывного
измерения геотехнологических параметров в процессе бурения нефтяных и газовых скважин
методами ГК, БК, инклинометрии, виброкаротажа, измерения осевой нагрузки и частоты
вращения вала турбобура. Начато внедрение системы. Схемотехника на процессорах, наземная
обработка на Note-book, комплекс геофизических, технологических и инклинометрических
измеряемых параметров дают хорошие возможности для точной проводки горизонтальных
скважин в тонких (3 м) пластах, предварительного каротажа, оптимизации бурения, повышают
скорость и дальность передачи. Имеется дистанционное управление схемной программы
функционирования скважинного прибора телесистемы. Вся информация дублируется в памяти
скважинного прибора.
Техническая характеристика.
Диапазон измерений, град
зенитного угла
0-90
азимута
0-360
визирного угла
0-360
частоты вращения вала турбобура, об/мин
10-1500
осевой нагрузки на долото, кН
50-500
Удельного сопротивления пород, Омм
0,5-5000.
Естественно радиоактивности, мкР/час
1-200
Уровня вибраций бурового инструмента, м/с
5-50
Габаритные размеры скважинного прибора:
71
диаметр, мм
длина, м
Масса, кг
170
24
1000
Особенности и преимущества:
- сокращает время бурения скважин;
- повышает качество проводки;
- обеспечивает возможность проведения исследования пластов в условиях неискаженных
влиянием промывочной жидкости;
- позволяет управлять траекторией бурения наклонно-направленных скважин;
- оптимизирует процесс бурения по информации о режимах бурения;
- измеряет параметры свежевскрытых пластов и уменьшает, а в некоторых случаях исключает
геофизические исследования на кабеле.
Система MWD ЗТС-1УГ с беспроводным электромагнитным каналом связи
предназначена для инклинометрических и геотехнологических измерений в процессе бурения
боковых стволов с радиусом кривизны 10-12 м из нефтяных и газовых скважин.
Техническая характеристика.
Диапазон измерений, град
зенитного угла
0-1800,1
азимута
0-3601
визирный угол
0-3600,1
Потенциал собственной поляризации (ПС), В
0,5
Кажущееся уд.сопротивление пород (КС), Омм
0-500
Естественная радиоактивность (ГК), мкР/час
0-100
Уровень вибрации (ВК), м/с2
0-100
Габаритные размеры скважинного прибора:
диаметр, мм
54
длина модулей, мм
1300
Масса, кг
50
Особенности и преимущества:
- сокращает время бурения скважин;
- повышает качество проводки;
- обеспечивает возможность проведения исследований пластов в условиях, неискаженных
влиянием промывочной жидкости;
- позволяет управлять траекторией бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин
с радиусом кривизны до 12-15 м;
- уменьшает, а в некоторых случаях исключает геофизические исследования на кабеле;
- обладает возможностью измерения в статике.
72
З. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И РАЗВЕТВЛЕННО-ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
На сегодняшний день единственными способами уверенной оперативной
корректировки траектории стволов ГС является применение специальных комплексов геологотехнологических исследований (ГТИ) в процессе бурения горизонтальных скважин.
3.1.Особенности проведения геолого-технологических исследований в
процессе бурения горизонтальных и разветвленно-горизонтальных
скважин
Основными особенностями проведения ГТИ горизонтальных скважин являются
следующие:
1. Изменение приоритетов решения задач ГТИ в сторону тех методов и приемов,
которые позволяют оперативно корректировать траекторию ствола горизонтальной скважины.
2. В связи с необходимостью решения группы задач по пункту 1 в оперативном режиме
для их успешного решения необходимо применение современных бортовых вычислительных
средств и соответствующего программно-методического обеспечения.
3. Среди методов и приемов ГТИ ГС предпочтение должно быть отдано методам и
приемам, информация от которых достигает наземных приемников информации в кратчайшее
время, что позволяет поднять оперативность принимаемых решений. Примеров применения
ГТИ при бурении ГС в отечественной практике не очень много, однако, попытаемся показать
их особенности и возможности на практическом материале.
В 1992 г. детальные геолого-технологические исследования были проведены научнопроизводственной фирмой (НПФ) «ГЕОФИЗИКА» (Бывший институт ВНИИНПГ, г. Уфа) при
бурении двух горизонтальных скважин №4491 и №4493 на Татышлинской площади в
Башкирии. Материалы ГТИ по этим скважинам и описание результатов были любезно
предоставлены Муравьевым П.П. (НПФ «Геофизика»).
ГТИ проводились в интервале 1310-1758 м (рис. 3.1, скв.№ 4491) и в интервале 10091815,4 м (рис. 3.2, скв. №4493) с интервалом исследования горизонтальных участков 591 и 295
м соответственно. Продуктивный нефтеносный пласт приурочен к верхней части турнейского
яруса и представлен нефтегазонасыщенными известняками толщиной 30-50 м. Преобладающий
тип коллектора — трещинно-поровый. Продуктивный пласт перекрывается угленосной толщей
(от 40 до 120 м), представленной переслаиванием аргиллитов, песчаников и алевролитов.
Проектами на строительство скважин предусматривалось бурение горизонтальных
участков стволов длиной 300 м с общим отходом от вертикали на 600 м. Спуск технической
колонны предусматривался после прохождения угленосною, толщи и вскрытия кровли
продуктивного пласта.
ВНБК предусматривались калибраторы, центраторы, телесистема СТЗ-185 и УБТ. При
бурении под кондуктор (0-250 м) предусматривалось использование бурового раствора
плотностью 1,16-l,18 г/см3 условной вязкостью 30-35 с и водоотдачей 10 см3/мин.
При бурении под техническую колонну (250-1426 м ) предполагалось использование
технической воды с последующей добавкой бентонита, химобработкой ПАА и КМЦ с
плотностью 1,20,02 г/см3.
Горизонтальный участок продуктивного пласта предусматривалось вскрывать на
растворе с плотностью 1,08-1,1 г/см3 и водоотдачей не более 6 см3/мин.
Прорывка при бурении под кондуктор и техническую колонну -двумя насосами У8-6М
с давлением 125 кгс/см2 и расходом 45 л/с. При бурении горизонтального участка скважины
расход раствора -24-26 л/с при давлении 190 кгс/см2.
При проведения ГТИ проводились следующие виды исследований: газовый каротаж с
использованием хроматографа ХГ-1Г, механический каротаж, отбор проб шлама через 1 м
проходки и детальный его анализ, периодическое измерение параметров бурового раствора (уд.
вес, вязкость, водоотдача), объем бурового раствора в приемных емкостях, давление сурового
раствора на входе, вес бурильной колонны на крюке. Оперативные геологические
73
исследования проводились в интервалах; 1310-1758 м (скв. № 4491) и 1010-1815 м (скв.№
4493). Для проведения исследований использовался обязательный комплект геологических
приборов: реакционные сита, бинокулярный микроскоп МБС-9, люминоскоп, кальциметр.
Плотномер, весы торсионные. Для выделения границы подошва окского надгоризонта - кровля
тульского горизонта проводился анализ проб шлама на ЗПР-спектрометре. Момент вскрытия
карбонатов тульского горизонта отмечался резким (в 5-10 раз) повышением в образцах пород
концентрации ионов двухвалентного марганца.
Размер частиц шлама основной породы при разбуривании пород окского горизонта и
тульского горизонта составлял 2-5 мм. Для исследования отбирался шлам с размерами частиц
3,0 мм. Анализ шлама проводился по методикам, изложенным в РД 39-0147716-102-87
«Геолого-технологические исследования в процессе бурения».
Определение момента вскрытия терригенной толщи угленосной свиты фиксировалось
по возрастанию суммарного газосодержания с 0,5% до 1,0%, изменений относительного
состава газа (содержание метана возросло в 5-7 раз), увеличение скорости проходки,
уменьшению плотности пород и изменением литологического состава пород.
При определении кровли тульского горизонта и угленосной свиты обнаружилось
несовпадение прогнозных (по геолого-технологическому наряду) и фактических отметок.
Фактические отметки на 50-60 м оказались выше прогнозных. Своевременное выделение
стратиграфических границ позволило внести коррективы в проектную траекторию и
технологию проводки скважины.
Онтологическое расчленение пород, угленосной свиты было затруднено ввиду частого
переслаивания аргиллита, алевролита и прослоев песчаника. При разбуривании угленосной
свиты наблюдался выход шлама различного размера и состава. Прослои песчаника отмечались
появлением в пробах шлама небольшого количества (до 10%) шламинок песчаника. В шламе
преобладал аргиллит, что было обусловлено его обваливанием со стенок скважины. В
интервале угленосная свита - кровля турнея осуществлялся наибольший набор кривизны ствола
скважины.
Момент входа в карбонатные породы кровли турне некого яруса отмечался сменой
литологического и минерального состава пород (наличие в пробах шлама известняка, резкое
возрастание карбонатности и резкое падение механической скорости проходки).
Проведение геолого-технологических исследований в отложениях турнейского яруса с
получением достоверной информации представляло наиболее сложную проблему. Это было
вызвано трудностью решаемой задачи (проводка ствола скважины в пределах продуктивной
части коллектора). Коллектор, приуроченный к известнякам турнейского яруса,
характеризуется одинаковым литологическим составом по вертикали с незначительным
различием в минеральном составе. По размеру коллектора встречаются пропластки более
уплотненных пород с ухудшенными коллекторскими свойствами. В кровле и подошве
коллектора находятся прослои крепких, частично окремненных известняков. Преобладающий
тип коллектора - трещинно-поровый. Анализ результатов ГТИ при разбуривании турнейских
отложений показал, что наиболее информативными в этом интервале являются данные
газового каротажа и ЗПР-спектроскопии. Вскрытие продуктивной части коллектора
сопровождается резким изменением относительного состава газа. Так, содержание метана
увеличивается с 5-10% до 40-60% (рис.3.1). Резко меняется характер ЭПР-спектров пород и
возрастает концентрация ионов Мn (рис. 3.2). По технологическим параметрам (механическая
скорость бурения и нагрузка на долото) проводить контроль за положением долота в пласте не
представляется возможным ввиду их низкой информативности.
Для проводки ствола скважины на горизонтальном участке в продуктивной части
коллектора наиболее интересные результаты получены с использованием метода ЗПРспектроскопии горных пород по шламу, из полученных ЭПР-спектров пород различных
интервалов коллектора видно, что характер ЭПР-спектра пород кровли коллектора резко
отличается от ЭПР-спектра пород, залегающих ниже. ЗПР-спектры пород кровли коллектора
характеризуются несимметричностью спектра относительно горизонтальной оси и его
смешением от нулевой линии, что вызвано специфическими условиями осадконакопления и
74
наличием в породе примесей окислов железа и кремния. Данные ЛБА шлама и керна показали,
что люминесценция пород окского надгоризонта и тульского горизонта составляет 2-3 балла,
цвет вытяжки - беловато-желтый. Тип битума - МБА. В терригенной части разреза
интенсивность люминесценции также 2-3 балла Цвет вытяжки от беловато-желтого до светлокоричневого. Тип битума -МБА и МСБА. В продуктивных отложениях интенсивность
люминесценции повышается до 4 баллов. Цвет вытяжки - преимущественно желтый. Тип битума - МСБА.
Измерение технологических параметров: веса инструмента на крюке, давление
бурового раствора, механическая скорость бурения, объема бурового раствора в приемном
амбаре производилось, главным образом, с целью своевременной выдачи рекомендаций о
подъеме инструмента в связи с износом долота. Анализ информативности данных параметров
показал, что наиболее информативным является механическая скорость бурения при
выделении терригенных угленосных отложений и определении момента вскрытия кровли
продуктивного пласта. При проводке горизонтальных участков скважин информативность
механического каротажа резко падает.
Анализ полученных результатов ГТИ при проводке скв. №4491, 4493 Татышлинской
площади показывает достаточно высокую эффективность геолого-технологических
исследований. Постоянный оперативный геологический контроль позволил своевременно
выявить несоответствие проектного разреза (ГТН) фактическому и внести соответствующие
коррективы в траекторию и технологию проводки скважины. Несоответствие выражалось в
несовпадении прогнозных и фактических отметок кровли угленосной свиты и кровли
продуктивного пласта. Фактические отметки на 50-60 м оказались выше прогнозных.
Обе скважины были пробурены до проектных отметок без аварий и осложнений.
Горизонтальный участок в скв. №4491 был в средней части продуктивного пласта, о в скв.
№4493 - в верхней части ближе к кровле. Геологическое задание по скв. №4491 и №4493 было
выполнено.
Результаты ОМП, выполненные на скважинах, показали, что наиболее
информативными из методов ГТ1Л являются методы анализа шлама и газовый каротаж. При
отборе и анализе шлама квалифицированными специалистами гарантировано получение
ценной оперативной геологической информации. Интервал отбора проб шлама не должен
превышать 3-5 м, а при вскрытии продуктивного пласта - 1-2 м.
Газовый каротаж позволяет уверенно отмечать момент вскрытия кровли коллектора и в
комплексе ее шламокоротажом контролировать положение долота при прохождении
горизонтального участка.
Для эффективного применения методов ГТН при бурении полого-наклонных и
горизонтальных скважин в различных геолого-технических условиях необходимо разработать
технологию проведения геолого-технологических исследовании на основе проведения
специальных научно-исследовательских работ и промысловых испытания.
Технология должна включать в себя принципиально новые методики проведения
газового каротажа, оперативного исследования шлама, керна, бурового раствора с
использованием новейшей аппаратуры с автоматической обработкой информации.
Технология должна предусматривать контроль по данным ГТИ процесса испытания
пластов и проведения ГИС, а также методы предупреждения осложнений и аварий
применительно к горизонтальным скважинам.
Если в карбонатном разрезе горизонтальная часть ствола скважины плохо расчленяется
по механическому каротажу и для повышения эффективности расчленения тpeбvютcя иные
подходы, например, непрерывное вычисление комплексных параметров буримости, физикомеханических свойств горных пород и т.п., то в терригенном разрезе Западной Сибири
горизонтальная часть ствола хорошо расчленяется по данным детального механического
каротажа (ДМК).
Наибольший интерес при исследовании ГС представляют новые методы ГТИ, в
частности, методы раннего обнаружения газопроявлений.
75
Во ВНИГИК НПГП «ГЕРС» совместно с ЦГЭ создан прибор раннего обнаружения и
локализации объектов газопроявлений - «ПРОЛОГ» [77], опробование которого показало, что
выходная информация «ПРОЛОГ» привязана к долоту, а скорость передачи информации около
1000 м/с позволяет резко сократить время от получения информации до принятия решения о
корректировке траектории ствола ГС по сравнению с данными газового каротажа (рис.3.3 ).
Если ствол ГС проходит по нефтенасыщенной части пласта, сигнал от «ПРОЛОГ»,
характеризующий наличие газа, должен держаться на довольно высоком уровне, его снижение
будет отражать факт прекращения поступления нефтегазовой смеси в ствол скважины, что
связано с выходом долота из нефтенасыщенной части пласта (вход в плотный пропласток, уход
ниже ВНК и т.п.).
За рубежом в 1991 г. фирмой «Анадрилл Шлюмберже» опубликованы результаты
испытаний метода раннего обнаружения газопроявлении под названием «КИКАЛЕРТ» [107],
физические принципы работы которого мало отличаются от работы прибора ПРОЛОГ.
На рис. 3.4 показана принципиальная схема реализации метода КИКАЛЕРТ, на
рис.3.5 — сравнение трех различных методов раннего обнаружения газопроявлений и пример
диаграммы КИКАЛЕРТ по одной из скважин Мексиканского залива [107].
Известно применение газового каротажа в составе комплексных систем ГТИ фирмы
«Геосервис» для слежения за бурением горизонтальной части ствола [103]. Значительно более
надежные результаты дает применение акустической аппаратуры для определения объемной
газонасыщенности промывочной жидкости, но входе в скважину и на выходе из нее,
разработанной Харьковским авиационным институтом по техническому заданию ВНИГИК
[82]. Данная аппаратура позволяет производить количественное определение остаточной
газонасыщенности флюида пласта [38], что в ряде случаев позволяет однозначно определить
продуктивность разреза. На рис. 3.6 показан пример выделения продуктивных интервалов с
помощью акустической аппаратуры определения объемной газонасыщенности ПЖ [82], из
которого видно четкое выделение продуктивных интервалов в сопоставлении с механической
скоростью и данными ГИС.
Очень ценную информацию при бурении ГС может дать виброакустический каротаж,
проводимый с помощью аппаратуры ИРД [37, 42]. При скорости распространения
виброакустического сигнала по телу бурильной трубы около 5000 м/с этот метод фиксирует
мгновенные изменения свойств горных пород под долотом, поэтому виброакустический
каротаж (ВАК) может стать одним из основных в комплексе ГТИ при выявлении
неоднородностей и корректировке траектории ствола ГС при ее выходе за пределы
продуктивной зоны пласта.
На рис. 3.7 показаны примеры выделения коллекторов и литологического расчленения
разреза по механической скорости бурения и параметрам ВАК, а также номограмма для
выделения пластов-коллекторов по ВАК. Из данного примера следует, что в терригенном
разрезе результаты ВАК могут расчленять разрез в реальном времени (с помощью бортовых
вычислительных средств) не хуже данных стандартного каротажа и, следовательно, должны
быть включены в основной комплекс методов ГТИ, рекомендуемый для исследования
горизонтальных скважин.
Дополнительно следует отметить и тот факт, что данные ВАК являются основой для
определения целого ряда петрофизически обоснованных параметров [38], что иллюстрируется
примером, показанном на рис. 3.6.
В целом же возможности ГТИ при исследовании горизонтальных скважин могут быть
реализованы в полной море применением комплексных систем для исследования и контроля
процесса бурения горизонтальных скважин на всех этапах их строительства, таких как
комплексная система фирмы «Анадрилл флюмберже» [35] или комплексная система СГТ-К
«Разрез-2», выпускаемая ЗАО НПК «Геоэлектроника сервис» [74].
76
3.2.Применяемый комплекс исследований
Параметры обязательного комплекса ГТИ показаны в табл. 3.1. При роторном бурении
в обязательный комплекс вводятся параметры: обороты ротора и момент на роторе через
мощность (ток) приводного электродвигателя ротора.
Для общения всех задач, возникающих при бурении ГС и РГС, датчиков, входящих в
обязательный комплекс ГТ1И, в целом ряде случаев может оказаться недостаточно. В этом
случае производится доукомплектация станции дополнительными датчиками, перечисленными
в табл. 3.2 «Параметры дополнительного комплекса ГТИ».
В частности весьма желательно в качестве таких дополнительных датчиков иметь
«ПРОЛОГ» (позиция 2), интегральные значения параметров вибрации через электромагнитную
катушку (позиция 25) или трехкомпонентную аппаратуру виброакустического каротажа
(позиция 1), рН-и-еН-метры (позиции 16-17), определитель количества нефти в ПЖ ИКметодом (позиция 24) и т.д.
Для решения геологических задач по шламу (керну) необходимо иметь геологический
комплекс ГТИ, параметры которого перечислены в табл. 3.3.
Характеристики параметров, получаемых непосредственно от датчиков и производных
параметров реального времени, вычисляемых в станции ГТИ СГТ-К «Разрез-2»,указаны в табл.
3.4.
77
3.3.Современные
компьютеризированные
станции
геолого-
технологических исследований
Основные требования, предъявляемые к современным компьютеризированным
станциям ГТИ, заключаются в следующем:
- наличие первичных преобразователей информации (датчиков), в количестве,
необходимом и достаточном для решения всех прикладных задач, связанных с проводкой ГС;
- наличие сетевой системы компьютеров нижнего и верхнего уровня (а также
выносных), обеспечивающей взаимодействие оператора станции ГТИ с операторомбурильщиком, руководителем буровых работ (супервайзером) на буровой, а в случае
необходимости и с верхним уровнем управления буровыми работами;
- наличие технико-методических и программных средств для реализации технологии
непрерывного литолого-стратиграфического и геохимического контроля положения скважины
в разрезе, позволяющей с достаточной степенью точности определять положение забоя
относительно кровли и подошвы пласта-коллектора, выделять в ном зоны замещения и т.п.;
- наличие расширения функциональных возможностей станции без какого-либо
изменения ее конфигурации (только за счет подключения дополнительных датчиков),
например проведение контроля за цементированием обсадных колонн, притом сигналов и
выдача обработанной информации от забойных телеметрических систем и т.п.;
- создание комфортных условий роботы обслуживающего персонала станции
(операторов) и компьютерного оборудования.
Из современных отечественных станций ГТИ, вышеперечисленным условиям
наилучшим образом отвечает компьютеризированная станция ГТИ СГТ-К «Разрез-2»,
разработанная в ОАО НПЦ «Тверьгеофизика» и ЗАО НПК «Геоэлектроника сервис» (г.Тверь) и
выпускаемая опытным производством ЗАО НПК «Геоэлектроника сервис» [43].
На рис. 3.9 показана схема информационного обмена станции СГТ-К «Разрез-2(3)», а
особенности ее построения, технология проведения работ и получаемые результаты достаточно
полно освещены в недавно вышедшей монографии [43].
Большие возможности по решению геолого-геохимических задач, возникающих при
проводке ГС, открывает применение в станциях СГТ-К «Разрез-2(3)» экспрессных полевых
масс-спектрометров, с помощью которых в непрерывном режиме газового каротажа
определяется до 15-16 углеводородных (с изомерами) и неуглеводородных компонент газа из
газовоздушной смеси, извлекаемой дегазатором промывочной жидкости, что позволяет
совершенно иначе подходить к вопросам определения характера насыщения пластаколлектора, выделения зон замещения и системы флюидонасыщения в пласте-коллекторе,
вскрываемом ГС и т.д.
На рис. 3.10 показан пример использования данных масс-спектрометрии для решения
конкретных задач при проводке ГС на Федоровском месторождении (вместе с другими
данными, полученными станцией ГТИ), в частности для выделения продуктивных интервалов
во вскрытом ГС пласте-коллекторе.
3.4.Расширение
функций
геолого-технологических
исследований
при
сопровождении
строительства
горизонтальных
и
разветвленногоризонтальных скважин
Функции службы ГТИ при сопровождении строительства ГС и РГС по согласованию с
Заказчиком могут быть расширены в части проведения работ, логически вытекающих из
потребностей, наличия отработанных технологий и возможностей компьютеризированных
станций ГТИ. Подобное расширение функций в первую очередь касается:
контроля процесса цементирования обсадных колонн;
определения траекторных параметров» ГС с помощью сбросовых инклинометров с
памятью в процессе подъема бурового инструмента;
проведения ГИС в ГС системами, спускаемыми в скважину на буровом инструменте;
78
проведения работ с заборными телеметрическими системами в процессе бурения
(MWD и LWD-системами).
При подобных расширениях функции станции ГТ'И она становится инженерным
центром информационного обеспечения строительства ГС и РГС, что создает предпосылки для
создания технологий комплексного геофизического сопровождения строительства ГС и РГС, о
чем будет изложено далее.
Естественно, расширение функций ГТИ в том или ином направлении должно повлечь
за собой переучивание персонала и его сертификацию, а также стандартизацию проводимых
работ на уровне стандарта предприятия (СТП) или на федеральном уровне. В основу этого
стандарта может быть положен стандарт предприятия по проведению ГТИ в ГС для ОАО
«Сургутнефтегаз», выполненный ЗАО НПК «Геоэлектроника сервис» [78].
79
4. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПОСЛЕ
БУРЕНИЯ
4.1. Особенности проведения проведения геофизических исследований в
горизонтальных скважинах. Основные причины неудач при их
строительстве
Обобщение достаточно большого объема фактического материала промысловогеофизических исследований, проведенных в ГС широким комплексом методов (ИНК, БКЗ,
БК, ПС, НГК, ГК, АК, ЭМК) более чем в 150 скважинах в различных нефтедобывающих
районах (Западная Сибирь, Башкортостан, Оренбуржье, Самара, Саратов, Пермь, Коми),
особенностей геотехнических условий объектов с горизонтальным окончанием, физических
основ метода и зарубежного опыта позволяют выделить основные особенности проведения
ГИС в подобных объектах [1, 12, 19, 23, 25, 26, 33-37, 41-45, 67-72].
Скважина с горизонтальным или условно горизонтальным окончанием с точки зрения
проведения промыслово-геофизических исследований четко делится на два участка. Участок с
углами наклона от вертикали менее 550 является разновидностью наклонно-направленной
скважины и изучается традиционными средствами и методами. Участок с углами наклона от 55
до 1100 принято называть горизонтальным и именно его исследования требуют применения
нетрадиционных специальных технологических комплексов и некоторых специальных
технических средств, а интерпретация полученных данных – нового мышления и специального
изучения идеоматических выражений каротажных данных.
Необходимыми условиями эффективности бурения горизонтальных участков являются
повышенная точность, непрерывность и своевременность (в реальном масштабе времени)
определения зенитных углов, азимута, положения отклонителя и некоторых других
каротажных данных (ГК и БК), что определятся условиями и границами залегания
продуктивного пласта, обеспечением оптимального удаления от водогазовых зон и т.п.
Своевременное получение информации из горизонтального участка, особенно в сложных
геологических условиях, является единственным способом эффективного осуществления
процесса бурения, вскрытия сверхтонких пластов, нескольких, изолированных друг от друга,
продуктивных пластов и др.
В свою очередь процесс получения информации из бурящейся ГС следует разделить на
три фазы: измерения в процессе бурения с целью принятия оперативных решений и
распознавания текущей геологической ситуации, измерения после бурения с целью детального
изучения физических свойств вскрытого пласта (пористости, проницаемости, глинистости,
нефтенасыщенности), его геометрии (протяженности, мощности, наклона) и, наконец,
измерения в процессе освоения и эксплуатации объекта (профиля притока, продуктивности
отдельных участков горизонтального ствола, его технического состояния). Эти фазы разделены
определенным интервалом времени и требуют различных технических средств и
технологических приемов.
Первая фаза исследований реализуется применением забойных комплексных
телеметрических систем, содержащих как инклинометрические датчики, так и геофизические
зонды. Каналом связи здесь могут служить или модулированные сигналы (гальванический
канал связи), или колебания столба промывочной жидкости (гидравлический канал), или
каротажный кабель (приводной канал). Так как современная отечественная промысловая
геофизика пока не располагает комплексами с бескабельной связью (забойные системы ЗТС155, ЭХО, находящиеся в опытной эксплуатации, измеряют лишь инклинометрические
параметры), в ближайшее время можно ориентироваться на системы с проводным каналом
связи, которые уже разработаны и эксплуатируются различными сервисными фирмами, и
образцы их изготовлены и приняты ведомственными приемочными комиссиями.
На этом этапе, когда отечественные LWD-системы еще не готовы к эксплуатации, еще
одним способом гарантированного попадания ствола в продуктивную часть пласта является
периодическое применение промежуточных каротажей после бурения при помощи
80
специального технологического оборудования (технологические приемы проведения
корректирующих каротажей не отличаются от исследований, предусмотренных для второй
фазы). Исследования первой фазы направлены на детализацию пласта. Главный интерес здесь
обычно вызывает геометрия коллектора, его структура и связанные с этим вопросы: находится
ли прибор в продуктивной зоне, вошел ли в непродуктивные породы, если прибор вышел из
продуктивной толщи, то что он пересек – кровлю или подошву, какова форма и постоянство
падения пласта, где расположен ВНК?
Ответы на эти вопросы позволяют оперативно управлять процессом бурения,
своевременно корректировать его в зависимости от возможных непредвиденных
обстоятельств, но, безусловно, не являются (в основном по объему) той исчерпывающей
информацией, которую необходимо иметь для полного представления о протяженности пласта,
изменении его коллекторских свойств по простиранию. Полную же информацию можно
получить с использованием традиционных геофизических приборов, но поскольку они не
могут попасть в горизонтальную часть скважины под собственной силой тяжести, то должны
доставляться туда при помощи различных технологических устройств после окончания
бурения. Исследования такого рода следует отнести ко второй фазе. Разработаны, изготовлены,
прошли приемочные испытания и широко внедряются автономные комплексы типа АМК
«Горизонт». Проведены исследования по технологической схеме АМК "«Обь"»и др.
Третью фазу исследований проводят сразу же после окончания бурения в процессе
воздействия на дренированный пласт для вызова притока (смена раствора на воду, воды на
нефть, аэрация, понижение уровня компрессором). Технологический комплекс «Горизонталь5» (рис. 4.1, в) позволяет в этом случае доставлять соответствующие геофизические приборы
(дебитометры, манометры, термометры, влагомеры и др.) на забой ГС со спущенными НКТ с
воронкой. Это же оборудование может быть применено на объектах с ГС, находящихся в
эксплуатации (в период капитального ремонта).
Вместе
с тем, в условиях ГС (в сравнении с вертикальными и наклоннонаправленными скважинами) меняется иерархия значимости и информативности отдельных
методов, результаты анализа инклинометрических измерений практически необходимы на всех
этапах получения информации, методы ЭК и ЭМК не несут однозначной информации о
границах пластов, пересеченных ГС, вследствие их достаточной глубинности происходит
«размывание» граничного эффекта. Причем степень «размыва» зависит от многих факторов:
угла встречи ствола скважины и границ пласта, его удельного сопротивления, характеристик
зондов и пр.
В условиях ГС наиболее приоритетными при определении границ пластов и уточнении
литологических особенностей объекта являются радиоактивные методы в силу их полной
глубинности и отсутствия влияния на их показания структуры и текстуры горных пород.
Перечисленные особенности ПГИ в ГС не являются единственными: и в России и за
рубежом продолжается интенсивное выяснение теоретических основ исследований,
проведение опытно-экспериментальных работ в разнообразных геолого-технологических
исследованиях.
Детально результаты данных работ освещены в публикациях [7, 10, 12, 13, 20, 21, 23-27,
31-35, 39, 52, 57, 61--72, 84,86, 101, 105, 108-110, 112, 117, 119-121 и др.], поэтому здесь
приводятся лишь выводы, наиболее важные для нефтепромышленной практики.
 По результатам комплексного анализа данных инклинометрии и ГИС можно
определить пространственное положение стволов ГС относительно границ
геологического разреза.
 В терригенных отложениях по результатам ПГИ ГС и материалам по соседним
скважинам путем детальной корреляции разреза можно провести геометризацию
пласта-коллектора, определить фактические мощности, зоны выклинивания, углы
падения пластов, т.е. решить одну из основных задач площадных исследований.
 Независимо от типа пласта-коллектора, по каждой ГС можно оценить
эксплуатационную систему пласт-скважина по следующим критериям:
81

коэффициент вскрытия (относительная протяженность ГС по пластуколлектору);
 расстояние до ВНК и наличие гидродинамических экранов между ВНК и ГС;
 эксплуатационная технологичность вертикального профиля ствола (вероятность
образования газовых или водяных затворов в процессе эксплуатации).
А теперь о самом главном: почему же, несмотря на то, что основные информационные
средства и технологические приемы исследований в основном разработаны, процент неудач
так высок?
Как показал анализ материалов исследований ГС по объектам, пробуренным в 19511997 гг., основными причинами низкой эффективности ГС в России являются недостатки,
допускаемые при составлении проектов, несоответствие отечественного технологического
бурового оборудования мировым стандартам, а главное, недооценка информации, которую
могут предоставить буровикам и добытчикам специализированные сервисные службы.
Приведем несколько примеров. Так, почти в 100% индивидуальных или групповых
проектов, разработанных территориальными НИПИ, объект с горизонтальным стволом
принимается либо за скважину с большим углом наклона, либо горизонтальный ствол
привязывается к готовым проектам на наклонно направленные скважины. При этом
исследовательские работы в ГС или вообще не планируются, или планируются применение
методов, традиционных для вертикальных и наклонно направленных скважин. В данном
случае не учитываются многие факторы, присущие данной ГС, не проводятся детальное
изучение нефтяных интервалов, оптимальных для добычи, скважинная и наземная сейсмика,
петрофизическое картирование, компьютерная обработка данных по соседним скважинам и др.
Тип заканчивания принимается без учета реальных геологических условий. В проектах не
предусматривается долговременное поддержание объекта в рабочем состоянии. И, наконец,
буровики, геологи, геофизики и добытчики работают разобщенно, часто забывая о проблемах
друг друга. Все это неизбежно приводит к тому, что объект, построенный по такому проекту,
изначально имеет большую вероятность попасть в разряд неудачных.
На рис. 4.2 показаны основные причины неудач, содержащихся в проектах и
выявленные при их реализации с помощью информации, полученной по 54 объектам с ГС.
Ошибки при бурении обусловлены отсутствием управляемых отклонителей, центраторов,
стабилизаторов, а главное, непрерывной информации о текущих координатах ГС в их связи с
геологическими реперами. Эта информация особенно необходима по мере приближения к
точке вскрытия продуктивного пласта, которая точно никогда не известна. Бурильщик
обязательно должен пользоваться инструментом, который предоставит ему надежную
информацию о расстоянии долота до цели для того, чтобы удержать ствол в пределах тонкого
пласта, либо на безопасном расстоянии от ВНК или ГНК.
На рис. 4.3а приведена ситуация по ГС 1633 Арланской площади, где первый ствол
вскрыл водоносные отложения каширского горизонта (подтверждено ПГИ и ИПТ), а второй
вовремя не скорректированный ствол повторил эту ошибку.
Об ошибке, допущенной при бурении скв. 1409 Михайловского месторождения,
следует сказать особо. Здесь, с целью увеличения коэффициента вскрытия, было сделано два
промежуточных каротажа, в результате которых четко отбита точка входа в продуктивный
пласт и дана рекомендация буровикам с глубины 1500 м увеличить угол наклона ствола (40/10
м). Однако из-за инерционности отклоняющей системы на набор этого угла понадобилось
более 100 м, и все эти 100 м ствол шел по плотным породам (рис. 4.3б).
Более 45% неудач происходит из-за того, что конкретное межскважинное пространство,
где проектируется строительство ГС, даже для опытного геолога является неизвестным. Это
обусловливает ошибки как в проектах, так и при их реализации. Из множества примеров
приведем лишь наиболее характерные.
Скв. 482 Неприковского месторождения (Самара). Объектом бурения здесь являлась
кровля башкирских отложений (рис. 4.3, в). Вследствие неучета угла падения пластов были
вскрыты водоносные отложения верейского горизонта. Кроме того, второй (окончательный)
82
ствол пересек первый (ликвидированный), который вскрыл зону ВНК в отложениях
башкирского яруса.
В скв. 644 Уньвинского месторождения (Пермь) – вследствие недоучета угла восстания
пластов ствол ГС в большей своей части прошел оп плотным непроницаемым разностям (рис.
4.3, г).
Скв. 5254 Новоузыбашской площади из-за отсутствия методического руководства
работам пересечен ВНК (рис. 4.4, а).
Приведем еще причины, обусловившие неудачи.
Горизонтальная скв. 1409 Михайловская проведена в основном в кровле продуктивного
пласта (рис. 4.4, в). Практически весь ствол скв. 29299 Самотлорская проведен по аргилитам и
глинистым алевролитам (квскр=0,04) (рис. 4.4, г).
В скв. 29296 Самотлорская горизонтальный ствол вскрыл зону ВНК, забойная половина
ствола – круто восходящая (рис. 4.4, б).
Скв. 54 Ириновская – горизонтальный ствол подошел близко к зоне ВНК и появилась
высокая вероятность образования газового затвора (рис. 4.4, д).
Почти во всех случаях ошибок можно было бы избежать, если бы не позиция
производителя работ, который в целях экономии средств обходился минимумом информации,
пренебрегая проведениями привязочных и промежуточных каротажей, измерениями в процессе
бурения, услугами опытных интерпретаторов, т.е. тем, что определяет успех горизонтального
бурения во всем мире.
Конкретно подобные ситуации можно предотвращать:
a) тщательным анализом возможных вариантов особенностей геологического
строения объекта на стадии проектирования;
b) проведением исследований в реальном масштабе времени;
c) выполнением периодических корректирующих каротажей.
Проведенный анализ позволил лучше понять, почему более 50% всех
эксплуатационных объектов с ГС, пробуренных ранее и вообще не исследованных, не дали
ожидаемого эффекта. Исследования после бурения не сделали это процентное соотношение
лучше. Нельзя ожидать другого результата, когда получение одной лишь кривой ГК дает
основание считать объект исследованным (скважины, пробуренные НПК «Тобус»), или когда
объект исследуется людьми, не имеющими соответствующего опыта, или когда измерения
проводятся техническими средствами, не обеспеченными ни методически, ни метрологически.
Все более среди производителей работ распространяется мнение, что при рыночных
отношениях не может быть никаких документов, регламентирующих обязательный комплекс
исследований, и что все должно зависеть от экономической состоятельности заказчика.
Неправомерность этого мнения очевидна хотя бы потому, что тот же заказчик из-за экономии
на информационном обеспечении уже понес огромные материальные затраты, а также потому,
что без необходимой и достаточной геологической документации рациональная эксплуатация
ГС является весьма проблематичной.
4.2. Системы доставки сборок скважинных приборов в горизонтальную часть
скважины на кабеле
Как уже говорилось ранее, использование промыслово-геофизических исследований
при строительстве ГС начинается еще на проектном этапе и заканчивается лишь после
списания объекта по техническим причинам.
Эти исследования разделяются в зависимости от строительства ГС на несколько видов.
В процессе бурения, когда необходимо получить оперативную информацию о текущих
координатах ствола геологических реперах, как правило, используются бескабельные системы
MWD и LWD, когда же необходимо уточнить фильтрационно-емкостные характеристики
вскрытого пласта после окончания бурения или провести промежуточный каротаж в процессе
бурения, в скважину доставляют геофизическую аппаратуру, либо на бурильной трубе или
НКТ, либо методом закачки, либо на полужесткой трубе, но в любом случае эта аппаратура
83
соединена с устьевым оборудованием проводной линией связи (кроме применения для этой
цели автономных систем).
Методы доставки промыслово-геофизической техники на забой ГС разнообразны,
требуют хорошо налаженной связи между буровой бригадой и специалистами-геофизиками, и
их применение зависит от поставленной задачи.
Далее мы рассмотрим подробно наиболее часто применяемые и традиционные во всем
мире технологические системы доставки.
4.2.1 Система “Горизонталь-1”
Сущность описываемого метода хорошо иллюстрирует рис. 4.5, и он заключается в
проведении нескольких стандартных действий:
1)
Традиционный спуск прибора (сборки приборов) в стеклопластиковом
контейнере на каротажном кабеле до интервала, в котором прибор спускается под собственной
0
силой тяжести (зенитный угол около 55 ).
2)
Установка переводника на замок верхней.
3)
Перевод кабеля в затрубье и закрепление его в специальных тисках (ри этом вся
нагрузка ложится на переводник).
4)
Наращивание и спуск бурового инструмента с одновременным креплением его
специальными жимками в районе муфт инструмента до забоя ГС.
5)
Подъем инструмента с забоя с фиксированной скоростью с одновременной
записью промыслово-геофизических данных и их обработкой наземным вычислительным
комплексом.
Эта технология, названная в России “Горизонталь-1”, прошла промысловые испытания
(с 1991 по 1996 г.) в различных регионах страны, по этой методике исследовано более 100
объектов с ГС. Подобная методика широко используется и за рубежом (система французского
института Simphor и др.). Ее преимуществом является простота, надежность, а недостатками –
влияние на показания приборов стенок стеклопластиковых контейнеров, в которых находятся
приборы при исследовании их недостаточная прочность при минусовых температурах, а
главное, то что этот метод не позволяет проворачивать инструмент во время спуско-подъемных
операций, что является иногда необходимым с целью предупреждения осложнений в ГС.
4.2.2. Технологические комплексы доставки приборов на забой ГС с «плавающими»
пластиковыми трубами
Эта технология появилась в России (НПФ “Геофизика”) в начале 1990 г. и была
названа “Горизонталь-4”.
Технология “Горизонталь-4” обеспечивает проведение ГИС в горизонтальных
скважинах на каротажном кабеле без задействования бурового инструмента (без спуска
бурильных труб). Перемещение геофизического прибора в горизонтальном стволе
осуществляется с помощью движителя, закрепляемого на каротажном кабеле. Технологические
операции показаны на рис. 4.6 и выполняются в следующей последовательности. В скважину
опускают
в сборе геофизический контейнер 1, выполненный из “прозрачного” для
геофизических методов исследований материала, специальные пластмассовые трубы 2 (легче
ПЖ) и движитель 3. Далее внутрь труб 2 до установки в геофизическом контейнере 1 (рис. )
спускают геофизический прибор на каротажном кабеле 5 и закрепляют движитель 3 с
помощью кабельного зажима 6. В собранном виде геофизический инструмент опускают на
кабеле в скважину (рис. 1). Под воздействием усилия, развиваемого движителем 3 трубы 2
скользят по наклонной плоскости, перемещая контейнер 4 по горизонтальному стволу к забою
скважины. При этом производится регистрация геофизической информации.
Технология позволяет исследовать горизонтальные скважины комплексом методов: КС,
ПС, БКЗ, БК, ИК, ГК, НГК, ГГК, ННК и др. С помощью геофизических приборов при скорости
спуско-подъема геофизического инструмента до 1000 м/ч .
84
По сравнению с отечественными и зарубежными аналогами технология обладает
меньшей трудоемкостью, повышенной производительностью и надежностью проведения
исследований.
Кстати, зарубежных аналогов этой технологии нет. В России она применялась в
различных нефтегазодобывающих регионах (Западная Сибирь, Оренбуржье, Башкирия,
Татария). В ней устранен недостаток предыдущей технологии “Горизонталь-1” – выод кабеля
на поверхность труб, и вообще исследования “Горизонталь-4” исключают какое-либо
вмешательство в буровой процесс.
К сожалению, в технологии остались недостатки, связанный с влиянием стенок
контейнера 1 (рис. 4.6), и малая прочность полиэтиленовых труб, которые иногда не
выдерживают перепада температур и очень ненадежны при каких-либо нагрузках,
превышающих допустимые.
4.2.3. Системы с жестким кабелем и гибкой непрерывной трубой
Начнем с менее популярного и дорогостоящего оборудования с гибкой непрерывной
трубой, за рубежом ее называют CTCW, в ее качестве используется полужесткая НКТ, при
помощи которой каротажные приборы или их сцепки проталкиваются на забой ГС. НКТ
является достаточно жесткой, чтобы толкать колонну приборов, однако в то же время и
достаточно гибкой, чтобы свернуть ее в спираль.
Специальное коллекторное кольцо и “V” -образный соединитель на цилиндрическом
конце колонны позволяет кабелю находится отдельно от ведущей трубы при циркуляции
промывочной жидкости. В результате достигается непрерывность каротажа с выбранной
оптимальной скоростью при полном контроле за скважиной.
Прежде чем проводить работы с помощью CTCW, используя компьютерные
программы, создают некие “профили ситуаций” для предсказания мест прихвата и “подхвата”
колонны в конкретных скважинных условиях, где предполагается использовать настоящую
технологию. На моделях также определяются границы безопасной деятельности, чтобы
избежать выпучивания и прогиба.
Преимуществом, как считают специалисты компании Atlas Wireline , являются:
- отсутствие необходимости в какой-либо буровой оснастке;
- непрерывность каротажа;
- защита каротажного кабеля;
- наличие промывки через НКТ.
Недостатком является дороговизна и эксплуатационные неудобства.
Это оборудование было использовано для проведения спектрометрического гаммакаротажа (Spectralog) и температурного каротажа в отклоняющихся до 107 0 скважине в
Мичигане.
Отечественный аналог технологии CTCW, предназначенный для ремонта скважин,
приведен на рис. 4.7.
Кроме названных выше специальных труб, называемых “Quality Tubing”, за рубежом
широкое развитие получили исследования на более тонких трубах с встроенным в них
токопроводом “Coiled Tuning Drilling”, “Coiled Tubing Logging” и т.д.
На рис. 4.8 приведен общий вид системы “Coiled Tubing” и его общие технические
характеристики.
4.2.4. Системы с встроенным кабелем внутри бурильных труб
Начиная с конца 60-х гг. в бывшем СССР стало использоваться бурение
нефтедобывающих скважин с помощью электробура ( в 1996 г. более 2 % от общего объема
бурения). Именно это обстоятельство обусловило работы по созданию телеметрических
систем, в которых в качестве линии связи используется встроенный силовой кабель, идущий к
забойному электродвигателю. Основным преимуществом подобной системы является
применение бурильных труб с заранее встроенными в них отрезками силового медного
проводника в изолирующем чехле, соединяемыми между собой при очередном наращивании
85
инструмента, возможность двухсторонней передачи сигналов и энергии, большая передаваемая
мощность и др.
Впервые перечисленные преимущества удалось реализовать в забойной
телеметрической системе типа СТЭ, созданной Харьковским СКТБ ПЭ НПО “Потенциал” и
институтом электромеханики при участии ВНИИБТ (зенитный угол + азимут + положение
отклонителя + нагрузка на долото + число оборотов + крутящий момент + зонд токового
каротажа). Применение СТЭ в течение последних двадцати лет позволило успешно пробурить
сотни наклонно-направленных скважин в Башкирии, различных регионах СНГ (Азербайджан,
Туркмения) (правда, в последнем каротажного зондирования системой не проводилось).
4.3. Автономные системы для проведения проведения геофизических
исследований в горизонтальных скважинах на буровом инструменте
4.3.1 Система “Горизонт”
Аппаратно-методический комплекс “Горизонт” предназначен для исследований
наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин методами инклинометрии
(зенитный угол, азимут), электрического (КС, ПС) и радиоактивного (ГК, НГК) каротажа.
АМК “Горизонт” содержит скважинный прибор, состоящий из стеклопластикового корпуса
с переводником, батареи питания, блока памяти, зондовых устройств для измерения КС, ПС, ГК,
НГК и инклинометрии и блока электроники в защитном титановом кожухе (рис. 4.9, а). Наземное
оборудование состоит из глубиномера, датчика веса, наземного интерфейса (рис. 4.9, б) и ПЭВМ.
Пии спуске и подъеме автономного прибора в ПЭВМ записывается время и глубина
нахождения прибора в скважине, а после извлечения его на поверхность данные измерений
переписываются в ПЭВМ в масштабе глубины.
В течение 1,5-2 часов ПЭВМ выдает траекторию скважины и данные интерпретации
каротажа.
Каротаж горизонтальных скважин ведется аппаратурно-методическим комплексом АМК
“Горизонт” на бурильных трубах. Всего за восемь часов и одну спускоподъемную операцию
проводится запись комплекса параметров: ГК, НГК, ПС, КС, инклинометрия. Тут же на буровой
после обработки информации на IBM PC выдается экспресс-информация.
Заключение с выдачей коэффициентов пористости, нефтенасыщенности, глинистости
заказчик получает через 2-3 дня.
ВНИИГИС оказывает сервисные услуги по применению комплексной технологии. К
началу 1995 года проведено 42 и исследовано 54 горизонтальных скважин в Башкортостане,
Татарстане, Удмуртии и Оренбуржье.
Техническая характеристика.
Диапазон измерений
кажущееся уд. сопротивление (КС), Ом м
0-20005%
потенциал собственной поляризации (ПС), В
0,55%
уровень естественного гамма-излучения (ГК), мкР/ч
0-100
Потенциал собственной поляризации (ПС), В
0,5
Уровень радиационного гамма-излучения (НГК), имп/мин
0-60002%
азимут, град
0-3601,5
зенитный угол, град
0-1200,3
Габаритные размеры скважинного прибора, мм:
1808000
Масса скважинного прибора, кг
450
Особенности и преимущества:

проведение измерений в скважинах, которые затруднительно или невозможно исследовать
аппаратурой на кабеле;


сокращение времени исследования скважин;
проведение измерений при одних и тех же геолого-технических условиях;
86


цифровая регистрация и обработка информации;
применение для геологической интерпретации автоматизированных систем обработки
данных ГИС на базе ПЭВМ.
Примеры применения АМК «Горизонт» для проводки и исследования горизонтальных
скважин приведены на рис. 4.10, 4.11.
Ведется разработка модулей АМК “Горизонт”, включающих методы акустического
каротажа, спектрометрического гамма-каротажа, гидродинамического каротажа и
опробования.
4.3.2 Система АЗС-42СМ
Компанией "Геоэлектроника сервис" разработана автономная забойная сбрасываемая
многоточечная система АЗС-42СМ, скважинные испытания которой успешно проведены на
месторождениях Оренбургской области и Сургутского района в 1996 г. при бурении наклоннонаправленных и горизонтальных скважин.
Основные технические данные АЗС-42СМ
1. Пределы измерения зенитного угла
от 0 до 1800,5
2. Пределы измерения азимутального угла
от 0 до 3601,5
3. Пределы измерения угла положения отклонителя
от 0 до 3601,5
4. Пределы измерения давления
от 0 до 60 МПа 0,05 МПа
5. Пределы измерения температур
от 0 до 100 С 0,1 С
6. Пределы измерения естественной гамма-активности
(гамма-каротаж)
от 0 до 100 мкР/ч 10%
7. Максимальная температура окружающей среды
100 С
8. Максимальное рабочее гидростатическое давление
80 МПа
9. Габариты, мм:
наружный диаметр(без центраторов)
.42
длина
не более 6209
диапазон упругих деформаций центраторов
по диаметру
от 60 до 100
10. Масса скважинного прибора
не более 30 кг
11. Питание от 7 (14) аккумуляторов 1,25 В, диаметром 25,4 мм и длиной 50 мм
12. Время непрерывной работы на забое
не менее 6 (12) ч
13. Виброзащита скважинного прибора от продольных
и поперечных вибраций
до 30g при частоте 5-20 Гц
Устройство и принцип работы АЗС-42СМ
Аппаратура АЗС-42СМ включает скважинный прибор (СП) и наземное устройство
сопряжения с персональным компьютером (УСО). Функциональная схема аппаратуры
приведена на рис.4.12.
СП может функционировать в 3-х режимах:
-инициализация измерений;
-измерения;
-считывание накопленных данных.
В режиме инициализации измерений необходимо установить кабельные соединения
между IBM PC и УСО, а также между УСО и СП. Далее IBM PC через УСО передает
микропроцессору исходные установки для данного рейса прибора: дату и время начала
измерений, временной интервал между замерами, максимальные значения токов потребления
различных узлов прибора. После этого кабельное соединение УСО-СП разрывается, на СП
устанавливается заглушка и СП начинает измерения, т.е. готов к спуску в скважину.
В режиме измерений микропроцессор с заданным интервалом опрашивает
инклинометрический датчик, АЦП и блок ГК. Опрос производится в следующей
последовательности: включение питания данного узла, контроль тока потребления, считывание
87
и запоминание данных в ПЗУ с электрической перезаписью информации (ЭППЗУ) либо
фиксация ошибки.
Если в процессе измерений используется глубиномер, то после перевода СП в режим
измерений необходимо на IBM PC запустить программу регистрации глубиномера. После того
как СП извлечен из скважины, необходимо восстановить кабельное соединение УСО-СП и
перейти к режиму считывания накопленных данных. В режиме считывания накопленных
данных СП выдает, а IBM PC принимает данные, зафиксированные во время рейса. Далее к
данным СП добавляют параметры: глубина забоя и глубина забоя, полученные от глубиномера
или от станции СГТ-К "Разрез2" (привязка этих параметров производится по реальному
времени). После этого ПК производит обработку накопленных данных в функции глубины.
Конструктивно скважинный прибор состоит из 3-х блоков: модуля датчиков, модуля ГК
и приставки, гибко соединенных между собой, что позволяет проводить работы с прибором в
скважинах со сверхмалым радиусом искривления.
4.3.3. Система “ОБЬ”
При создании конкурентоспособной аппаратуры и технологии проведения ГИС в ГС
обязательными к выполнению определялись следующие основные условия:
- необходимый и достаточный комплекс ГИС, соответствующий комплексу ГИС,
утвержденному для конкретного региона работ;
- соответствие скорости проведения каротажа разрешающим возможностям
применяемых методов (касается в основном методов РК) и способов предварительной
обработки и упаковки информации в скважинных приборах;
- конкретная привязка получаемых данных к глубине и отсутствие ложных записей при
отворачивании очередной свечи;
возможность извлечения сборки скважинных приборов в случае аварийного прихвата
бурового инструмента.
К настоящему времени геофизическая служба России оказалась неподготовленной к
массовым исследованиям ГС из-за отсутствия высокоэффективных технологий проведения
ГИС в ГС, сочетающих в себе как безаварийные средства доставки приборов в горизонтальную
часть ствола, так и необходимый набор методов, обеспечивающих достаточную
информативность исследований.
В отечественной практике проведения ГИС в ГС используются две основные
технологии:
проведение ГИС автономной аппаратурой, спускаемой на буровом инструменте (АМК
«Горизонт», разработка ВНИИГИС, г. Октябрьский);
проведение
ГИС
комплексом
стандартных
приборов,
помещаемых
в
электрорадиопрозрачный пластиковый контейнер, спускаемый на буровом инструменте.
Данная технология предусматривает использование каротажного кабеля, часть которого
проходит по затрубному пространству («Горизонталь-1», разработка АО НПФ «Геофизика», г.
Уфа).
Преимуществами первой технологии являются: малое время проведения исследований
(обычный спуск-подъем бурового инструмента продолжительностью 8-10 час) и низкая
аварийность (имеется возможность осуществлять циркуляцию промывочной жидкости через
буровой инструмент и автономный прибор в любое время).
Недостатками данной технологии являются: ограниченный комплекс исследований,
явно недостаточный для нормального геофизического обеспечения терригенных
полимиктовых отложений Западной Сибири и значительные трудности, возникающие при
эксплуатации автономного прибора (необходимость наличия технических средств для
перевозки, разборки, погрузки-разгрузки и т.д.). Характерным является то обстоятельство, что
эти недостатки в значительной мере являются непреодолимыми и на отдаленную перспективу.
Вторая технология, на наш взгляд, преимуществ вообще не имеет, а является выходом
из ситуации, когда надо хоть что-то сделать в стволе ГС.
Недостатками этой технологии являются:
88
- невозможность реализовать необходимый комплекс исследований из-за наличия
пластиковых контейнеров;
- высокая аварийность работ (по статистике примерно в 48-50% случаев происходят
обрывы каротажного кабеля из-за несинхронного спуска кабеля и бурильных труб и из-за
пережима муфтами бурильных труб, достаточно часты случаи оставления в скважине
пластиковых контейнеров);
- проблемы, возникающие с привязкой информации к истинным глубинам;
- длительное время проведения исследований, составляющее примерно 22-25 часов.
Перечисленные недостатки второй технологии также являются непреодолимыми в
ближайшей перспективе.
Западные технологии проведения ГИС в ГС в основном являются развитием второй
технологии, изначально являющейся российской и реализованной еще в начале 50-х годов при
бурении первых отечественных ГС.
Во всех этих технологиях применяется боковой проводник для пропуска кабеля в
затрубное пространстве и различные модификации т.н. «мокрого соединения».
Принципиальным отличием от отечественной технологии является отсутствие пластикового
контейнера и возможность реализации полного комплекса исследований.
Однако наличие кабеля в затрубье делает непреодолимыми недостатки этих технологий
в виде высокой аварийности и большой длительности исследований.
Еще одним «непреодолимым недостатком» является очень высокая стоимость
зарубежных технологий проведения ГИС в ГС.
Таким образом, основной задачей создания конкурентоспособной отечественной
технологии проведения ГИС в ГС является устранение вышеперечисленных недостатков и
сохранение и увеличение преимуществ.
Практика проведения ГИС в ГС в Западной Сибири выявила следующее:
- высокую информативность аппаратуры ВИКИЗ;
- недостаточность используемого комплекса ГИС для принятия необходимых решений
по заканчиванию ГС:
- низкую технологичность исследований;
- высокую аварийность.
Разработан аппаратурно-методический автономный комплекс (АМАК «ОБЬ») и
технология проведения ГИС в ГС с его помощью, в которых вышеперечисленные недостатки
полностью устранены, а преимущества усилены.
АМАК «ОБЬ» (рис. 4.13) представляет собой сборку стандартных скважинных
приборов, реализующих необходимый комплекс ГИС, работающих в автономном режиме.
Реализация автономного режима достигается размещением источников питания
(аккумуляторов), блоков твердотельной интегральной памяти, преобразователя питания, а
также датчиков включения/выключения в составе блоков управления работой автономных
приборов в модулях регистрации (МР).
Верхняя часть сборки содержит сферический поршень (СП), служащий для
выталкивания сборки скважинных приборов из бурильных труб через шток обратного хода.
Выше СП расположено замковое соединение (ЗС) и устройство для подъема и опускания у
всей сборки скважинных приборов (УПО).
Технология работы с АМАК «ОБЬ» заключается в следующем.
На мостках буровой производится сборка автономных скважинных приборов,
реализующая необходимый комплекс ГИС.
Варианты сборок показаны на рис. 4.13, с указанием общей длины сборок. К верхней
части сборок подсоединяется специальная оснастка, соединяющая в себе шток обратного хода,
СП, ЗС и УПО.
В скважину опускается свеча (25 м) и две свечи (50 м) бурового инструмента, на конце
которого имеется специальный центратор (обтекатель). После этого талевой системой через
УПО вся сборка поднимается над устьем скважины и медленно опускается в бурильные трубы.
При подходе к замку верхней бурильной трубы замкового соединения специальной оснастки в
89
замок верхней бурильной трубы вставляется ответная часть ЗС и вся сборка плавно сажается на
ЗС, а талевая система освобождается.
После этого производится наращивание очередной свечи бурового инструмента и
производится обычный спуск бурового инструмента на забой ГС.
В случае необходимости может осуществляться промывка скважины, а также вращение
бурового инструмента ротором, при этом сборка скважинных приборов остается на месте,
надежно зафиксированная ЗС, а буровой раствор свободно проходит через зазоры между СП и
стенками бурильной трубы и через отверстия в СП и штоке обратного хода, создавая
избыточное давление на сборке на уровне 8-15 атм.
Выталкивание сборки при достижении забоя или заданного интервала исследований
осуществляется путем циркуляции двумя насосами о сбросом в буровой инструмент запорного
приспособления. Определение момента выхода сборки из бурового инструмента производится
по изменению давления на стояке (повышение давления с последующим его падением при
проходе верхней части спецоснастки мимо промывочных отверстий обтекателя).
При выходе каждого модуля из обтекателя производится его включение на запись
информации, которая происходит при подъеме бурового инструмента из скважины со
скоростью 400 м/час. При этом в бортовой компьютер в функции времени значения глубины
нахождения обтекателя (нижнего конца бурового инструмента) через систему измерения
глубины станции СГТ-К №Разрез-2(3)».
Предусмотрен вариант технологии применения АМАК «ОБЬ» при размещении сборки
скважинных модулей в электрорадиопрозрачном контейнере, наворачиваемом на последнюю
бурильную трубу. В отличие от технологии «Горизонталь-1 применение геофизического кабеля
в этом случае не требуется, что сокращает как сроки работ, так и аварийность. Включение
модулей производится при их выходе из башмака технической колонны.
После поступления сигнала о выходе сборки из бурильных труб насосы включаются,
квадрат отворачивается и опускается в шурф и осуществляется подъем бурового инструмента
из скважины с заданной скоростью, не превышающей скорости записи радиоактивных методов
~360-400 м/ч). Одновременно с подъемом бурового инструмента будет осуществляться
проведение ГИС спущенным комплексом.
В горизонтальной части ствола и в интервале выхода на горизонталь до углов 60-55
сборка будет лежать на нижней стенке ствола скважины и за счет наличия в ней штока
обратного хода движение ее в обратном направлении, при посадке инструмента на клинья в
диапазоне 1-1,5 м, будет исключено. Таким образом, запись геофизической информации будет
осуществляться только при движении сборки снизу вверх.
Отключение питания модулей сборки осуществляется (как и включение)
феррозондовым датчиком на глубине башмака технической колонны (удлиненного
кондуктора).
После выхода из интервала исследований скорость подъема инструмента может быть
увеличена до 1500-2000 м/ч.
При появлении последней свечи из нее вынимается ответное ЗС, затем свеча
поднимается вверх и отворачивается от специального центратора (обтекателя). За
освободившееся УПО вся сборка извлекается через центратор с помощью талевой системы,
подвешивается над ротором и затем плавно опускается на мостки для разборки.
Зарегистрированная информация из автономных приборов через считывающее
устройство переписывается в компьютер, в который ранее записывалась информация в
функции времени: давление на насосах, вес на крюке, положение клиньев, глубина нахождения
центратора, положение талевого блока.
Совмещение информации от наземных датчиков, зарегистрированной на компьютере
во время подъема инструмента с забойной информацией от сборки, переписанной в компьютер
после ее подъема на дневную поверхность, осуществляется путем совмещения шкалы времени
в хронометрах компьютера и автономных приборов. Таким образом, вся геофизическая
информация оказывается зарегистрированной в функции глубин, как и при обычном каротаже.
90
В комплекте АМАК «ОБЬ» кроме скважинной сборки необходимо иметь наземное
оборудование: датчик глубины, датчик веса, датчик давления, датчик положения клиньев,
система сбора информации, ПК типа IBM 486 с необходимым ПО, принтер-плоттер,
считывающее устройство.
После перенесения зарегистрированной информации из сборки в компьютер
осуществляется просмотр и редактирование (форматирование) полученной информации, а
затем отредактированная информация в виде каротажных диаграмм выводится через принтерплоттер для передачи Заказчику непосредственно на скважине. В случае необходимости
непосредственно на скважине может быть выдано и предварительное заключение. Информация
по радиомодемной связи может быть также передана на базу для глубокой интерпретации.
Так как все наземное оборудование, необходимое для реализации технологии
проведения ГИС в ГС с помощью АМАК «ОБЬ», входит в комплект компьютеризированных
станций геолого-технологических исследований СГТ-К «Разрез-2», устанавливаемых на всех
бурящихся ГС, на скважину требуется транспортировать только забойную часть АМАК «ОБЬ»
в разобранном виде (скважинные приборы + оснастка).
Сравнительные характеристики АМАК «ОБЬ» с АМК «Горизонт» и «Горизонталь-1»
приведены в табл. 4.1.
Таблица 4.1
Сравнительные характеристики автономных систем и системы «Горизонталь»
№
Характеристики
Технологии
АМК
«Горизонп/п
АМАК «ОБЬ»
«Горизонт»
таль-1»
1
Комплекс исследований
Полный (необхо- Ограниченный
Ограничендимый в любом (недостаточный) ный
сочетании)
2
Аварийность
минимальная
минимальная
высокая
3
Время проведения ГИС, час
8-10
8-10
22-25
4
Необходимость в использовании нет
нет
есть
каротажного
подъемника
с
кабелем
5
Необходимость в специальном нет
есть
есть
оборудовании для перевозки и
разборки
6
Точность привязки к истинным высокая
высокая
низкая
глубинам
7
Относительная стоимость
средняя
средняя
средняя
8
Обоснованность
принятых высокая
низкая
средняя
управляющих решений на основе
полученной информации
Приведем технические характеристики модулей.
Модуль инклинометрический АМАК "Обь"
Предназначен для контроля траектории горизонтальной и пологонаклоненной
частей скважины после бурения.
Применяется для исследования открытых горизонтальных стволов эксплуатационных
нефтяных и газовых скважин с доставкой на забой ГС выталкиванием из бурильной колонны
потоком бурового раствора. Охранный кожух и все детали модуля могут быть выполнены из
титана, а магнитометры и акселерометры расположены в 4,3 м от магнитных масс.
Измеряемые параметры и единицы измерений
Зенитный угол
градусы
Азимут
градусы
Характеристика измеряемых параметров
Зенитный угол
0-18020'
Азимут
0-3601'
91
Общие технические данные
Длина, мм27
0
Макс. диаметр, мм
73
Масса, кг
34
Питание от аккумуляторов типа включаемых при выходе
модуля из колонны и работающих в течение 5-6 ч
Макс. рабочая температура, С
100
Макс. рабочее давление, МПа
80
Диаметр скважины, мм
110-350
Скорость измерений, м/ч
400
Автономная система сбора информации осуществляет регистрацию:
- времени, прошедшего с начала измерений;
- углов (6х16 бит);
- давления (16 бит);
- температуры (9 бит).
Комплексный модуль интегрального гамма-каротажа и компенсированного нейтронного
каротажа в АМК "Обь"
Предназначен для измерения мощности экспозиционной дозы (МЭД) естественного
гамма-излучения (гамма-каротаж — ГК) и водонасыщенной пористости пород
(компенсированный нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам — 2ННКт).
Применяется для исследования открытых и обсаженных нефтяных и газовых скважин,
заполненных любой промывочной жидкостью, в том числе, наклонно-направленного бурения с
доставкой к забою через буровой инструмент.
Детекторы нейтронов расположены на двух различных расстояниях от источника:
ближнем и дальнем. Параметры и конструкция зондов выбраны такими, чтобы максимально
ослабить влияние скважинных условий на вычисляемую водонасыщенную пористость горных
пород Кп.
Измеряемые параметры и единицы измерений
Мощьность экспозиционной дозы естественного
гамма-излучения горных пород
GR
мкР/ч
Водонасыщенная пористость по 2ННКт
TRNP
%
Характеристика измеряемых параметров
Диапазон измерения Погрешность
GR, мкР/ч
0-250
15% (относит.)
TRNP
1-40%
4,2+2,3 (40/Кп-1), % (абс.)
Общие технические данные
Длина, мм
3800
Макс. диаметр, мм
73
Масса, кг
50
Питание постоянным током
22 В, 180 мА
Макс. рабочая температура, С
120
Макс. рабочее давление, МПа
80
Диаметр скважины, мм
110-350
Скорость измерений, м/ч
400-800
Детектор ГК — NaJ(Tl) сцинтиляционный.
Детекторы нейтронов — гелиевые счетчики.
Источник нейтронов — PuBe с выходом 107 н/с.
Модуль высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования
ВИКИЗ-М
Модуль ВИКИЗ-М обеспечивает измерение кажущегося удельного электрического
сопротивления (УЭС) с помощью пяти трехкатушечных электромагнитных зондов и
потенциала самопроизвольной поляризации (ПС) с помощью электрода ПС. Модуль
92
предназначен для работы в открытом стволе в горизонтальных скважинах. Технические
характеристики электромагнитных зондов приведены в таблице 4.2.
Таблица 4.2
Технические характеристики электромагнитных зондов модуля ВИКИЗ-М
Обозначение
Длина, м
База, м
Частота, МГц
З ф 0.5
0,5
0,10
14,000
З ф 0.7
0,7
0,14
7,000
З ф 1.0
1,0
0,20
3,500
З ф 1.4
1,4
0,28
1,750
З ф 2.0
2,0
0,40
0,875
Каждый зонд состоит из одной генераторной и двух приемных катушек. Измеряемой
величиной является разность фаз между э.д.с., наведенными в измерительных катушках.
Разность фаз однозначно зависит от пространственного распределения удельного
электрического сопротивления окружающей среды.
Общие технические данные
Диапазон измерения УЭС, Омм
1-200
Основная относительная погрешность измерения УЭС, %
- в диапазоне УЭС (1-20) Омм
до 5
- в диапазоне УЭС (20-80) Омм
до 10
- в диапазоне УЭС (80-200) Омм
до 120
Дискретность измерения разности фаз, 
0,022
Напряжение питания, В
12
Потребляемый ток, не более, А
0,7
Температура окружающей среды, С
+5 — +125
Максимальное гидростатическое давление, МПа
60
Габаритные размеры
длина, м
4
диаметр, м
0,073
Пример записи зондов ВИКИЗ и ПС по одной из скважин Федоровского
месторождения в функции времени параллельно с записью технологических параметров
спускоподъемных операций через станцию ГТИ СГТ-К «Разрез-2» показан на рис. 4.14, а, а
запись той же информации в функции глубины – на рис. 4.14, б.
Реализация технологии ГИС с помощью АМАК «ОБЬ» позволяет:
- сократить время каротажа в 2-3 раза;
- резко повысить информативность исследований;
- свести к минимуму аварийность и сделать этот вид работ при строительстве ГС
безопасным.
4.4. Применяемый комплекс и особенности интерпретации результатов
геофизических исследований скважин
В соответствии с общими нефтепромысловыми и специфическими технологическими
(навигационными), и свойственными только ГС задачами комплексы геофизических
исследований горизонтальных скважин подразделяются на «Обязательный (геологический)
комплекс геофизических исследований горизонтальных скважин» и «Технологический
(навигационный) комплекс геофизических исследований горизонтальных скважин».
Обязательный комплекс геофизических исследований ГС, обеспечивающий решение
необходимых задач нефтегазопромысловой геологии, разработан и рекомендован на основе
накопленного опыта геофизических исследований в специфических геолого-технических
условиях ГС, результатов обобщения и анализа полученных материалов с учетом технических
возможностей технологических средств доставки (Горизонталь 1, АМК «Горизонт», АМК
93
«Обь», полужесткий кабель), скважиной аппаратуры на забой и требований действующих
нормативных документов [71].
Состав обязательного комплекса исследований ГС представлен в таблице 4.3.
К дополнительным отнесены методы (технологии), информация которых при
исследованиях горизонтальных скважин необходима, но скважинная серийная аппаратура
(оборудование, технология) на данном этапе находится в стадии адаптации к условиям ГС.
Комплекс не регламентирует дифференциацию исследований по детальности
масштабов глубин и чувствительности измеряемых параметров, т.к. в практику повсеместно
внедрены носители для записи скважинной информации с последующей ее компьютерной
обработкой в любой трансформации.
Перед проведением исследований с помощью технологических комплексов доставки
аппаратуры в ГС в интервале ствола с зенитными углами менее 600 и до башмака технической
колонны должен проводиться весь геофизический комплекс с целью корректировки глубины
по данным предыдущих исследований.
Для предотвращения усложнения электрических параметров зоны проникновения в
общем случае ПГИ следует проводить без замены ПЖ перед каротажем.
В обязательный комплекс не включены контактные методы ГГК, МКЗ, БМК, БМК, т.к.
технические возможности технологической доставки аппаратуры в ГС систем не обеспечивают
их проведение.
Таблица 4.3
Комплекс геофизических исследований горизонтальных скважин системами «Горизонталь»
Метод
Тип разреза
Тип ПЖ
Условия
Тер. - Карб. Пров. Непров.
Инк. (ИН1-721), ИММ-73
+
+
+
НК (КНК)
+
+
+
ГК
+
+
+
БК (2БК)
+
+
ИК (2ИК)
+
+
+
ПЗ (0,5)
+
+
ПС
+
+
Резистивиметрр
+
+
ДС
+*
+*
+*
В зонах ВНК и продвижения
ГС-С
+*
+*
+*
краевых или нагнетаемых вод
ВИКИЗ (ЭМК)
АК (ФКД)
ЯМК
+*
+*
+*
+*
+*
+*
+*
+*
+*
ГТИ
ИПТ
+
+*
+
+*
+*
Для выделения битуминозных
интервалов
и
определения
эффективной
пористости
коллекторов
Для выявления сложных коллекторов и уточнения их характера насыщения, определения
гидродинамических параметров
с целью выбора оптимального
способа заканчивания
Примечание: * - дополнительные методы
При проектировании строительства ГС в объектах, в которых возможна встреча
сложных коллекторов, в исследовательской части проекта должно предусмотрено проведение
геофизических исследований по специальным методикам (временные замеры, метод двух
растворов и т.п.).
94
Исследования вертикальной и наклонно-направленной части ствола скважин (с
зенитными углами < 550) проводятся в полном соответствии с действующими РД.
В состав навигационного комплекса обязательно входят инклинометрические
измерения – геометрическое слежение, метод ГК (или НК-ГК) и какой-либо метод
электромагнитного каротажа – литологическое слежение. Выбор методов зависит от
применяемой в процессе бурения геофизической навигационной LWD-системы.
Основы интерпретации.
Основной геотехнической особенностью горизонтальной скважины является
расположение ее оси параллельно или под небольшим углом относительно плоскости
геологических напластований, т.е. в отличие от вертикальных скважин (ВС), вокруг ГС, как
правило, наблюдается радиальная анизотропия петрофизических свойств горных пород, и
характер геофизических полей в ГС иной, чем при исследованиях того же объекта в
вертикальной скважине. [39, 34, 35]
Вследствие особенности пространственного расположения ствола ГС в разрезе,
меняется механизм формирования зоны проникновения (ЗП) фильтрата промывочной
жидкости (ПЖ) в пластах-коллекторах, и ее геометрия значительно отличается от ситуации в
вертикальных скважинах и определяется текстурно-структурными особенностями коллектора,
коррелятивно связанными с его литологией, и углом встречи ствола ГС с плоскостью границ
пласта.
Одним из определяющих факторов, обеспечивающих достоверность интерпретации
результатов геофизических исследований ГС, является создание и применение новой
интерпретационной модели пласта-коллектора, учитывающей физические процессы,
происходящие в гидродинамической системе горизонтальный ствол-пласт.
Результаты ПГИ горизонтальных скважин в общем случае не несут прямой
информации ни о положении кровли и подошвы вскрытого пласта-коллектора, ни о
литологическом строении выше и ниже залегающих пород, и, следовательно, проведение
интерпретации по материалам ПГИ по традиционной схеме не представляется возможным.
Первым и весьма ответственным этапом процесса обработки и интерпретации
результатов ПГИ в ГС является геометризация изучаемого объекта (определение
пространственного положения ствола УГС относительно литологических границ разреза) по
следующей схеме:
 построение вертикальной проекции ГС в ее азимутальной плоскости (по данным
высокоточной инклинометрии);
 детальное литологическое расчленение и отбивка границ литологических
интервалов (по материалам НК-ГК);
 проведение геофизических диаграмм ГС к виду вертикального разреза (с
использованием данных инклинометрии);
 детальная послойная корреляция с разрезом соседних ВС, ННС или «пилотскважины»;
 стратиграфическая идентификация пластов;
 построение геологического профиля на планшете вертикальной проекции ГС.
По результатам геометризации объекта проводится определение фактической толщины
пласта-коллектора, расстояния между стволом скважины и границами вмещающих пород,
уточнение литологических зональных неоднородностей или других особенностей
геологического строения объекта. (Рис. 4.15). Выделение коллекторов, оценка их текстурноструктурных особенностей эффективней всего производятся по комплексу ИК-БК-Инк.
Определение пористости коллекторов по результатам исследований аппаратурой РК,
прокалиброванной вместе с контейнером в физической модели пласта типа СО-НК или в
аттестованной установке ИПП[2].
Определение величины удельных электрических сопротивлений в характерных (по
геометризации) точках пласта и оценка коэффициентов нефтенасыщенности коллектора по
принятым в данном регионе зависимостям.
95
Общая оценка
эффективности (успешности) горизонтальной скважины как
технологической эксплутационной системы пласт-скважина по следующим критериям:

коэффициент вскрытия (Квск) – относительная протяженность ствола ГС по
интервалам-коллекторам;

расстояние до ВНК и наличие гидродинамических экранов между ВНК и
стволом ГС;

эксплуатационная технологичность профиля ствола – степень вероятности
образования в процессе эксплуатации газовых или водяных затворов.
96
5. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ
ПРОЦЕССЕ ИХ ИСПЫТАНИЯ, ОСВОЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
СКВАЖИН
В
5.1 Особенности заканчивания и испытаний скважин с горизонтальными
участками
Значение правильности заканчивания горизонтальной скважины нельзя переоценить.
Для того, чтобы правильно выбрать вариант заканчивания, надо знать, как пробурена
скважина, какими параметрами обладает коллектор. Наиболее важными характеристиками
пласта пористость, проницаемость, нефтегазоводонасыщенность, глинистость, эффективная
мощность, стабильность этих характеристик по простиранию пласта, степень природной
трещиноватости, ориентация природных трещин, образование конуса обводненности или
газового конуса, вероятность заплывания вынесенным из породы песком, соотношение между
вертикальной и горизонтальной проницаемостями, давление в порах и др.
В работе [7] приводятся сведения о том, что стабильность скважины вместе с
давлением в порах продуктивного пласта обеспечивается в тех случаях, когда бурение
проводится при повышенном гидростатическом давлении в стволе скважины. При этом при
наличии природных трещиноватых зон можно ожидать как поглощения бурового раствора, так
и повреждения природных трещин. Поэтому очень большое значение приобретают добавки к
раствору и тип раствора, применяемого при вскрытии горизонтального участка пласта. В
случае коллектора, неоднородного по латерали, можно ожидать отклонений в количестве
внедренного в пласт по длине горизонтального участка фильтрата бурового раствора и
различия в первоначальных свойствах коллектора. Естественно, при вводе скважины в
эксплуатацию, менее поврежденные зоны начнут давать продукцию первыми и преимущества
всей длины ГС не будут реализованы. Кроме того, в случае наличия конуса обводнения,
вследствие скин-эффектов вдоль скважины может произойти прорыв рабочего агента. В этом
случае необходима изоляция зоны обводнения, удаление слоя со скин-эффектом, без чего
нельзя эффективно разрабатывать продуктивный пласт с помощью ГС.
Способы заканчивания ГС — от заканчивания при открытом забое до применения
цементирования и перфорации хвостовика показаны на рис. 5.1. Широко применяется
заканчивание предварительно просверленным, перфорированным или прорезанным
хвостовиком, установка на хвостовике внешнего трубного пакера, заполнение межтрубного
пространства гравием, а также другие виды заканчивания, в том числе обеспечивающие
промывку установленного хвостовика жидкостью.
На рис. 5.2, а приводится разработанная во ВНИИБТ [60] система селективного
разобщения пластов с применением гидравлических управляемых клапанов типа КСРП для
крепления горизонтальных скважин, обеспечивающая возможность надежного и
долговременного селективного разобщения в горизонтальном стволе созданием пакерноцементных перемычек заданной длины. Диаметр обсадной колонны, оборудованной
комплексом клапанов 140, 146, 168 мм, наружный диаметр комплекса клапанов 178 и 200 мм,
внутренний — 124 и 144 мм. Длина впускного и выпускного клапанов в рабочем положении
составляет соответственно 1750 и 1200 мм. На рис. 5.2, б показана схема технологической
оснастки, применяемой в ОАО «Сургутнефтегаз» [13].
Следует заметить, что для гидродинамических испытаний горизонтальной части
скважины с открытым забоем могут быть использованы испытатели на трубах с упором на
забой типа КИИ или МИГ, опробователи пластов на каротажном кабеле типа ОПТ, в
обсаженном стволе — испытатели пластов на трубах типа КОИС или КИОД [2]. Они
оснащаются автономными приборами для регистрации кривых восстановления давления и
определения состава флюида.
Выбор комплекса и техники для геофизических работ при гидродинамических
исследованиях горизонтальных скважин, контроль за режимом их работы при освоении и
эксплуатации во многом зависит от способа ее заканчивания: открытым забоем или фильтром,
зацементированным участком и затем перфорированным с одним или двумя пакерами и др.
97
Он (комплекс) складывается из работ, связанных с исследованием движения флюида,
исследований самой трубы, качества ее цементирования и положения в пространстве, изучение
заколонных перетоков и окружающих горизонтальную часть скважины свойств горных пород.
Серьезные трудности возникают при проведении контроля за разработкой
месторождений геофизическими методами (по зарубежной терминологии - при проведении
каротажа продуктивности). В зарубежной практике [116] эти исследования проводятся на
гибких насосно-компрессорных трубах, внутри которых пропущен каротажный кабель.
Основные проблемы, возникающие при этом, связаны с расслоением потока по сечению ГС
(газ, нефть, вода), появлением дополнительных каналов в скважинах, законченных спуском
хвостовиков со щелевидными отверстиями, появлением газовых (в верхней части) и водяных (в
нижней части пробок в стволе ГС, имеющем синусоидальный профиль, что, как правило,
приводит к импульсному ("гейзерному") режиму работы скважины. Эти проблемы, а также
само горизонтальное расположение ствола скважин приводят к большой потере
информативности комплекса исследований по контролю за разработкой геофизическими
методами, успешно применяемому в вертикальных и наклонно-направленных скважинах с
небольшими углами искривления. Так, в этих условиях практически неинформативны
градиент-манометрия и термометрия, невозможно применение пакерной "вертушечной"
расходометрии в
хвостовиках со щелевым фильтром, беспакерные "вертушечные"
расходометры дают ложные показания при прохождении газовых и водяных пробок, а также
при обратном течении жидкости за счет одновременного вскрытия пропластков и трещин с
разными пластовыми давлениями [116]. Часто проблему надежного выделения отдающих
интервалов в ГС, интервалов выделения мест поступления воды и газа не удается решить и при
использовании дополнительных методов - закачке изотопов, проведении импульсного нейтроннейтронного каротажа и др. [116]. На рис. 5.3 показан пример результатов манометрии и
расходометрии при стационарном измерении на точке при работе ГС в режиме глобулярного
течения [116], из которого видно, что количественные определения по этим замерам серьезно
затруднены.
На рис. 5.4 показан продольный и поперечный профиль скважины, в которой
зацементирован хвостовик [116] и возможно поведение флюидов в этой скважине, а на рис.
5.5 — пример записи расходомером в хвостовике со щелевым фильтром, на которой
обнаруживаются непрогнозируемые отходы течения жидкости за пределами сечения
хвостовика.
Из вышеизложенного следует, что аппаратура по контролю за разработкой, широко
применяемая в обычных скважинах, малопригодна по своим технико-методическим
возможностям в специфических условиях ГС и по-существу должна быть разработана заново с
учетом вышеизложенных особенностей и ограничений.
Для условий России, кроме того, должны быть разработаны надежные способы
доставки аппаратуры по контролю за разработкой в горизонтальную часть ствола и технологии
проведения работ в ГС в зависимости от решаемых задач.
Наиболее важными и критическими параметрами, отвечающими за успех при бурении
горизонтальных скважин в коллекторах, представленных трещиноватыми породами являются
[116]:
- анизотропия проницаемости (Кh/ Кv);
- максимальная ориентация проницаемости в горизонтальном направлении;
-величина и ориентация напряжения пластов-пород в условиях их естественного
залегания.
На рис. 5.6 показана схема оптимизации горизонтальных объектов разведки в этих
условиях с использованием пилотной скважины.
Анизотропия проницаемости определяет, почему ценнее пробурить горизонтальную, а
не вертикальную скважину. Ориентация проницаемости полезна при определении азимута
скважины. Предпочтительнее, когда скважина (азимут) сориентирована перпендикулярно
максимальной горизонтальной проницаемости.
98
Величина и ориентация напряжения в пласте необходимы для проектирования и
оптимизации гидравлического разрыва пластов с целью интенсификации притока, а также для
подтверждения стабильности ствола скважины. В моделях используют [116] плотность,
акустические свойства; вектор напряжения и характеристики, определенные по анализу керна,
рассчитанные по данным, полученными из скважин с резким изменением направления ствола
или из пилотных скважин, для прогнозируемого окна в плотности ПЖ, позволяющего
пробурить скважину с заданным отклонением (искривлением) и азимутом.
Анизотропия проницаемости.
Обычно анизотропию проницаемости определяли при лабораторном тестировании
небольших образцов керна (25,4 мм38,1 мм). Как правило, измерения по керну не отображают
всего разнообразия естественных пластовых условий. С введением прибора МДТ (Модульного
динамического опробователя пластов) появилась возможность измерять анизотропию
проницаемости в скважинных (естественных) условиях. Рис. 5.7 — иллюстрация прибора
МДТ, демонстрирующая позиции различных зондов. Рис. 5.8 — пример работы прибора МДТ
в южном Техасе, иллюстрирующий разность горизонтальных и вертикальных откликов.
Данные и информация, поступающие из двух зондов, используются для интерпретации
горизонтальной (Кh) и вертикальной(Кv) проницаемостей посредством подгонки данных.
Мощным средством оценки динамики, масштаба пласта и вертикальной анизотропии
является тест с ограничением входа в пласт. Такие испытания могут проводится в пилотных
скважинах или существующих вертикальных скважинах или существующих вертикальных
скважинах. Принцип заключается в тестировании вертикальной скважины в таких условиях,
когда лишь небольшой процент интервала открыт для течения. Этого можно добится путем
селективного опробования интервала (с помощью разобщающего пакера) или его частичным
перфорированием. Испытания неустановившегося режима, проведенные таким образом вместе
с измерениями, выполненными либо при закрытом устье (в остановленной скважине), либо на
забое (когда определяли расход жидкости), демонстрируют режим сферического или
полусферического течения, который определяется как радиальный, так и вертикальной
проницаемостями. При радиальном течении с запаздыванием во времени наблюдается весь
интервал, и таким образом определяется радиальная проницаемость, которую можно
использовать для изоляции компоненты (составляющей) вертикальной проницаемости
сферического течения. Эффект частичной перфорации проявляется в повышении скин эффекта при радиальном течении по всему интервалу. Эти результаты можно сравнивать с
величинами, полученными при тестировании полного интервала.
Знание вертикальной проницаемости жизненно необходимо при принятии решений о
горизонтальном бурении, а также при определении где и как заканчивать. Второй источник Кv
добавит уникальности к интерпретации результатов тестирования горизонтальных скважин,
особенно, если ранее был плохо определен режим псевдорадиального течения [116].
Очень ценную информацию получают при использовании в горизонтальных скважинах
испытателя пластов типа DST [116], опускаемого на бурильных трубах или НКТ, причем пакер
устанавливается над зоной интереса (чтобы изолировать ее от остальных в стволе скважины и
позволить ей быть продуктивной). Иногда добавляют дополнительные приборы. Обычно
опускают забойный клапан для того, чтобы облегчить закрытие скважины и сократить время на
сбор данных для анализа, регистраторы давления для измерения характеристик давления в
коллекторе в процессе фонтанирования и во время получения КВД и др.
Ниже приводятся некоторые из важных причин, по которым фирмы - операторы хотят
проводить DST в горизонтальных скважинах [116].
Давление в коллекторе. Из опыта известно, что некоторые последовательности
трещин и зоны имеют различные давления. При бурении определенные зоны и/или
последовательности трещин впитывают флюиды в то время, как другие отдают. Поглощает
флюиды и энергию из других зон зона/последовательность трещин с более низким давлением.
В результате снижается начальный дебит и продолжительность нефтеотдачи из скважин.
Отбор флюидов из коллектора. Скважины, пробуренные горизонтально, могут
отдавать воду и углеводород различного происхождения или из разных пластов. Различные
99
флюиды могут поступить из различных последовательностей трещин. Используя систему DST
для изоляции и тестирования каждой последовательности трещин или зоны можно
идентифицировать и отобрать пробу флюида, поступающего из каждого интервала.
Параметры коллектора и характер трещиноватости. Параметры коллектора и
трещин - наиболее существенные параметры, которые можно определить, использую метод
DST. Можно протестировать каждую зону или последовательность трещин в стволе скважины,
чтобы определить проницаемость, скин-эффект, а в случае с последовательностями трещин параметры трещин, которые оказывают влияние на добычу (отдачу). Это важно не только доя
оценки продуктивности отдельной зоны, но и для оптимизации процесса обработки пластов с
целью их интенсификации. Та же система DST может быть использована для изоляции зон и
последовательностей трещин при кислотной обработке скважин.
Фактическая добыча. Система DST может также быть использована для изоляции
каждой зоны или трещиноватого интервала и определения их отдачи. Это облегчаетзадачу
выделения отдельных (специфических) продуктивных интервалов и определения типа флюида.
Рекомендованный метод DST - это такой метод, при котором используется система
надувных пакеров. Каротажи должны быть проведены до опробования скважины методом
DST, чтобы выбрать позицию для пакера.
Селективное опробование пласта с помощью надувного разобщающего пакера методом
DST (рис. 5.9) проводится после окончания бурения. Система позволяет изолировать и
тестировать каждый интервал, используя надувные пакеры. Преимуществом этого метода
является то, что тестирование может проводится после окончания буровых операций. И самое
важное - это то, что может быть протестировано несколько зон за один рейс в скважину.
Пакеры можно надуть, зону протестировать, а затем спустить пакеры, передвинутся в другую
зону и надуть их снова. Таким образом, можно протестировать несколько зон или
последовательностей трещин за один спуско-подъем в скважину. В стволах вертикальных
скважин это обычно проделывается 8-12 раз за один рейс в скважину. Та же система может
быть, кроме того, использована для изоляции интервалов с целью интенсификации работы
пластов.
Выделение зон трещиноватости, а также уточнение геологического строения
околоскважинного пространства успешно проводится с помощью аппаратурно-методического
комплекса вертикального сейсмопрофилирования (ВСП) в варианте применения его в
горизонтальных скважинах [116].
Наиболее полное освоение и рациональная эксплуатация ГС не могут быть достигнуты
без своевременного проведения промыслово-геофизических исследований как в сооружаемых
бурящихся, так и в эксплуатируемых скважинах, которые позволяют получать необходимую
информацию для правильного выбора оптимальных способов режимов эксплуатации и
периодичности профилактических мероприятий.
Следует отметить, что опыта в области исследования эксплуатируемых скважин и в
процессе их освоения у нас в стране и за рубежом очень мало. В периодической литературе и
патентных материалах только несколько раз появлялись публикации результатов
экспериментальных работ в процессе освоения.
Один из таких опытов (на наш взгляд наиболее строгий и удачный) был проведен в
1995 году сотрудниками НПФ «Геофизика», где была разработана и опробована технология
проведения ПГИ в ГС, которая достаточно надежна [69].
Технология позволяет проводить исследования бурящихся и эксплуатируемых скважин
при использовании эрлифта. Геофизический прибор спускается в скважину через НКТ. Выше
геофизического прибора на кабеле закрепляют движитель-толкатель, выполненный в виде
колонны насосных штанг. Штанги с геофизическим прибором достигают забоя скважины под
действием собственного веса. Длина колонны штанг выбирается из расчета, чтобы усилие,
развиваемое весом штанг, находящихся в вертикальной части скважины, превышало силу
трения штанг о стенку скважины в горизонтальном стволе. Опробование технологии в
различных скважинных условиях показало, что проведение исследований с помощью насосных
штанг имеет существенные ограничения по длине исследуемого горизонтального ствола в
100
связи со значительной массой штанг. Так, при длине горизонтального ствола 200 она
превышает 1000 кг. Необходимость спуска в скважину на кабеле груза такой массы
практически исключает возможность использования кабеля грузоподъемностью менее 3000 кг,
который широко применяется при исследовании бурящихся и эксплуатируемых скважин через
лубрикатор. Кроме этого при спуске в скважину штанг на кабеле имели место случаи
самопроизвольного откручивания их за счет момента, возникающего при натяжении кабеля,
что поставило под вопрос возможность продолжения работ с применением насосных штанг.
На основании выявленных недостатков был сделан вывод о том, что для продолжения
работ по исследованию бурящихся и эксплуатируемых горизонтальных скважин необходимо
изменить конструкцию движителя-толкателя, обеспечив снижение его веса и исключив
возможность самопроизвольного отвинчивания его элементов в скважине. При этом
необходимо было сохранить жесткость, прочность и габаритные размеры, обеспечивающие
спуск в скважину движителя-толкателя через НКТ. Решение поставленной задачи было
найдено и заключалось в том, что элементы толкателя были изготовлены из тонкостенных
стальных герметичных труб, заполненных воздухом при атмосферном давлении.
Электрическое соединение прибора с кабелем осуществлено с помощью телефонного провода,
пропущенного внутри труб. Трубы соединены между собой стандартными геофизическими
разъемами с накидной гайкой, исключающими самопроизвольное отвинчивание элементов в
скважине. Верхние элементы толкателя утяжелены свинцовым заполнителем и выполняют
функцию движителя.
При проведении исследований технологические операции выполняются в следующей
последовательности. В скважину спускают геофизический прибор на трубах толкателя,
заканчивающихся в верхней части утяжеленными трубами. Внутри труб пропускают
токопровод до соединения геофизического прибора с разъемом кабельного наконечника.
Спускают геофизический прибор с трубами толкателя в скважину до момента пока
геофизический прибор не достигает забоя скважины. При этом утяжеленные трубы должны
находиться в вертикальной или незначительно искривленной (зенитный угол не более 55)
части скважины, что обеспечивает развиваемое их весом необходимое усилие для
перемещения тонкостенных труб с геофизическим прибором в горизонтальном стволе. При
окончании измерений скважину останавливают, стравливают давление, поднимают кабель и
извлекают трубы толкателя с геофизическим прибором на поверхность.
Необходимая длина и вес спускаемых тонкостенных и утяжеленных труб
рассчитывается по формулам.
Из результатов расчета был сделан вывод, что исследования скважины с
горизонтальным стволом длиной 300 м по предложенной технологии можно проводить на
каротажном кабеле грузоподъемностью 2500-3000 кг.
Опробование новой конструкции движителя-толкателя в различных скважинных
условиях показало, что кроме исследования действующих скважин через НКТ (определение
профиля и состава притока жидкости в скважину), он с успехом может быть применен для
исследования ГС практически любыми стандартными геофизическими приборами, например,
при контроле технического состояния обсаженных скважин (термометрия, радиоактивные
методы, акустические методы и т. п.) или в бурящихся скважинах приборами, которые требуют
непосредственного контакта со стенками скважины и не могут быть размещены в контейнере
(кавернометрия, микробоковой каротаж и т. п.).
На рис. 5.10 приведена технологическая схема спуска геофизического прибора в
действующую скважину 11412 Арланского месторождения.
В соответствии с описанной технологией в остановленную скважину был спущен
геофизический прибор типа «Напор» и проведен контрольный замер методом «термометрии» в
интервале глубин 690-1074 м. Далее к межтрубному пространству был подключен компрессор
и проведено нагнетание воздуха. Через 1 ч после начала закачки воздуха проведен замер
температуры в интервале глубин 790-1080 м. Нагнетание воздуха продолжали, и через 2 ч 30
мин после начала закачки, когда давление в межтрубном пространстве достигло 5,0 Мпа,
произошел излив жидкости из НКТ. При этом давление в межтрубном пространстве снизилось
101
до 3,8 Мпа. Далее компрессор был отключен, давление из затрубного пространства стравлено и
в процессе восстановления уровня в скважине (приток жидкости из пласта) проведено
измерение методом термокондуктивной дебитометрии в интервале глубин 820-1077 м.
Регистрация дебитограммы велась непрерывно со скоростью 120 м/ч. Далее была проведена
регистрация термограммы на спуске и на подъеме прибора, а также локация муфт для привязки
глубин.
По данным дебитометрии интервалы притока жидкости в ствол скважины на глубине:
945,0…953,5…974,5 м; 990,0…996,9 м.
При этом, по-видимому, в интервале 990-996 м имеет место приток воды с дебитом 0,51,5 м3/сут, в интервале 971,5-974,5 — приток нефти с дебитом 0,2-0,4 м3/сут и в интервале
945,0-953,5 м — приток нефти с дебитом 3,5-4,5 м3/сут. Кроме этого следует отметить, что от
забоя до глубины 974,5 м ствол скважины заполнен водой, в интервале 971,5-953,5 м нефть
расслаивается с водой и течет в виде струи по верхней стенке скважины. С глубины 945,0 м и
выше ствол скважины заполнен водонефтяной эмульсией.
Выделенные интервалы притока жидкости в ствол скважины на глубине 945,0-996,9 м
подтверждаются результатами термометрии, по которым на этой глубине имеет место
изменение температуры в стволе скважины, связанное с эффектами дросселирования и
калориметрии.
Практический интерес выполненных исследований может представлять тот факт, что
приток жидкости в ствол скважины наблюдается лишь на незначительной части фильтра (18,4
м), которая составляет 6,1% от общей его длины. Этот факт свидетельствует о значительных
резервах скважины, которые могут быть реализованы путем проведения соответствующих
мероприятий (промывки, кислотной обработки, вибровоздействия и т. п.).
5.2 Особенности геофизических измерений в обсаженном стволе
Деление методов ГИС на методы, предназначенные для необсаженных или обсаженных
скважин, часто встречаемое в литературе, весьма условно, т.к. многие приборы могут быть о
успехом использованы в обоих случаях, иногда с незначительной модификацией. Гораздо
более целесообразной представляется классификация методов каротажа по основному объекту
измерений, использованная в работе [116], Автор этой работы выделяет четыре зоны в
обсаженной скважине (рис. 5.9) и группирует все методы ГИС по следующему признаку: какая
из зон является основным объектом исследования, а какая «лишь оказывает большее или
меньшее влияние на результаты измерений (табл. 5.11).
Под зоной I понимается внутрискважинное пространство, заполненное одно- или
многофазовым флюидом неподвижным или движущимся в том или ином направлении.
Зона II - обсадная труба. Зона III - пространство между трубой и породой, обычно
заполненное цементом, и зона IV - собственно порода. В табл. 5.1 значком 1 напротив каждого
метода отмечена та зона, которая является объектом исследования и значком 2 - зона, вносящая
свой вклад в показания прибора.
Из анализа данных табл. 5.1 со всей ясностью следует, что большинство геофизических
измерений в обсаженном стволе имеют своей целью исследование заполняющих скважину
флюидов (группа А, эксплуатационный каротаж), обсадной колонны и цементного стакана
(группы Б и В, контроль технического состояния скважины). Очевидно, что при этих видах
каротажа влияние окружающих пород на результате измерения является нежелательным
явлением, его стараются свести к минимуму. Что касается группы Г, то они проводятся для
исследования окружающих пород, как и каротаж в необсаженном стволе, и при их выполнении
и интерпретации, также очень важной является проблема исключения или полноценного учета
влияния скважины (в том числе колонны и цемента) на результаты измерений.
Так что принципиальных различий между методами ГИС группы Г в необсаженном и
обсаженном стволе нет (за исключением требования малогабаритности приборов в последнем
случае). Поэтому далее больше внимания уделяется методам, «типичным» для работающих
скважин, т.е. эксплуатационному каротажу.
102
Группа
А
Б
В
Г
Таблица 5.1
Области эффективного применения различных методик ГИС
Исследуемая зона
Метод, прибор
I
II
III
IV
Температурометрия
1
2
2
2
Дифференциальный термометр
1
2
2
2
Шумомер (точечный)
1
2
2
2
Шумомер (непрерывный
1
2
2
2
Радиоактивные изотопы
1
2
2
2
Вертушечный дебитометр
1
2
2
2
Вертушечный дебитометр с диффузором
1
Дебитометр с горизонтальной вертушкой
1
2
2
2
Определение флюида
1
Флюидоотборник
1
2
2
2
Микрокавернометр
1
Макрокавернометр
1
2
Электромагнитный (ЭМ) дефектоскоп прижимного 1
типа)
1
Э-М дефектоскоп с фазовым сдвигом
1
2
2
Акустический кавернометр
1
Измерение потенциала колонны
1
Скважинный телевизор
1
Локатор муфт колонны
Цементометрия (по амплитуде АК)
1
Цементометрия (по полному сигналу АК)
2
1
2
Цементометрия (по полной волновой картине)
2
1
2
Цементометрия (метод импульс-эхо)
2
1
Радиальный дифференциальный термометр
1
1
ИННК, сечение захвата нейтронов
1
ННК (с компенсацией)
1
НГК
1
ГК
1
ГК-спектрометрия
1
НГК-спектрометрия
1
АК
1
Гравиметр
1
Манометр
1
Пластоиспытатель
1
5.3 Геофизические
исследования
потока
флюида
в
действующей
горизонтальной скважине
Современные исследователи [116] рассматривают скважину как единую
гидродинамическую систему, состоящую из следующих элементов: пласт-коллектор,
переходная зона пласт-скважина, погружной насос (если таковой имеется) и трубы в скважине,
переходная зона к поверхностной арматуре, и, наконец, поверхностная система труб.
Эксплуатационный каротаж решает задачи диагностики состояния элементов этой системы в
скважине, например:
- утечка в трубах или пакерах;
- наличие нежелательных перетоков флюидов (в затрубье, по каналам в цементном
кольце);
- закупоривание перфорационных отверстий;
- приток нежелательного флюида;
103
- оценка
эффективности
интенсификации
притока
(кислотной
обработки,
гидроразрыва) и т.д.
Обычно эталоном для сравнения служат наблюдения, обязательно выполняемые при
пуске новой скважины, если есть основание считать ее работу «нормальной». Последующие
периодические измерения позволяют выявлять различные отклонения работы скважины от
«нормы» по временным изменениям в показаниях того или иного метода. В дополнение к
периодическим измерениям приборами, спускаемыми на кабеле, практикуется установка
стационарных манометров и дебитомеров в межтрубье между НКТ и технической колонной,
постоянно ведущих запись давления и расхода флюидов [116].
Из наиболее интересных достижений последних лет заслуживают внимания
следующие:
1. Достигнут значительный прогресс в понимании всей сложности многофазового
флюидного потока в работающей скважине, особенно в случае невертикального ствола.
Исследования, инициатором которых была компания Marathon Oil, позволили установить
причину неадекватного отражения вариаций такого потока скважинным вертушечным
дебитомером
обычной конструкции. Суть проблемы иллюстрируется рис. 5.12.
Принципиальное расхождение истинного профиля (а) и полученного дебитомером (б)
объясняется тем, что дебитомер располагается вдоль нижней стенки скважины и вблизи забоя
регистрирует преимущественно поток менее подвижной жидкой фазы. Выше по скважине он
захватывает все большую часть более подвижной газожидкостной смеси. Эта проблема
возникает уже при небольших (2) отклонениях скважины от вертикали! Для борьбы с этим
явлением срочно были внедрены дебитомеры о диффузорами разной конструкции,
отклоняющими поток и направляющими большую его часть на вертушку, однако это
позволило повысить достоверность дебитометрии далеко не во всех случаях. В частности, при
высоких дебитах на таких диффузорах возникает сильный перепад давлений, что приводит к
серьезным искажениям результатов.
В настоящее время ведутся работы по созданию и внедрению многовертушечных
дебитомеров, включающих также и горизонтальные вертушки. Такие дебитомеры позволят
получать более полную (объемную) картину перемещения флюидов по скважине во всей ее
динамике, даже в случае многофазового потока и нескольких интервалов перфорации.
2 Фирмой Halliburton Reservoir Servis (США) [98] создан и прошел лабораторные и
полевые испытания новый кварцевый датчик давления, обладающий уникальными
техническими характеристиками. Как известно, в настоящее время в глубинных манометрах
используются датчики трех типов: диафрагменные с резисторным преобразованием давления в
электрический сигнал, диафрагменные с емкостным преобразованием, и кварцевые на двух
кристаллах, один из которых (находящийся при постоянном давлении) служит для компенсации влияния температуры на сигнал второго (рабочего) кристалла. Датчики первых двух
типов обладают точностью измерения до 0,1 % и требуют постоянной калибровки из-за
быстрого изменения их параметров во времени, особенно при частых спусках в скважину.
Кварцевые датчики на двух кристаллах (например, установленные в манометрах Hewlett
Packard [2]) более точны, но в условиях резких вариаций температуры в работающей скважине
не обеспечивают достаточной температурной компенсации, что снижает надежность измерений. К тому же они способны работать только до давления 83 МПа и температуры до
150С. Кроме того, датчики всех трех типов обладают довольно широким гистерезисом, что
также снижает надежность разовых измерений,
Новый датчик фирмы Halliburton включает один чувствительный элемент сложной
формы, вырезаемый из целого кристалла кварца. Оригинальная система температурной
компенсации (включающая еще два кварцевых элемента) обеспечивает практически полную
минимизацию влияния температуры на показания чувствительного элемента. Этот датчик
имеет минимальный гистерезис, обеспечивает точность измерений 0,01% (± 7 КПа в конце
шкалы) в диапазоне давлений от 0,1 до 110 МПа, разрешающая способность его около 0,07
кПа, максимальные давление и температура - 138 МПа и 175С, соответственно.
104
Внедрение манометров «Petroquartz», оборудованных такими датчиками, в практику
эксплуатационного каротажа начато в начале 90-х годов. В частности, практикуется установка
глубинных манометров непосредственно в сборе с дебитомером для одновременной записи
профиля притока и вариаций давления, что позволяет избежать явных ошибок при
интерпретации дебитограммы.
Одновременность записи сразу нескольких кривых эксплуатационного каротажа имеет
огромное значение для правильной интерпретации получаемых данных, особенно в сложных
случаях (трехфазный поток, пульсирующий режим и т.п.). Поэтому многие зарубежные фирмы
выпускают аппаратуру для эксплуатационного каротажа комплектами, обеспечивающими
запись нескольких параметров за один спуско-подъем. Например, фирмой Geoservises
(Франция) был предложен комплект малогабаритных (внешний диаметр 43 мм) приборов,
каждый из которых можно опускать в скважину отдельно или в любом сочетании с
несколькими другими [102]. Приборы рассчитаны на работу с одножильным кабелем,
устойчивы к воздействию сероводорода и выдерживают температуру до 200С. В комплект
входит 9 легко соединяемых друг с другом приборов:
1. Локатор муфт обсадной колонны (НКТ). Это базовый прибор, в его корпусе
помещается также телеметрический блок, обеспечивающий непрерывную передачу на
поверхность показаний всех приборов, входящих в оборку для выполняемого комплекса ГИС,
2. Прибор ГК для привязки регистрируемых кривых к геологическому разрезу (по
глубине). В качестве детектора используется сцинтиляционный счетчик.
3. Прецизионный термометр (или дифференциальный в другой модификации) с
полупроводниковым датчиком. Обладающий высокой теплопроводностью, сенсорный элемент
датчика омывается скважинным флюидом и изолирован от корпуса прибора плохо
проводящим тепломатериалом, что исключает влияние температуры самого прибора на
измеряемую величину. Точность измерения до ± 0,1С.
4. Манометр (или дифференциальный манометр в другой модификации) с кварцевым
датчиком давления и электронной схемой дискретизации сигнала.
5. Денситометр (измеритель плотности скважинного флюида), работающий по
принципу дифференциального манометра. Разность гидростатических давлений в двух точках
измерения, расположенных в верхней и нижней части прибора, пересчитывается в плотность
флюида между этими точками.
6. Гидрометр - прибор, определяющий процентное содержание воды в скважинной
смеси флюидов по принципу диэлектрического каротажа (диэлектрическая постоянная газа и
нефти равна 1,25 - 3,0, а воды - 60-80).
7. Шумомер, регистрирующий амплитуду и частоту звуков, генерируемых потоком
флюидов в скважине. Параметры звука позволяют судить о размерах места нарушения
герметичности (трещины) колонны и типе флюида, проходящего через трещину.
8. Дебитомер вертушечного типа, снабженный диффузором диаметром 54 мм и
надежным устройством защиты вертушки от механических повреждений. Вертушки
симметричного типа одинаково эффективно регистрирует скорость как восходящего, так и
нисходящего потока флюидов в широком диапазоне скоростей.
9. Трехрычажный малогабаритный каверномер о тремя подпружиненными роликами,
скользящими по внутренней поверхности трубы. Выполняет также роль центратора всей
оборки приборов, что особенно важно в наклонных скважинах. Сила прижима роликов
устанавливается оператором в зависимости от условий измерения.
Для обработки информации, поступающей из скважины от того или иного набора
приборов, обычно используют компьютер с соответствующим программным обеспечением. В
результате обработки первичной информации получают набор всех кривых от каждого прибора
и результаты их первичной интерпретации, например процентное содержание каждой фазы по
стволу скважины, абсолютную скорость каждой фазы и их относительные скорости
(«проскальзывание» одной фазы относительно другой) и т.п. Получение таких данных путем
выполнения отдельных замеров разными приборами за несколько спуско-подъемов в
условиях сложного изменяющегося во времени многофазового притока невозможно в
105
принципе. Интересны следующие рекомендации по методике скважинных наблюдений с
комплектом приборов эксплуатационного каротажа [2, 97, 104]:
1. Большое значение имеет калибровка приборов непосредственно в скважине. Так,
дебитомер следует калибровать в зумпфе, перемещая его вверх и вниз с разными скоростями
(флюиды в зумпфе можно считать неподвижными). Денситометр и гидрометр (влагомер),
помимо калибровки на поверхности (замеры в воздухе и воде), следует также калибровать в
скважине, закрыв ее (если позволяют условия) на время, достаточное для гравитационной
сегрегации фаз (газа, нефти и воды).
2. Над каждым интервалом перфорации следует устанавливать сборку глубинных
приборов и производить измерение в течение некоторого времени в одной точке. Это особенно
важно при исследовании низкодебитных или пульсирующих скважин,
3. При исследовании скважин с многофазовым притоком полезно в нескольких
контрольных интервалах выполнять непрерывное измерение на нескольких разных скоростях,
ведя запись как на подъеме, так и на спуске.
4. Очень полезно применение центраторов, управляемых оператором (один обычно
устанавливают в верхней части сборки, один - в нижней, и один или два - посередине).
Наблюдения в течение некоторого периода времени при неподвижном кабеле и разных смещениях приборов относительно оси
скважины с помощью этих центраторов дают
дополнительную, порой весьма ценную информацию.
5.4 Контроль качества обсадных труб
Для исследования труб в скважине с целью выявления различных их повреждений и
отклонений от нормы (разъедание стенок, наличие трещин, разрывов, смятий и т.п.)
применяются различные специально для этого предназначенные приборы [2, 11, 83, 84, 113,
118, 125].
В табл. 5.2 приведены сведения о 10 подобных приборах известных зарубежных фирм,
а также о современном акустическом цементомере, дающем параметры труб в качестве
попутной информации.
Таблица 5.2
Приборы для измерений в действующих горизонтальных скважинах
№
Фирма, марка прибора
Назначение, вид каротажа
Измеряемый параметр
1
NL McCullough, CIT
Измерение толщины стенки Электромагнитное
трубы
низкочастотное излучение
2
Dresser Atlas, Magnelog
-«-«3
Schlumberger, ETT
-«-«4
Dresser Atlas, Magnelog (с Измерение диаметра труб
Э-м
высокочастотное
дополнительной катушкой)
излучение
5
NL McCullough, CCT (часто Измерение
внутреннего Э-м излучение высокой
вместе с CIT)
диаметра труб
частоты
6
Dresser Atlas, Vertilog
Дефектоскопия
Магнитный поток
7
Schlumberger, PAL
-«-«8
Schlumberger
Коррозиметрия
Электрический потенциал
9
Dresser Atlas
-«-«10
NL McCullough
-«-«11
Gearhart Industries Inc, PET
Цементометрия, измерение Высокочастотный
толщины, внутреннего и ультразвуковой сигнал
внешнего диаметров трубы
Каждый из указанных методов дает независимую информацию о тех или иных
параметрах исследуемых труб. Интерпретация аномалий, выявляемых на отдельных
получаемых кривых, часто неоднозначна, однако комплексная обработка кривых, полученных
несколькими методами, особенно с учетом данных физического моделирования, позволяет в
большинстве случаев достаточно правильно определять характер повреждения труб, что
106
чрезвычайно важно для правильного проведения ремонтных работ. Например, по кривым,
записанным коррозиметром, можно не только выделять участки, на которых утоньшение труб
вызвано коррозией, и оценивать ее интенсивность, но и различать трещины в колонне до
полных ее разрывов.
Здесь уместно более подробно остановиться на описании возможностей прибора РЕТ
(рис. 5.13) [90], Он представляет собой восьмизондовый акустический цементомер,
работающий в режиме импульс-эхо при частоте ультразвука около 500 кГц. Восемь источников
располагаются по двойной опирали на равных расстояниях друг от друга со смещением в 45
по окружности прибора (девятый источник служит для измерения скорости сигнала в
скважинном флюиде), как это показано на рис. 5.13. Помимо информации о цементном
стакане, прибор позволяет определять с высокой точностью (±0,06 мм) толщину стенки трубы
и ее внутренний диаметр, вычислять эксцентриситет и овальность. Данные измерений и
обработки представляются в виде наглядной сводной диаграммы, пример которой показан на
рис. 5.14. Следует отметить, что средний диаметр колонны вычисляется по четырем его
значениям, определяемым для четырёх пар диаметрально противоположных источников, а
толщина стенки и результаты кавернометрии труб изображаются для каждой пары источников
(четыре независимых диаграммы) на развороте цилиндрической поверхности трубы от 0 до
360. Кроме того, на сводной диаграмме могут быть также показаны кривые акустической
локации муфт и угла наклона скважин и азимута (угла) между источником № 1 и вертикальной
плоскостью, проходящей по оси обсадной трубы (в случае наклонной скважины).
5.5 Цементометрия
Описанный выше цементомер PET позволяет определять прочность цемента на
сжатие, качество контакта цемента с трубой и наличие в цементе свободных каналов, их
конфигурацию и направление с угловым разрешением до 30 (0,52 рад), а в идеальных случаях
до 6 (0,1 рад.) за счет перекрытия исследуемого канала лучами от нескольких источников.
Пример представления результатов цементометрии этим прибором показан на рис. 5.15. На
дисплее в правой части на развороте цилиндрической поверхности белыми пятнами показаны
зоны отсутствия цемента (каналы). Прочность цемента показана черным цветом разной
густоты (плотности). Между белым цветом (0) и черным (20,7 МПа и больше) используют
шесть оттенков - чем больше прочность, тем гуще цвет. Дисплей может быть ориентирован
либо по первому источнику цементомера, либо по верхней образующей обсадной колонны (в
наклонной скважине). Кроме дисплея, диаграмма включает пять кривых: максимальной,
минимальной и средней прочности цемента и угла и азимута наклона скважины.
Цементомер РЕТ фирмы Gearhart Indust (равно как и его аналог СЕT фирмы
Schlumberger) мало чувствителен к искажающему влиянию микрозазора между цементным
стаканом и колонной (под микрозазором понимают зазор размером меньше 0,01 мм,
практически непроницаемый для флюидов, но дающий на обычных цементограммах,
записанных низкочастотными приборами, такую же аномалию, как и широкий хорошо
проницаемый канал). Вместе с тем, он имеет один существенный недостаток: этот прибор не
дает информации о качестве контакта цементного стакана с породой. Такую информацию, как
известно, дают традиционные цементомеры (CBL, см. рис. 5.4, а), в которых регистрируются
амплитуда и скорость сигнала, и коэффициент его затухания.
На рис. 5.16 схематически изображен наиболее совершенный из низкочастотных
цементомеров марки RBТ [90]. Два источника и три приемника ультразвука позволяют
одновременно вести запись показаний шести зондов: прямых и обращенных длиной 106,8 см и
86,2 см каждый, одного обращенного длиной 30,5 см и одного прямого длиной 152,5 см. Эти
показания оцифровываются в приборе, их обработка позволяет получать представительные
данные о скорости и затухании сигнала в цементном кольце и породе, а также получать
полную волновую картину и ее изображение на диаграмме. Пример стандартной диаграммы, на
которой представляют результаты измерений цементомером RBТ, показан на рис. 5.17.
Таким образом, низкочастотные цементомеры (CDL и RBТ) и высокочастотные
приборы (PET, GET) хорошо дополняют друг друга: недостатки одного с лихвой
107
компенсируются возможностями другого. Поэтому для полноценного исследования состояния
цементного кольца обычно рекомендуют выполнять цементометрию комплексом типа PETСBL или, предпочтительнее, РЕТ-RBТ. Эти рекомендации основаны как на практическом
опыте работ каротажных компаний-подрядчиков по обслуживанию эксплуатационных
скважин, так и на результатах физического моделирования. В частности, Агенством по защите
окружающей среды (ЕРА) США была построена полномасштабная физическая модель
обсаженной скважины для испытания различных цементомеров. Модель включает набор
обсадных труб разного диаметра с разной толщиной стенок. Цементные стаканы разной
конфигурации с искусственными каналами и другими дефектами, омываемые различными
флюидами, позволяют воспроизводить широкий спектр реальных скважинных условий [90].
5.6 Исследование пород, окружающих обсаженную скважину
1. В последние годы наблюдается все более широкое применение гамма-спектрометрии
в комбинации с набором различных радиоактивных изотопов для контроля за результатами
кислотной обработки, гидроразрыва и других операций, направленных на интенсификацию
притока из пласта. Решающим фактором здесь явилось внедрение нового гамма-спектрометра,
оборудованного вращающимися коллиматорами, что позволяет сканировать стенки скважин и
получать ориентированные по странам света изображения мест концентрации радиоактивных
изотопов. Широкий выбор изотопов с разной энергией гамма-квантов, поставляемых в виде
разных химических соединений, позволяет раздельно «метить» рабочий флюид,
расклинивающий агент и закачиваемую жидкость и, соответственно, раздельно определять
места их концентрации в обрабатываемом пласте и скважине,
2. Традиционно широко попользуются методы ННК, ГГК и ИННК для получения
информации о пласте в обсаженных скважинах, новое поколение приборов ИННК, в которых
микропроцессоры устанавливаются непосредственно в скважинном снаряде, существенно
расширило диагностические возможности импульсного нейтронного каротажа благодаря
повышению его разрешающей способности и точности определения сечения захвата тепловых
нейтронов  и энергии вторичных гамма-квантов (т.е. в конечном итоге, водонасыщенности
пласта и его элементарного состава, соответственно) [94, 95]. Например, прибор PDK-100
фирмы Western Allas International благодаря использованию управляемых микропроцессором
100 каналов измерения (каждый во временном окне шириной 10 мкс), позволяет получать
полную кривую изменения концентрации тепловых нейтронов во времени для каждого
импульса нейтронов с начальной энергией 14 МэВ. Спектры распада и фоновый спектр
посылаются в цифровом формате в поверхностную аппаратуру, где в результате их обработки
получают значения  с невиданной ранее точностью. Пересчет значений  в значения
водонасыщенности осуществляют автоматически с помощью детально разработанных моделей
миграции тепловых нейтронов для широкого набора скважинных и пластовых условий.
Возможность установки микропроцессоров в глубинном снаряде обеспечила
создание приборов для импульсной нейтрон-гамма спектрометрии на качественно
новом уровне, таких как MSI-G/0 фирмы Western Atlas и GST фирмы Шлюмберже. В
приборе MSI-C/O генератор нейтронов производит короткий (длительностью 5-8 мкс)
выброс нейтронов каждые 50 мкс. Гамма-лучи, возникающие в породе в результате
неупругого рассеивания и захвата нейтронов, регистрируются (с измерением их
энергии) системой кристаллический детектор - многоканальный анализатор. Система
ведет запись времени прихода гамма-квантов (256 временных каналов) и спектральной
энергии гамма-квантов неупругого рассеивания (256 каналов) и захвата (еще 256
каналов). По спектрам неупругого рассеивания вычисляется содержание в породе Са,
Si, С и 0 (или отношение С/О), а по спектрам захвата - содержание таких элементов как
Са, Cl. Отметим, что содержание Са и Si определяется как по «неупругим» спектрам
(отношение Са/Si), так и по спектрам захвата (отношение Si/Са).
Коэффициент пористости рассчитывают по соотношению спектров захвата и
упругого рассеивания. Спектр данных времени прихода гамма-квантов используют для
108
независимого расчета  и, следовательно, пористости. Отношение С/О используют для
расчета насыщенностей и их распределения за обсадной колонной.
Прибор GST позволяет по спектрам захвата определять макроскопическое
сечение захвата нейтронов  и содержание в породе таких элементов, как S, Н, Cl, Fe,
Са и Si, а по спектрам рассеивания — содержание С и 0 (отношение С/О). На рис. 5.18
приведен пример представления результатов каротажа GST, выполненного в одной из
скважин в северо-западной части провинции Альберта в Канаде. Карбонатные пласты
девонского возраста в исследуемом интервале обсажены хвостовиком диаметром 178
мм, Каротаж проводили через НКТ диаметром 114 мм (внешний диаметр прибора 92,1
мм). Весь интервал был перфорирован, и скважину закрыли непосредственно перед
проведением измерений прибором GST. Учитывая высокую проницаемость
коллекторов, считали, что контакты флюидов (газ, нефть и вода) ко времени прихода
приборы в исследуемый интервал установятся в скважине на тех же уровнях, что и в
пласте.
Интерпретация кривых содержания водорода (положение ГНК в скважине),
содержания хлора (положение ВНК в скважине) и водонасыщенности и пористости
(положение ГНК и БНК в породе) подтвердила справедливость этого прогноза. Вообще же
возможность раздельного определения положения флюидных контактов в скважине и пласте
является весьма ценным качеством приборы GST.
3. Многозондовые приборы АК (подобные описанным выше, типа GET, FET и т.п.),
позволяющие регистрировать полную волновую картину, в частности по зондам большого
размера, с успехом применяются в обсаженных скважинах для определения пористости,
выявления газонасыщенных зон и прогноза напряженного состояния пород (что важно для
прогноза параметров трещины при планировании гидроразрыва). Интерпретация не только
продольных, но и поперечных (и некоторых трубных) волн осуществляется на основе данных
моделирования (расчета синтетических волновых картин) для самых разных сочетаний
колонна - цементный стакан - пласт. Результаты интерпретации АК существенно дополняют
данные нейтрон-нейтронных и нейтрон-гамма спектрометрических методов. В целом
комплексное применение современных приборов АК и РК в настоящее время позволяет
исследовать породы в обсаженных скважинах с точностью и надежностью, не уступающими
достигнутым при каротаже необсаженных скважин.
4. К принципиально новым разработкам следует отнести систему электрического
каротажа через колонну (CЗKЧK) и скважинный градиент-гравиметр (СГГМ).
Как показали теоретические исследования [114, 122], электрическое поле между
электродом, находящимся внутри обсадной трубы и электродом, расположенным вне
этой трубы (в зумпфе, на поверхности земли или в другой скважине), не полностью
шунтируется трубой.
Измеряя это поле с использованием различных новинок в области
измерительной техники можно с приемлемой точностью определять сопротивление
пород, окружающих обсадную колонну [123, 124]. В течение последних нескольких лет
компанией ParaMagnetic Logging Inc. (США) ведутся работы по созданию системы для
выполнения таких измерений (СЭКЧК). Эти работы (помимо самой компании)
финансируют также Департамент Энергетики США,
Научно-исследовательский
Институт Газа (США) и одна из крупных нефтяных международных компаний. Эта
система, запатентованная в США, включает генератор низкочастотного переменного
тока, усилитель мощности, несколько переключателей, три токовых электрода (А и F,
расположенные в скважине и контактирующие с обсадной трубой, и В - на
поверхности), и три измерительных электрода (С, D и Е, также расположенные в
скважине). Длина скважинного снаряда 19 м, диаметр - 101,6 мм.
109
При перемещении прибора по скважине с помощью переключателей производят
непрерывную коммутацию в токовой и измерительной цепях. Когда ток идет от электрода А к
электроду Б, определяют сопротивление колонны, когда ток идет от электрода А к электроду В
- сопротивление колонны плюс сопротивление пород. Обработка результатов позволяет
выделять сопротивление пород «в чистом виде». Полевые испытания, проведенные в Техасе в
мелких скважинах, показали, что получаются хорошо воспроизводимые результаты даже в
случае заполнения скважины пресной водой. Кривые электрического сопротивления хорошо
повторяют кривые БК (ИК), записанные до спуска обсадной колонны, С внедрением СЗКЧК
специалисты ДЭ США рассчитывают резко повысить эффективность контроля за вторичными
и третичными методами извлечения нефти и улучшить коэффициент успешности поиска
залежей УВ, пропущенных старыми скважинами, Фирмой Amoco Production Research известным разработчиком скважинных гравиметров, ведутся работы по созданию гравиметра,
способного непосредственно в скважине измерять все элементы гравитационного поля [112].
Чувствительные элементы основаны на принципе крутильных весов. Обработка результатов
позволяет получать полное значение гравитационного тензора и любых его проекций.
Интерпретация результатов дает возможность определять не только величину гравитационной
аномалии, но и направление на возмущающее тело и расстояние до него. Прибор СГГМ
обладает большей разрешающей способностью, чем традиционные гравиметры Ла КостаРомберг, особенно при анализе наклонных слоев. Наиболее точные значения плотности пород
получают при комплексировании градиент-гравиметра с обычными скважинными
гравиметрами.
5.7 Перспективы развития каротажа обсаженных скважин
В ближайшие годы в области каротажа обсаженных скважин необходимо будет решить
ряд актуальных проблем, во-первых, внедрение многозондовых скважинных приборов,
оснащенных микропроцессорами, требует резкого повышения пропускной способности (до 1
мегабита в сек. и больше) каналов связи скважинный прибор - наземная аппаратура.
Для ликвидации этого «узкого места» на первое время полезным окажется
использование таких новых технологий, как ступенчатая телеметрия, различные способы
уплотнения информации и т.д. Кардинальное же решение этой проблемы связывают с
созданием каротажного кабеля на оптических волокнах, способного пропускать информацию
со скоростью свыше 50 М бит/с.
Во-вторых, требует эффективного решения целая группа задач, связанных о каротажем
обсаженных наклонных и горизонтальных скважин. Здесь прогресс, по-видимому, будет идти
параллельно с прогрессом в каротаже наклонных необсаженных скважин, в частности, в
области каротажа в процессе бурения (с установкой приборов в бурильном инструменте). Так
что эта проблема, в принципе является самостоятельной областью ГИС, заслуживающей
отдельного рассмотрения.
И, наконец, в-третьих, большая работа предстоит в области оптимального
комплексирования различных методов каротажа обсаженных скважин, что предусматривает
как разработку оптимальных обрабатывающих программ, там и стандартизацию всего
комплекса матобеспечения записи, хранения, передачи и обработки каротажной информации.
Без решения этой проблемы сервисные компании и их заказчики рискуют «утонуть» в
надвигающемся «приливе» колоссального объема первичных и промежуточных материалов
ГИС.
Основными причинами, часто сводящими на нет все успехи каротажа обсаженных
скважин, и, в частности, эксплуатационного каротажа, при переходе от исследований
вертикальных скважин и исследованиям сильнонаклонных и горизонтальных скважин
являются:
- горизонтальность расположения исследуемого объекта, приводящая к расслоению
потока при наличии двух и более фаз;
- наличие обводных каналов при спуске в продуктивную часть ГС заранее
перфорированных фильтров без их цементирования, а также большая вероятность наличия
110
таких каналов и при цементировании эксплуатационных колонн или хвостовиков из-за
одностороннего расположения цементного раствора в стволе ГС.
5.8 Перспективы
геофизических
исследований
в
действующих
горизонтальных скважинах
Проблемы измерения расхода многофазных потоков не решены не только для условий
ствола ГС, но и в поверхностных условиях промыслов при добыче нефти с высоким газовым
фактором, газоконденсата, при высокой степени обводненности и т.п., что технологически и
организационно выполнить проще.
Анализируя состояние проблемы измерения многофазного потока R.С.Cold,
S.G.Simmons (ВР Intl.Ltd) в своей публикации (Journal of Petroleum Technology - 1984 - Vol.36
N 12) пришли к выводу о необходимости объединения усилий мирового интеллектуального
потенциала для ее решения, поскольку существующие на сегодняшний день решения устарели,
так, как не отвечают требуемой точности и однозначности измерений.
В зарубежной практике эксплуатационный каротаж и другие виды исследований в
обсаженной части ГС проводятся, как правило, на гибких насосно-компрессорных трубах,
внутри которых пропущен каротажный кабель.
Схема каротажа с использованием системы гибких труб, наматываемых на барабан
(Coiled Tubing) приведена ранее (рис. 4.8).
Основные проблемы, возникающие при этом, связаны с расслоением потока по
сечению ГС (газ, нефть, вода), появлением дополнительных каналов в скважинах, законченных
спуском хвостовиков со щелевидными отверстиями, появлением газовых (в верхней части) и
водяных (в нижней части) пробок в стволе ГС, имеющем синусоидальный профиль, что, как
правило, приводит к импульсному («гейзерному») режиму работы скважины. Эти проблемы, а
также само горизонтальное расположение ствола скважины приводят к большой потере
информативности комплекса исследований эксплуатационного каротажа (комплекса
исследований по контролю за разработкой геофизическими методами, ГИС-контроля),
перечисленному в разделе 5.2 и успешно применяемому в вертикальных и наклоннонаправленных скважинах с небольшими углами искривления.
Так, в этих условиях практически неинформативны градиент-манометрия и
термометрия, невозможно применение пакерной «вертушечной» расходометрии в хвостовиках
с щелевым фильтром, беспакерные «вертушечные» расходомеры дают ложные показания при
прохождении газовых и водяных пробок, а также при изменении уровня раздела сред и при
обратном течении флюида за счет одновременного вскрытия пропластков и трещин с разными
пластовыми давлениями. Часто проблему надежного выделения отдающих интервалов в ГС не
удается решить и при использовании дополнительных методов - закачке изотопов, проведении
импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) и др.
В Компании Atlas Wireline Services (США) были проведены работы по оценке
возможностей приборов эксплуатационного каротажа (каротажа в эксплуатационных
скважинах) для определения профилей притока нефти/воды в горизонтальной трубе с
внутренним диаметром 4 дюйма (Carison N.R. and Denarzanl M.J.). Profiling Horizontal
Oil/Water Production. IPT (July 1991. 780-785).
Целью выполнения данного проекта была количественная оценка традиционно
используемых приборов каротажа в эксплуатационных скважинах при контролируемых
условиях в прозрачной горизонтальной трубе, имитирующей обсаженный ствол ГС и
соединенной с наземной арматурой с петлеобразными выкидами (замкнутая петля).
В установку вводилась водопроводная вода (плотность 1,0 г/см3) и керосин плотность
0,83 г/см3, имитирующий нефть в различных сочетаниях, имитирующих скважинные условия.
Испытаниям подвергались:
- отцентрированный непрерывный вертушечный расходомер, не нарушающий
структуру разделенного потока;
- отклоняющий (диффузорный) расходомер, направляющий весь поток из сечения
трубы в узкую трубу, где установлена вертушка;
111
- диэлькометрический влагомер (в комплексе с отклоняющим расходомером - на его
выкиде после вертушки);
- коллимированный (сфокусированный) гамма-плотномер, применяемый в комплексе с
вертушечным расходомером;
- несфокусированный (объемный) гамма-плотномер, применяемый в комплексе с
вертушечным расходомером и другими приборами эксплуатационного каротажа.
При испытаниях выяснилось, что при используемых флюидах (водопроводная вода +
керосин) разделенные потоки флюидов в трубе внутренним диаметром 4 дюйма имеют место
при общих расходах < 1000 бар/день ( < 159 м3/сутки).
На рис. 5.19 показан разделенный поток с низким содержанием воды, когда вода
движется вдоль нижней части трубы, а нефть над водой в виде отдельной фазы.
Отцентрированный неотклоняющийся каротажный прибор для измерения расхода и свойств
флюида в таком потоке реагирует только на нефть, он не может реагировать на содержание
воды или общий расход,
На рис. 5.20 показан разделенный поток нефть/вода при высоком содержании воды и
тот же тип каротажного прибора, что и на рис. 5.19. В этом случае прибор реагирует только на
воду и не может реагировать на содержание нефти или общий расход.
Одним из каротажных приборов, который проходил оценку по данному проекту, был
отклоняющийся расходомер (рис. 5.21). Этот расходомер включает отклоняющийся элемент,
который направляет поток в узкий центральный канал прибора. Отклонившийся (сжатый)
поток приводит во вращение вертушку и затем выходит из прибора в трубу, имитирующую
эксплуатационную колонну. Этот тип расходомера реагирует на общий расход в разделенном
потоке нефть/вода и в смешанном потоке при его турбулизации. Прибор несфокусированного
(объемного) гамма-плотностного каротажа, включающий гамма-источник и детектор (рис.
5.22) также проходил оценку по этому проекту. При такой схеме гамма-плотномера эти
показания будут зависеть кок от объемной плотности флюида в стволе скважины, так и от
плотности стенки трубы и от плотности горных пород (цемента) за трубой.
Отрегулировав длину зонда и мощность источника таким образом, чтобы 95%
показаний прибора обусловливались изменением плотности флюида, можно решить задачу
определения содержания воды вдоль ствола ГС как в разделенных, так и в смешанном потоках
нефть/вода.
Вместе с отклоняющимся расходомером испытывали и диэлькометрический влагомер,
находящийся в центре горизонтальной трубы с потоком нефть/вода (рис. 5.23). Полученные
характеристики прибора показаны на рис. 5.24, где по вертикальной оси отложены показания
прибора Fr, полученные по формуле
Fr = (fm – fo)/(fw – fo),
где fо — частота показаний прибора в нефти;
fw — частота показаний прибора в воде;
fm — частота показаний прибора в смешанном потоке нефть/вода.
Содержание воды показано на горизонтальной оси. Кривые на рис. 5.24 построены для
значений суммарных расходов 308, 514 и 857 бар/день. При содержании воды от 0 до 0,4 Fr
увеличивается с увеличением содержания воды. При значениях содержания воды > 0,4
интенсивность увеличения показаний fr резко падает. Примерно аналогичный результат был
получен и при испытании коллимированного (сфокусированного) гамма-плотномера совместно
с отклоняющим вертушечным расходомером. Он оказался малочувствительным при
содержании воды > 0,4. Выводы, полученные по результатам испытаний:
1. Отцентрированный непрерывный вертушечный расходомер для получения профиля
притока нефть/вода в горизонтальной скважине малопригоден и к применению в этих условиях
не рекомендуется.
2. Благодаря особенностям своей конструкции отклоняющийся расходомер может
измерять суммарные расходы разделенного и смешанного потоков и рекомендуется к
применению в ГС до расходов  400 м3/сутки.
112
3. Влагомер и коллимированный (сфокусированный) гамма-плотномер при работе у
выкида отклоняющегося расходомера в трубе с внутренним диаметром 4 дюйма обычно не
реагируют на содержание воды >40% в разделенном потоке и к применению в ГС не
рекомендуются.
4. Гамма-плотномер объемного типа (без фокусировки) с соответствующим подбором
длины зонда и мощности источника может реагировать на полный диапазон значений
содержания воды в разделенном и смешанном потоках и рекомендуется к применению в ГС
для исследования всего ствола скважины,
5. Погрешность измерения раздельного дебита нефти/воды, достигнутая в данном
эксперименте, оценивается в лучшем случае значениями 5% объемных. Однозначность
определения профиля отдачи нефти/воды будет серьезно ухудшено при наличии каналов за
обсадной колонной (хвостовиком), при появлении третьей (газовой) фазы как в местах
скопления газовых пробок, так и при работе ГС в режиме, когда давление в стволе скважины
близко к давлению насыщения и т.п.
Отечественные приборы для проведения эксплуатационного каротажа (проведения
ГИС-контроля), как правило, являются комплексными и в основном отличаются от
рассмотренных зарубежных приборов укороченной длиной (до 2000 мм) и отсутствием
центраторов. Центровке подлежат только отечественные беспакерные расходомеры
(дебитомеры), являющиеся приставками (дополнительными модулями) к комплексным
приборам ГИС-контроля.
Поэтому, с учетом результатов зарубежных исследований можно констатировать, что
отечественные комплексные приборы контроля за разработкой месторождений (ГИСконтроля), как и большинство зарубежных комплексных приборов для проведения
эксплуатационного каротажа в вертикальных и слабоноклонных скважинах, для работы в
горизонтальных
действующих
скважинах
непригодны
и
требуют
полного
переконструирования с учетом особенностей структуры потока в действующих ГС и других
особенностей, рассмотренных ранее.
Из всего арсенала приборов ГИС-контроля в действующих ГС могут быть
рекомендованы расходомеры с устройством отклонения потока (с диффузорами) и гаммаплотномеры объемного (нефокусированного) типа. Каковы же пути решения данного вопроса?
Наибольшая вероятность успешного решения проблем проведения эксплуатационного
каротажа в ГС лежит в области применения новых физических методов измерения в
многофазных потоках, к которым в первую очередь относятся:
принципы измерения положения нечетких границ раздела слоистых сред на основе
резонансных радиочастотных датчиков;
флуктуационные способы определения дебита на основе критериев подобия;
способы измерения структуры потока на основе круговой решетки профилей;
сканирующие методы изучения сечения потока и т.д.
Значительная часть новых физических методов измерения в многофазных потоках
прошло экспериментальное опробование в поверхностных условиях для задач контроля
многофазных потоков на промыслах. Применение аналогичных подходов к созданию
скважинных приборов для исследования действующих ГС встретит значительные трудности,
однако, других путей для решения данной проблемы не существует и поэтому усилия
разработчиков должны быть сконцентрированы именно в этих направлениях.
Что касается способов доставки скважинной аппаратуры, то они подробно описаны в
других разделах. Следует лишь отметить, что наиболее перспективными являются способы
доставки измерительных комплексов в действующие ГС на гибких трубах с кабелем (Coiled
Tubing) и на жестком каротажном кабеле.
Определенный интерес может представлять использование движителя с
электроприводом, закрепляемом на конце НКТ в месте, где кривизна не превышает 40-45°.
Спускаемый сверху измерительный комплекс входит в зацепление с движителем и затем
увлекается им в горизонтальную часть ГС при подаче энергии сверху по кабелю. При
достижении забоя движитель обесточивается, и извлечение измерительного комплекса
113
производится путем извлечения каротажного кабеля. Создание такого движителя и технологии
производства работ производится в настоящее время научно-производственной компанией
«Геоэлектроника сервис» (г.Тверь) по заказу «Газпромгеофизики».
114
6. ГОРИЗОНТАЛЬНОЕ БУРЕНИЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН И ЕГО
ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ (обзор зарубежных источников)
Все ведущие зарубежные компании, проводящие бурение и ГИС в ГС, были широко
представлены своей информационной продукцией на последней выставке НЕФТЬ И ГАЗ - 96:
SCHLUMBERGER» (с дочерними фирмами ANADRILL, DWELL), HALLIBURTON, SPERRYSUN (в связке с DRESSER), Baker-Hughes INTEQ и некоторые менее известные компании.
Принципиально новым источником информации, у которого бесспорно огромное
будущее (особенно в России), становится Интернет.
Ведущие нефтяные, буровые и геофизические компании имеют свои рекламные
страницы Home Page, доступные посредством различных программ чтения. Копии этих
рекламных материалов на компакт-дисках уже распространяются для тех, кому недоступны
высокоскоростные каналы.
Некоторые из рекламных материалов, полученные на компакт-диске CDHalliburton, проанализированы и включены в обзор (раздел по гибким трубам ГТ).
В обзоре использована информация других ведущих фирм (Schlumberger, Sperry-sun, Dresser
ets), полученная через Интернет. Она часто эквивалентна по скорости появления рекламе в
журналах.
6.1. Экономические аспекты проводки горизонтальных скважин
По данным Американского Нефтяного Института, который подвел итоги 1995 года в
нефтегазовой промышленности только недавно (OGJ, 1996, nov 25, p30), затраты на бурение и
обустройство скважин всех типов составили 10,5 млрд. долл США (рост на 8,9%). Пробурено
20 528 скважин (рост на 2,5% против 1994 г.). Средняя стоимость скважины 513 415 долл или
286 долл/пог.м.
Из общего числа: 7 745 скважин нефтяные, 7 863 - газовые, 4 920 - сухие. (Успешность
бурения - 76%).
Горизонтальное бурение возросло на 32%, было закончено 1175 ГС при суммарных
затратах 1,4 млрд. долл. (средняя стоимость скважины, по нашим оценкам, 1,19 млн. долл.),
однако это не значит, что средняя ГС больше, чем вдвое дороже обычной скважины. Основные
объекты горизонтального бурения расположены в регионах, где стоимость вертикальной
скважины может достигать 1 млн. долл. (Аляска, Северное море, шельф Техаса).
Обозреватель по бурению Oil&Gas Journal (OGJ, 1995 dec 18) оценивает общий объем
каротажных услуг (на кабеле) в 2,2 млрд.долл./год, объем каротажа в процессе бурения 600-700
млн., из них объем литологических методов каротажа - 350 млн. Общее количество
завершенных ГС в мире на 1995 год более 3000, из них более 1200 в Канаде.
Среди рекордов 1995 года отметим следующие (OGJ, 1995, sept 25): компания Maersk
Oil Qatar на площади Al Shaheen-5 пробурила скважину, горизонтальный участок которой
составляет 3987 м. Прежний рекорд на этой же площади был равен 3896 м. Оба ствола
проходят под дном моря, глубина которого 1070 м.
Компания Anadrill сообщила, что ее рекорд бурения ГС с сильным отклонением забоя от
устья составляет 8 км в плане (длина горизонтального участка около 3 км). Проект предусматривает
эксплуатацию морского месторождения бурением куста скважин с берега.
Детальный технико-экономический анализ ГС выполнен по заказу Министерства
Энергетики США в прошлом году (JGJ, 1995, jun 19). Главные факторы таковы:
В США на 01.01.94 г. пробурено 4620 ГС, 90% которых пройдены в карбонатах
(например, в свите писчего мела Техаса, где эффективность ГС установлена давно).
Техническая успешность равна 95%, экономическая успешность - 50% (не указано, что
под этим понимается). Прирост запасов составил 1,4 млрд.т (38% извлекаемых запасов).
Важно, что в 30% проектов техническая эффективность не выявлена.
В Канаде на 01.01.94 г. пробурено 1786 ГС. Индекс продуктивности (отношение
дебитов ГС и эквивалентной вертикальной) - 4,1, более 90% проектов операторы считают
115
технически и экономически успешными и планируют расширение работ (что произошло
реально в последующие годы).
Из сопоставления всех сведений легко увидеть некоторые разночтения в суммарном
числе ГС, которые, возможно, связаны с разной оценкой многоствольных (елочных)
конструкций. Можно усмотреть также, что, сравнивая начальные дебиты, авторы ничего не
говорят о соотношении накопленной добычи, обводненности продукции, затрат на ремонт и
т.д. Возможно, для этого пока недостаточно статистики. Известно пристрастие американцев к
большим статистическим массивам, накопленным за много лет.
Обзоры показывают: в условиях сравнительно постоянных или слабо меняющихся цен
на нефть, не подконтрольных нефтяным компаниям, единственный путь операторов (буровых
компаний) для сохранения прибылей - снижение расходов путем технологического прогресса.
Современные технологии проводки ГС дают такую возможность, поэтому их число растет
опережающими темпами. Большинство ГС (около 80%, точные цифры неизвестны) бурятся
хорошо отработанными технологиями роторного бурения с применением режима отклонения
(изменение кривизны траектории и работа забойным винтовым двигателем). В рамках
указанных цифр резко растут объемы бурения и других операций на гибких трубах (ГТ).
Суммарные цифры пока невелики, но важна тенденция.
6.2. Основные объекты проводки горизонтальных скважин
Следуя классификации, принятой в обзоре Э.Е.Лукьянова (1994), основными объектами
проводки ГС являются трудноизвлекаемые и труднодоступные запасы.
Под трудноизвлекаемыми понимают запасы, приуроченные в водо- и газонефтяным
зонам, нефтяным оторочкам нефтегазовых залежей, нефтегазоконденсатным залежам, вязкие,
высокопарафинистые, сероводородные нефти, залежи с аномальными пластовыми давлениями,
низкопродуктивные слабопроницаемые объекты, выработанные залежи на финальных стадиях
эксплуатации с сильно обводненной продукцией.
В США традиционным объектом горизонтального бурения является свита писчего мела
Остин (Техас, Луизиана), массивный протяженный объект с сильно развитой вертикальной
трещиноватостью и нефтегазопроявлениями по всей мощности и протяженности.
Под труднодоступными понимают месторождения континентального шельфа, объекты,
расположенные под реками, озерами, под городскими или недоступными территориями,
удаленные объекты Крайнего Севера, Северо-востока России, арктический шельф Аляски и т.д.
Помимо этих объектов, где традиционное бурение попросту неэффективно, ГС
начинают применять на месторождениях, ранее разрабатывавшихся посредством
вертикального бурения. Существенным образом изменяются традиционные системы
разработки: появляются разветвленно-горизонтальные (куст скважин с одним устьем), в
частности, многозабойные ГС (несколько горизонтальных стволов в пределах одного пласта),
многоэтажные ГС (горизонтальные стволы в нескольких эксплуатируемых интервалах с одним
вертикальным устьем) и т.д. Точная классификация геометрических схем - дело будущего,
поскольку они продолжают стремительно усложняться.
В частности, на днях Baker Hughes INTEQ (OGJ, jan 20, 97) сообщила о проходке и
обустройстве трех горизонтальных стволов в трех продуктивных интервалах из действующей
эксплуатационной скважины, называя это рекордом.
Как технологии проводки ГС, так и системы разработки залежей продолжают
стремительно совершенствоваться, что делает особенно трудной даже задачу ближайшего
прогноза.
Напряженное состояние массива и форма сечения скважины
Уже давно накапливались скважинные материалы, свидетельствующие о том, что
напряженное состояние массива горных пород, проходимых бурением, отражается на форме
сечения скважины.
116
По данным современного обзора, составленного S.Prensky Borehole Breakouts and In-situ
Rock Stress- A Review (Log Analyst, 1992, may-june, pp304-312), включающего 100 работ, форма
поперечного сечения скважины пристально изучается с 1964 г., когда после первых измерений
4-рычажным каверномером (вместо 3-рычажного) оказалось, что сечение скважины не
является круговым. В первом приближении его можно считать эллиптическим, причем оси
эллипса ориентированы по главным осям вектора напряженного состояния массива пород в
точке бурения. Приведены простейшие схемы сжимающих напряжений в горизонтальной
проекции. Если до бурения напряжение уже было разгружено системой трещин, то разрушение
породы в процессе бурения и после него (при промывке, каротаже и т.д.) происходит вдоль
трещин. Если напряженное состояние еще не достигло предела прочности породы, разгрузка
при бурении происходит вдоль проекции главного вектора напряжений.
Эти наблюдения многократно проверены прямыми измерениями (многорычажная
кавернометрия, наклонометрия). В последнее время для этих целей привлекают электрический и
акустический телевизоры (сканеры) и иные средства сканирования стенок скважины. Косвенные
данные могут быть получены из широкополосной акустики (соотношение интервальных времен
продольной и поперечной волны) и из наблюдения ориентации трещин гидроразрыва.
Однако реальные напряженные состояния могут быть внеосевыми (сдвиговыми),
изгибающими и т.д. Известны так называемые зоны аномально высоких и низких пластовых
давлений, в которых происходит незакономерное (немонотонное) изменение давлений с
глубиной. Их геофизический прогноз исключительно важен для предотвращения аварий при
бурении.
Все перечисленные факторы
влияют на форму сечения скважины, которая
исключительно важна для внесения поправок в малоглубинные ГИС (изменение диаметра,
влияние корки и раствора и т.д.).
Ситуация дополнительно усложняется при проходке горизонтальных стволов. При
проходке зон аномальных давлений вертикальная компонента может оказаться меньше
горизонтальной. При проходке сильно трещиноватых пород (свита писчего мела Техаса, в
которой пробурено около 1000 ГС) возможно интенсивное выкрашивание. При проходке
высокопористых слабо сцементированных коллекторов на больших скоростях возможен
интенсивный вынос породы. Эти и другие факторы приводят к тому, что реальная форма
сечения ГС известна очень приблизительно, что затрудняет построение системы поправок для
количественной интерпретации ГИС. Трудность этой задачи может привести к созданию
многозондовых приборов ГИС, подавляющих влияние ближней зоны в ГС. Эта тенденция уже
наблюдается.
Кроме того, форма сечения горизонтального участка ствола и его стабильность
определяется следующими важными для ГИС факторами. Как известно, плотность бурового
раствора обычно выбирается таким образом, чтобы компенсировать поровое давление в породе. Для
горизонтальных участков значительной длины (200-600 м) это условие выполнять особенно трудно,
так как нужно принимать во внимание перепад давления вдоль горизонтального участка ствола.
Подбирая плотность бурового раствора таким образом, чтобы его гидростатическое давление
несколько превышало поровое давление пласта на забое, можно создать условия для гидроразрыва
или растрескивания пласта в начале горизонтального участка.
Крайне нежелательны также и другие побочные эффекты воздействия на коллектор
(например, аномальное проникновение фильтрата раствора и т.д.).
В любом случае стабильность горизонтального участка ствола требует намного более
тщательного изучения, чем традиционные подходы к стабильности вертикального ствола:
выбор состава раствора, его плотности и т.д.
Из имеющихся в новейшей литературе данных следует, что при бурении ГС все чаще
отходят от традиционного правила о равновесии давления бурового раствора и пластового
давления и бурение ГС проводят при депрессии на пласт (underbalanced), принимая
специальные меры для предотвращения нежелательных последствий (выбросов).
Помимо указанных выше факторов (корректной интерпретации малоглубинных
геофизических методов в открытом стволе - МБК, РК, АК), детальное изучение формы сечения
117
ГС важно для геофизической корректировки крепления ствола (правильный расчет объема
цемента, постановка центраторов колонны и т.д.), привязки перфораторов, оценки качества
крепления, прогноза возможных ремонтных работ и т.д.
6.3. Система бурения и каротажа Anadrill Schlumberger
При бурении ГС фирма использует три типа профилей:
1. Скважины с большим радиусом кривизны (300-900 м) и интенсивностью
искривления 2-6 на 30 м.
2. Скважины со средним радиусом кривизны (40-200 м) и интенсивностью искривления
5-10 на 1 м.
3. Скважины с малым радиусом кривизны (5-10 м) и интенсивностью искривления 510 на 1 м.
В последнее время часто используются два типа профилей (с двумя участками искривления) в
особенности, когда расстояние от устья до забоя по горизонтали велико. Ниже обсуждается пример,
когда это расстояние равно 8 км (рекорд Анадрилл на сегодняшний день).
Скважины с двумя криволинейными участками привлекательны тем, что
минимизируют момент сопротивления вращению колонны и минимизируют усилия по
коррекции траектории, если фактический геологический разрез отличается по глубине от
проектного.
1. Скважины первого типа бурят, в основном, традиционным оборудованием. Этот
профиль применяется, когда проектная длина горизонтального ствола превышает 1500 м. При
этом возникают проблемы очистки горизонтального ствола от шлама и проблема стабильности
ствола. Для их решения применяется более мощный насос и специальные растворы с особыми
средствами очистки.
2. Для бурения скважин этого типа применяют или традиционное оборудование или
специальные компоновки низа бурильной колонны, включают гибкие элементы бурильных
труб. Горизонтальный участок для данного профиля не превышает 900 м из-за высокого
сопротивления перемещению и вращению труб.
3. Для бурения скважин этого типа привлекают специальное оборудование: буровые
колонны уменьшенной жесткости и диаметра (150-160 мм), забойные двигатели с шарнирами
на концах и между секциями, коленчатые шарнирные бурильные трубы и гибкие трубы (ГТ)
большой длины (несколько км - об этом далее). Из-за малого диаметра забойные двигатели
имеют небольшую мощность, из-за особенностей геометрии не удается создать большой
осевой нагрузки на долото: наличие шарнирных элементов создает осевые вибрации,
влияющие на работу оборудования и геофизической аппаратуры. Все это ограничивает длину
горизонтального участка величиной 200-250 м. Это обстоятельство может быть
компенсировано бурением нескольких горизонтальных стволов из одного вертикального,
чтобы создать значительный интервал дренирования коллектора, что и валяется основной
задачей горизонтального бурения.
При составлении проекта бурения фирма использует математические модели для
расчета моментов сопротивления вращению и продольному перемещению колонны, а также
изгибающих усилий в сопоставлении с предельно допустимыми параметрами для данного
оборудования.
Учитывается два режима бурения: с вращением буровой колонны при закрепленных
параметрах отклонителя и с фиксированной колонной и
Специалисты по бурению отмечают, что для успешности горизонтального бурения
весьма важен практический опыт, накапливаемый в данном регионе: на первых порах
коэффициенты сопротивления продольному перемещению, вращению колонны на разных
участках ствола и т.д. известны весьма приблизительно. Они уточняются при регистрации
режимов проходки первых скважин, накапливаемых в базе данных.
Анадрилл от 75 до 90% длины горизонтального ствола проходит с вращением
бурильной колонны (увеличивается скорость бурения, ориентация ствола более стабильна).
Криволинейные участки проходят с закрепленной колонной и работающим забойным
118
двигателем (режим ориентации). Таким образом, ГС может быть пройдена одной компоновкой
колонны (без подъема на поверхность). Для геофизики это означает необходимость иметь
внизу большую память для фиксации показаний геофизических зондов и последующего
считывания на поверхности.
Приведены параметры забойных (винтовых) двигателей RowerPak*: диаметр от 73 до 285,8
мм, диаметр бурения от 85,9 до 660 мм, число заходов винтовой пары (ротор : статор) от 1:2 до 7:8,
число витков от 3 до 6, подача (расход раствора через двигатель) от 1,3 до 94,5 л/сек, частота
вращения долота от 48 до 480 об/мин, крутящий момент от 276 до 14230 Нм, перепад давления в
двигателе 3-7 МПа.
Двигатели могут быть двухсекционными, причем соотношение длин (общая длина :
длина нижнего плеча) меняется от 3,0:0,9 м до 8,8:2,5 м. Для обеспечения требуемой кривизны
ствола угол между секциями может меняться от 0 до 3 с шагом 0,25.
Отмечено, что большинство коммерческих телесистем передачи информации с забоя на
поверхность, включая все системы Анадрилл, используют гидродинамический канал внутри
бурильной колонны (так называемый гидроимпульсный канал связи). Простейший вариант
передает инклинометрические замеры и угол установки отклонителя, который может
определяться магнитным методом для зенитных углов до 8 и гравитационым методом в
остальных случаях. Обычно измерения передают при неподвижной колонне через 9 м (при
наращивании очередной секции колонны).
Сложные телесистемы, описываемые подробно ниже, передают информацию от
комплекса ГИС (ГГК, ННК, АК, ГК, БК, ИК) и комплекса параметров бурения (включая
инклинометрию):

осевая нагрузка и момент на долоте. Сравнение этих величин с измерениями наземными
датчиками позволяет оценить сопротивление колонне;

число оборотов забойного двигателя в сочетании с параметрами расхода раствора позволяет
оценить режимы бурения и износ долота;

измерение ударных нагрузок и вибрации низа колонны также позволяет влиять на режим
бурения, предотвращая поломки аппаратуры и оборудования;

инклинометрические замеры.
Один из современных вариантов гидроимпульсной телеметрии назван PowerPulse. Он
работает на частоте до 10 бит/с. Это - предельная пропускная способность для
гидроимпульсного канала связи. Она недостаточна для передачи всей информации в реальном
времени (фактические величины для устойчивой работы 3-6 бит/с). Поэтому устройство
передает минимально необходимую информацию (инклинометрия, КС, ГК, АК и т.д.),
необходимую для оценки траектории ствола, режимов работы и идентификации разреза.
Остальная информация запоминается в памяти (параметры не обозначены) для последующего
считывания на поверхности. Источником энергии является турбина и электрогенератор,
приводимые в движение нисходящим потоком бурового раствора, для систем большого
диаметра (М10, М3) и батарейное питание для систем малого диаметра (Slim 1). Ресурс
литиевых батарей 150-800 час, ресурс щелочных аккумуляторов 50-250 час. Объем
твердотельной памяти для хранения ГИС выбирается сопоставимым, таким образом, чтобы
исключить лишние подъемы колонны на поверхность, например, только для считывания
информации.
Режим и параметры работы системы PowerPulse не раскрываются, поэтому о многих
особенностях работы приходится судить по косвенным признакам. Можно усмотреть, что режим
работы системы является командным и устанавливается импульсами с поверхности. Как можно
догадаться по аналогичным системам других фирм, раскрытым более детально, системы имеет
несколько режимов (в зависимости от числа и типов датчиков внизу), и командными импульсами
давления раствора на выходе насосов устанавливается требуемый режим. По-видимому,
информационные импульсы снизу и командные импульсы с поверхности являются
разнополярными.
119
Зонды CDN (compensated density/neutron/PE) представляют сборку двухзондовой
комбинации литоплотностного ГГК и двухзондового ННК. Детекторы расположены в стенке
буровой трубы, а нейтронный и гамма-источники на специальном съемном держателе расположены
внутри буровой трубы, причем в случае аварии есть возможность их удаления на поверхность
специальным съемником (на кабеле или гибкой трубе, рис. 6.1). Параметры чувствительности этих
каналов не сообщены, однако из приводимых каротажных материалов можно заключить, что
чувствительность достаточна для разграничения пород. Зонды расположены непосредственно над
телеметрической системой, куда передают информацию непосредственно. Последняя версия этой
сборки называется ADN (Azimuthal Density neutron tool). Сообщено, что при вращении этой секции
в режиме роторного бурения обеспечиваются азимутальные измерения. Правда, не сообщено, чем
это устройство отличается от своих прототипов, которые тоже, как будто, обладали такой
способностью.
Многозондовая система электрокаротажа CDR (compensated dual resistivity) имеет
несколько конфигураций для роторного бурения, для бурения с забойным двигателем и для
режима ориентации (включения отклонителя). Система имеет несколько кольцевых электродов
и точечных электродов, что при вращении колонны обеспечивает некоторого рода
азимутальные измерения. Элементы могут располагаться на шпинделе или стабилизаторе
(специальный прилив или утолщение буровой трубы, предотвращающий поперечную
вибрацию). В качестве нового элемента отмечено, что одним из электродов является долото.
Это позволяет измерять сопротивление породы, не измененной буровым раствором.
Пятиэлементный зонд имеет следующие параметры глубинности (825, 724, 318, 419,
521 мм), двухэлементный - 457 и 305 мм. (Заметим, что параметры глубинности получены, повидимому, расчетным путем, а три знака приведены для пущей важности). Как видно, значения
глубинности невелики, поскольку зонды не фокусированы.
Последняя версия этого прибора называется RAB (Resistivity-on-the-Bit tool).
Показания зондов электрокаротажа передаются на гидроимпульсную систему,
расположенную выше на колонне на 3-5 м, специальной электромагнитной беспроводной
телеметрией (параметры не раскрыты).
На коротком отрезке буровой трубы имеется зонд ГК, который в случае ее вращения
обеспечивает азимутальные измерения. На специальном коротком отрезке трубы может быть
размещен также многоэлементный зонд АК.
Рекламная информация (OGJ, jan95) сообщает, что фирмой Anadrill создана
многозондовая установка АК ISONIC* для проведения каротажа в процессе бурения.
Установка содержит излучатель и 4 геофона. По косвенным данным известно, что
регистрируется и записывается в память прибора полная волновая картина, а на поверхность в
реальном времени по гидроимпульсному каналу связи передаются только интервальное время
для оперативной интерпретации. Детали конструкции этого зонда, по-видимому, пока не
устоялись. Из рекламных сообщений следует, что этот зонд приобретает все большее значение
в системе измерений и литологической интерпретации, выполняя дополнительную роль
бесконтактного каверномера.
Специальный отрезок буровой трубы содержит датчики крутящего момента и осевой
нагрузки, внешних термобарических параметров, вибрационных нагрузок.
Замечание: Упоминаемые в проспектах азимутальные геофизические измерения фактически
являются псевдоазимутальными, поскольку нет связи между измерениями и точным положением
азимутального угла. Поэтому имеет место некоторое усреднение показаний по углу. Тем не менее,
разброс этих величин позволяет судить о параметре анизотропии проходимых пород. Фирма
Anadrill утверждает, что приборы последнего поколения RAB, ADN, ISONIC обеспечивают новое
качество при проведении каротажа ГС.
Имеются три набора систем фирмы Anadrill: М10, М3, Slim1. Последняя
малогабаритная система (87 мм и выше) обеспечивает только инклинометрические измерения,
поскольку задача размещения геофизических зондов в малых габаритах еще не решена.
Имеются указания на то, что Анадрилл в настоящее время усиленного разрабатывает
аппаратуру ГИС для малогабаритных систем. Суммарная длина сборки достигает для М10 7,6
120
м, для М3 - 13,7 м и для Slim1 - 11,6 м. Термостойкость: 150 - в стандартных условиях, 170 по заказу.
Для оперативной интерпретации в реальном времени на устье создана система
компьютерной обработки и интерпретации IDEAL (Integrated Drilling Evaluation And Logging).
Как следует из английского названия, она обрабатывает как параметры бурения (в
отечественной терминологии - геолого-технологические исследования), так и параметры
каротажа. Система имеет экран бурмастера, экран безопасности (safety screen - его назначение
не раскрыто) и дистанционный экран для отображения всех операций для заказчика работ.
В систему закладывается проект бурения, который затем постоянно сопоставляется с
реальными данными для внесения коррекции в траекторию ствола. Система обрабатывает
механические параметры (крутящий момент наверху и внизу, осевые нагрузки, изгибающие
моменты), гидравлические параметры (давления и расходы наверху, внизу и на выходе из
скважины), увязывает их между собой для определения режимов работы оборудования и
сопоставления их с предельно безопасными значениями. В базе данных системы находятся
теолого-технологические параметры разреза данного региона, которые постоянно уточняются
и пополняются новыми данными для коррекции новых проектов.
Блок оперативной геофизической интерпретации постоянно сопоставляет реальный
разрез, проходимый буровым оборудованием, с проектными. Например, система позволяет
выделить ГНК по максимуму ГГК и минимуму ННК. Разрешающая способность зондов
электрокаротажа равна 0,15 м, и разноглубинные измерения позволяют судить о
проницаемости и приближении контактов.
Замечание: В каталоге 1995 г. компания Wireline & Testing (Подразделение
Schiumberger, занято всевозможными работами на кабеле) рекламирует новую систему
геофизических измерений, названную Seismic-while-Drilling. Гирлянда геофонов из 12-24 шт.
расположена на поверхности на разумном удалении от буровой вышки - 150-200 м. Система
записывает и обрабатывает шумы долота (с коническими шарошками). Система обработки
позволяет в сочетании с другими акустическими данными построить сейсмический профиль
впереди долота и тем самым прогнозировать возможные опасности (например, зоны
аномальных давлений).
Совокупность геофизических измерений позволяет, как утверждается в проспекте
фирмы, дать оперативную интерпретацию, обеспечивающую правильную траекторию ствола
скважины (проектные значения всех величин с необходимой коррекцией). Одной из главных
задач является исключение дорогостоящих и медленных операций, связанных с
перебуриванием, установкой цементных мостов, отклонителей и т.д. В системе, по-видимому,
заложены возможности и более глубокой интерпретации.
6.4. Система MWD фирмы Halliburton Energy Services
В соответствии с данными краткого рекламного (!) проспекта фирмы основные
технологи считаются общепринятыми и поэтому не раскрываются. Параметры кривизны
ствола, номинал диаметров бурения, по-видимому, соответствуют стандартам, сложившимся в
отрасли, Номиналы бурения меняются от 4-3/4 до 9-1/2 дюйма. Обращено внимание на
отличительные элементы.
Среди нормального ряда забойных двигателей Dyna-Drill (Дайна-Дрилл) D-500, D-1000,
F-2000 последний может работать со специальным шпинделем, который передает вращение
под углом 1. В сочетании со специальными стабилизаторами колонны (внешние приливы на
элементах низа колонны) это, как утверждают, снижает нагрузки и улучшает режим бурения
криволинейных участков с вращением колонны и без него.
Гидроимпульсная телеметрия MWD не раскрывается, однако, как можно понять, она
передает сигналы от стандартного набора датчиков углов ориентации, механических
параметров, геофизических зондов (ГК, ННК, ГГК).
Как можно понять из намеков, существуют кодовые последовательности импульсов,
которые меняют режимы работы: передача информации снизу на поверхность и передача
управляющих сигналов сверху вниз исполнительным 200 часов. По-видимому, твердотельная
121
память внизу также имеет тот же ресурс. При подъеме колонны на поверхность записанная в
память геофизическая информация считывается специальным индукционным устройством из
шлюза сбоку системы. Приведен снимок этого процесса.
Достаточно детально описаны программные комплексы, включенные в технологию MWD.
Программный комплекс CADDS (Computer-Aided-Design Drilling Service) управляет всеми
операциями, связанными с планированием, составлением проекта, управлением режимами,
обработкой и анализом материалов и коррекцией (если необходимо). Имеются программы
планирования траектории скважины в соответствии с геолого-промысловой задачей, программы
планирования компоновки низа колонны для реализации проектной траектории, программы анализа
напряжений в колонне (сопротивление вращению и продольному перемещению в различных точках
ствола), программы оценки гидравлики бурения (давления и расходы наверху и внизу колонны в
сопоставлении с числом оборотов двигателя и момента на долоте), давления и расходы на выходе.
Анализ совокупности этих измерений позволяет оценить режимы проходки,
предотвратить аварийные ситуации и оценит близость ствола к проектным величинам.
Оригинальным представляется инклинометрический анализ траекторий с учетом всех
скважин данного куста. Приведены планы и профили скважин, буримых с морских платформ.
В пределах прямоугольника 3 х 4,5 км расположены три платформы, на каждой из которых
пробурено порядка 25 скважин. По-видимому, в таких условиях является актуальной задача
оценки аварийного пересечения стволов или прохождения в опасной близости (нарушение
целостности крепления ствола, повреждение коллектора соседнего ствола случайным
гидроразрывом, связанным с режимом бурения и т.д.).
Представлены геометрические построения в плане и по профилям всего множества
скважин, выполненные указанной программой, а также оценки опасных ситуаций, основанные
на критериях минимального расстояния между стволами. Таким образом, при составлении
проекта бурения ГС программа учитывает геологические параметры (проектная точка входа в
продуктивный интервал), геометрические (безопасная траектория ствола), технические
(реализация проекта возможной компоновкой буровой колонны).
Среди технических достижений самого последнего времени упомянута система
управления траекторией скважины TRACS (Telemetry Regulated Angle Control System). Для
компании British Petrileum на месторождении Witch farm пробурена скважина №2. Параметры
ГС: длина ствола 7527 м, вертикальная глубина 1500 м, отклонение в плане устья от забоя
примерно 6000 м. Скважина на 90% была пробурена роторным бурением, при этом указанная
система надежно выдерживала проектные параметры ствола.
Информация этого раздела составлена по данным множества фирменных каталогов с
выставок «Нефть и газ 95 и 96», а также рекламных материалов и бесед с представителями
фирмы (V.V.Malashich).
В результате последовательных слияний многих известных фирм-предшественниц эта
фирма унаследовала множество ранее выполненных разработок. Для того чтобы прояснить
ситуацию для российского читателя, кратко изложим основные моменты истории.
В 1986 г. образовалась Eastman Cristensen путем слияния компаний Eastman Whipstock
и Norton Cristensen, каждая из которых имела значительный опыт строительства ГС. Например,
по-английски забойный отклонитель (клин) называется Whipstock. Вторая фирма
эксплуатировала систему NaviTrack направленного бурения. Суммарный накопленный опыт
составлял к тому времени 200 ГС в различных регионах мира.
В 1990 г. Eastman Cristensen присоединилась к Baker Hughes INTEQ, которая до этого
присоединила компанию Teleco, также имевшую большой пакет собственных разработок и
солидный опыт в области строительства ГС.
Таким образом, Baker Yughes INTEQ к настоящему времени имеет наиболее солидный
стаж в области бурения ГС, что, конечно, никак не определяет будущее развитие таких
специфических услуг, как проводка ГС.
Поэтому разработки в области ГС мы изложим сначала в том виде, как они
представлены в каталоге Eastman Cristensen, тем более что формально - это независимое
подразделение (также независимыми являются рекламы).
122
В 1984 г. была внедрена система направленного бурения NorTrak Navigation Drilling
System, с помощью которой в последующие годы пробурено более 1500 ГС. (Данные на 1990 г.
- момент слияния).
По данным фирмы, проектируют три типа искривления ГС: 1) радиус кривизны 300-900
м (темп искривления 2-6 на 30 м по вертикали); 2) радиус кривизны 90-210 м, темп 8-20 на 30
м); 3) радиус кривизны 6-12 м, темп 3-9 на 1 м. Горизонтальный участок ствола равен
соответственно 600-1500 м, 450-900 м, 90-200 м.
Эти параметры существенным образом определяют применяемый инструмент и элементы
конструкции ГС. В проспектах приведены параметры нормального ряда буровых долот и труб,
параметры нормального ряда забойных двигателей винтового типа. При компоновке колонны для
бурения ГС с большим и средним радиусом кривизны применяют одно- и двухсекционные
двигатели с изменяемым углом между осями. Величина этого угла передается по каналу связи
наверх как информационный параметр, а азимутальный угол устанавливается вращением колонны в
режиме ориентации. Особенностью являются довольно большие размеры секций двигателя (от 6 до
требуемого радиуса кривизны углы между секциями должны меняться существенно). Как можно
понять, в сборке имеются гибкие элементы. Для стабильной работы системы на секциях
установлены стабилизаторы (приливы с режущей кромкой). Для геофизики это означает, что на
всех участках необходима тщательная кавернометрия, как для коррекции ГИС, так и для
определения объемов цемента при креплении, поскольку реальный диаметр может сильно
отличаться от проектного. Проектные сборки для бурения ГС с малым радиусом кривизны
используют различные технологии: они могут включать короткие винтовые многосекционные
забойные двигатели с гибкими сочленениями и системами ориентации DOT (Directional Orientation
Tool), вставки изгибаемых буровых труб со специальными муфтами для предотвращения быстрого
истирания. Имеются также системы роторного бурения с малым радиусом кривизны (6-12 м), в
которых имеется ряд шарнирных соединений с изменяемым и затем фиксируемым углом между
вращающимися элементами. Проспекты содержат некоторые технические параметры этих сборок,
однако принципы работы остаются нераскрытыми.
Любые сборки содержат специальную секцию буровой трубы (для установки
геофизических систем, чувствительных к магнитному полю Земли), изготавливаемую из
спецсталей, сплавов или по ТУ заказчика.
Какая-либо информация о системах передачи данных на поверхность отсутствует. Это
означает, что, по-видимому, эксплуатируются традиционные MWD системы, лишенные
оригинальных элементов.
Сообщено, что существует конструкция каротажного прибора диаметром 51 мм,
который может размещаться в буровых трубах, не препятствуя потоку бурового раствора, и
извлекаться кабелем. Более детальная информация отсутствует.
Во всех трех случаях может эксплуатироваться открытый ствол, могут быть
установлены различные фильтры с пакерами. В скважинах с малым радиусом искривления не
применяются гравийные фильтры и обсадка (вероятно, из-за трудностей установки).
Упомянута также система обработки всех данных бурения и геофизики EC*TRAK
(фирменное название), которая выполняет исходные операции планирования, обрабатывает
измерения, строит траекторию ствола, обрабатывает операции по обсадке и т.д. Система
включает базу данных DDS (Drilling Database System), в которой хранятся основные данные по
пройденным скважинам. Обработка осуществляется на забое в реальном времени на
компьютере типа laptop, причем обработка всех материалов облегчается наличием
региональной базы данных.
Замечание: Эта система была, по-видимому, одной из первых систем данного типа
(1990). Поэтому она была ориентирована на класс портативного компьютера, позднее
вышедший из употребления.
Первая разработка в области каротажа при бурении опиралась на систему ориентации
компании Teleco (1978), которая была пионером разработки систем наклонного и
горизонтального бурения. Первая промышленная система MWD Teleco Oilfield Sevices была
123
выпущена в 1978 г. и включала измерение ГК, КС, инклинометрию и передачу информации по
гидроимпульсному каналу связи.
Последние каталоги и рекламная информация Baker Hughes INTEQ содержат важную
информацию о технологии зарезки второго или нескольких боковых горизонтальных стволов в
стволе (вертикальной) обсаженной скважины.
При необходимости проходки бокового ствола на проектной глубине устанавливается
пакер, на который опускается ориентированный отклонитель (Whipstock). Затем на
отклонитель опускается фрезерное оборудование, которым в среде из минерального масла
вырезается окно в обсадке (трубе и цементном камне) заданного размера. Затем опускается
сборка для проходки ГС, как правило, с малым радиусом кривизны. Если предполагается
проходка более одного горизонтального ствола, то пакер является съемным и операции
проводятся снизу вверх. Дальнейшее обустройство таких многоэтажных конструкций
(установка эксплуатационного оборудования) выполняется, как правило, с помощью гибких
труб (ГТ).
В каталогах фирмы можно найти упоминание о применяемых буровых растворах, что
исключительно важно для проходки ГС. В состав может входить бентонит, минерализованный
крахмал, зерна солей, минеральные масла, растворимые в нефти смолы, водорастворимые
полимеры. Упомянуто несколько фирменных составов: PEREFLOWTM, BIOLOSE90, SYNTEQSM, AQUA-DRILLSM.
Состав растворов и их свойства выбираются из технологических соображений
(оптимизация проходки, сохранение коллектора, запечатывание зон ухода раствора и т.д.).
Если уход традиционного глинистого раствора грозил аварией (заклиниванием колонны), то
уход современных растворов несет экономические потери, поскольку это растворы достаточно
дорогие. К сожалению, параметры состава и свойств растворов, кроме товарных знаков, не
сообщаются.
Как хорошо известно, параметры раствора исключительно важны для проведения и
интерпретации ГИС, и здесь необходима дополнительная информация.
Каталог скважинной геофизической аппаратуры Baker Hughes INTEQ (причем вся она
имеет фирменный знак Teleco) содержит три поколения приборов.
Первое поколение DMWD (Directional MWD). NaviTrak. NaviGamma аксиально, на
специальных центраторах, чтобы не препятствовать потоку бурового раствора, был
расположен прибор диаметром 51 мм. В приборе были расположены телеметрия, батарейное
питание, инклинометрическая система (в немагнитном участке трубы), датчики параметров
потока, детектор гамма-излучения NaviGamma. Прибор мог быть извлечен из буровой
колонны, для чего имелся специальный захват. Приборы допускали размещение в трубах
диаметром от 7,9 до 24,1 см.
Второе поколение имело стандартную компоновку, в которой зонды ГИС размещены
на/или в стенках буровых труб. Все системы имеют гидроимпульсную телеметрию с
электроприводом от турбины. Инклинометр в немагнитном отрезке трубы DirectionalMWD (повидимому, из бериллиевой бронзы BeCu), дополнительно детектор гамма-излучения (повидимому, спектрометрический) Directional-Gamma MWD, дополнительно датчики осевой
нагрузки и крутящего момента долота Dynamic-Gamma.
Следующее поколение приборов под названием FEMWD (Formation Evaluation MWD)
содержит дополнительно 40,6 см потенциал-зонд Resistivity-Gamma-DirectionalTM,
трехэлементный зонд ИК, работающий на частоте 2МHz, регистрирующий активную и
реактивную компоненту сигнала Dual-Propagation-Resistivity и дополнительно двухзондовые
комбинации ННК и ГГК MNP, MDL.
Сообщается, что при разработке последнего электромагнитного канала выполнены
большие объемы компьютерного моделирования, направленные на получение теоретических
кривых показаний метода на сильно наклонных границах раздела для тонкослоистой пачки
пластов. Рассчитана активная и реактивная компонента сигнала с учетом расположения
элементов зонда на колонне, ее свойств, раствора и зоны проникновения. Выявленные краевые
124
эффекты как будто подтверждаются скважинными измерениями в горизонтальных скважинах
(приведен пример).
Модуль ГГК содержит коллимированный цезиевый источник, коллимированные
сцинтилляционные детекторы (Nal) с бериллиевыми окнами для создания необходимой
баропрочности для мягкого гамма-излучения.
Детекторы содержат реперные источники (seed sources) для термостабилизации шкалы
спектрометра. Вся сборка размещена в стенке короткой секции буровой трубы, имеющей
прилив для стабилизации против вибрации и создания необходимого прижима к стенке
породы. Помимо обычной двухзондовой схемы измерения ГГК канал регистрирует мягкую
компоненту гамма-излучения (так называемый фотоэлектрический фактор Р).
Канал ННК (MNP) содержит Am-Be источник нейтронов мощностью 5 кюри, два
сцинтилляционных детектора с Li-6 и амплитудными анализаторами и другой необходимой
электроникой. Вся сборка этого канала также размещена в стенке короткой секции буровой
трубы с приливами для стабилизации против вибрации. как сообщено, выбор данной
(необычной) конфигурации канала сопровождался интенсивными лабораторными
экспериментами для повышения термостабильности, баро- и вибропрочности, снижения фона,
повышения радиационной безопасности. Лабораторные исследования выполнены на 35
нейтронных моделях, включающих три литотипа с нулевой пористостью (полигоны не
указаны). Как утверждается, создан набор интерпретационных палеток. По аналогии с каналом
ГГК полная информация записывается в память прибора, необходимая часть (по-видимому,
отношение показаний зондов, пропорциональное нейтронной пористости) передается на
поверхность в реальном времени.
Важное замечание: Литиевые детекторы обладают чувствительностью к тепловым
нейтронам, быстрым нейтронам и жесткому гамма-излучению, которое имеет место при
поглощении нейтронов буровыми трубами. Выделение требуемого излучения на фоне помех
производится с помощью амплитудного анализа. Реальный регистрируемый спектр сильно
зависит также от состава литиевых стекол, геометрии измерений, экрана между источником и
детекторами и т.д. Поэтому сообщение о большом объеме математического и физического
моделирования, сопровождавшего создание данной аппаратуры, уместно. Насколько известно
автору обзора, для моделирования использован наиболее обширный модельный парк ГИС,
приспособленный вдобавок для работы со сборками MWD. Иными способами получить
градуировочные графики и поправки на мешающие факторы невозможно.
Приборы имеют нормальный ряд по диаметрам, совпадающий с номиналами бурения,
причем малогабаритных конструкций не замечено (менее 150 мм). Блоки ГГК и ННК с
источниками излучения монтируются в трубу любого диаметра снаружи, причем отмечено,
имеется три типа зажимов-захватов для исключения потери источников в любых
обстоятельствах.
Таким образом, сборка Teleco Triple ComboSM (DPRII, MNP, MDL) позволяет передать
минимально необходимую для оперативной интерпретации часть информации на поверхность
(режим 111), а большую часть информации записать в память прибора для последующего
считывания на поверхности (режим с фирменным термином Recorded-While-DrillingR (RWDR)).
Сообщено, что одновременно записываются параметры качества, время работы и плотность
записи (так в тексте). Комплекс позволяет реализовать довольно сложную интерпретацию с
оценкой матрицы и насыщения коллектора. Приведен пример интерпретации в
пятикомпонентной объемной модели FEMWD: матрица, глина, вода, нефть, газ.
Недавно появилось рекламное сообщение (Oil&Gas J. aug28,96) о промышленных
испытаниях системы NaviGatorTM. Она помимо известных описанных выше элементов система
содержит азимутальный детектор гамма-излучения и электромагнитную систему зондирования
с переменной частотой (указаны две величины 400 кГц и 2 МГц). Отмечено, что при длине 4,3
м система обладает глубинностью 5,5 м, что может обеспечить требуемую навигацию прибора
в коллекторе (т.е. опасное приближение к водонефтяному или газонефтяному контактам).
125
Там же отмечено появление системы бурения нового поколения Navi-DrillR Ultra MIXL,
M2PxL, которая характеризуется большей мощностью, что увеличивает эффективность
горизонтального бурения. Других подробностей не содержится.
6.5. Система измерений MWD Sperry-Sun Drilling Service
Фирма образована в 1929 году, имеет весьма солидный опыт создания аппаратуры и
оборудования для скважинных измерений. В настоящее время является подразделением Dresser
Industries. Оборудованием фирмы пробурено 450 ГС, причем, как утверждается, ей
принадлежит мировой рекорд реализации ГС с максимальным отклонением в плане забоя от
устья (координаты не указаны).
Фирма предлагает не только услуги, но и скважинное оборудование и аппаратуру,
поэтому ее каталог в этой части весьма подробен (рис. 6.2).
Номенклатура забойных винтовых двигателей SPERRY DRILLR содержит набор
диаметров от 44,45 мм до 244 мм. Винтовые пары включают ряд от 1/2 до 9/10. Параметры
числа оборотов крутящего момента, перепада давления обеспечивают весь требуемый
диапазон режимов бурения. В некоторых случаях, часто встречающихся при проходке ГС,
необходимо обеспечить небольшое число оборотов и одновременно большой расход раствора
для промывки ГС. В этом случае применяют винт со сквозным сверлением в роторе, сечение
которого устанавливается на буровой при монтаже сборки. Отмечено также, что имеются
двигатели для кернового бурения.
Особенностью бурения является наличие дополнительного (к инклинометрическому)
фирменного датчика наклона, размещенного прямо над долотом ABIR.
Технология проходки ГС может включать предварительную проходку участка ствола
малым диаметром с последующим расширением. Для этого используются постоянные и
съемные стабилизаторы колонны с режущими кромками, всевозможные расширители.
Имеется нормальный ряд приборов MWD, размещаемый в буровых трубах диаметром
от 3 3/8 до 10 дюймов. Имеется три набора измеряемых параметров. Минимальный набор
включает инклинометрию, ГК, ГГК. Средний набор дополнительно включает трехэлементный
зонд ИК, ННК, давление и трехкомпонентные параметры вибрации (акселерометр).
Максимальный набор включает 6-элементную комбинацию разноглубинных зондов ЭМК,
температуру, дополнительный датчик наклона ABIR.
Упомянуто о существовании системы RLLTM, позволяющей проводит измерения
литологического каротажа (ГГК?) в автономном режиме с последующим их снятием кабельной
системой RTDTR.
У компании SPERRY-SUN есть серьезные достижения в разработке первых приборов
электромагнитного каротажа на частоте 2 МГц EWR-SR. прибор был выпущен в 1983 г. после
большой серии расчетов и экспериментов. Из бесед со специалистами фирмы выяснилось, что
эта частота и конфигурация катушек, минимизирующие вклад помех от вихревых токов путем
экранирования антенн, стали затем явочным стандартом отрасли. Система работоспособна во
всех видах растворов, включая сильно минерализованные. Измеряемыми параметрами
являются фазовые углы и отношение амплитуд (реактивная и активная компоненты сигнала,
рис. 6.3, а).
Прибор EWR-Phase4SM содержит две приемные и 4 излучающие катушки с экранами и
защитными муфтами. Регистрация разностей фаз и отношений амплитуд позволяет построить
разноглубинные зонды. Повторные измерения спустя некоторое время (2 часа) позволяют
выделить проницаемые зоны, оценить проницаемость, определить насыщение и выделить
нефте-газоносные интервалы. Диапазон измерений 0,015-2000 Омм. Система имеет
собственную память, что позволяет монтировать ее в любом месте низа колонны. Разрешение
по вертикали - 15 см (минимальный размер зонда). Последние варианты конструкции
используют бронирование катушек для повышения износостойкости (рис. 6.3, б).
Используются двухзондовые конструкции ГГК с 1,5 Кюри цезия-137 и ННК с америциевым
источником на 3 Кюри. Для калибровки аппаратуры используется известный модельный полигон
Американского нефтяного института в Хьюстоне (Техас), упомянуты и полевые калибровочные
126
устройства. Упомянута система SFD с кольцевым расположением 4-х детекторов. Утверждается,
что такая конструкция, расположенная над долотом, усредняет показания и уменьшает эффекты
азимутальной неоднородности (эксцентриситета прибора). К сожалению, более подробных
сведений извлечь не удается.
Оригинальным фирменным элементом является трехосный акселерометр,
позволяющий регистрировать продольную, поперечную и некоторые виды более сложных
колебаний колонны (крутильные). Приведены соответствующие примеры. Сообщено, что
своевременное обнаружение аномальных вибраций увеличивает срок службы оборудования и
снижает аварийность.
Фирма занимает ведущие позиции в мире в области инклинометрии и скважинного
ориентирования и имеет обширный парк приборов, предлагаемый к продаже, чего не делают
другие фирмы.
Имеется трехосная магнитометрическая система MS3 диаметром 44 мм (с тепловым
экраном-дюаром) 57 мм. Погрешности: угол наклона 0,1, азимут - 1. Рабочая температура
125С, с экраном 315С. Система имеет память для запоминания до 2000 измерений, для
надежности может быть дублирована. Существует программа МАРТМ для настройки
измерительной системы и программа RICETM для обработки данных и внесения поправок.
В пакете программного обеспечения фирмы имеется программа MAGUTMTM расчета
координат вектора напряженности магнитного поля Земли для любой точки по ее
географическим координатам и внесения поправок по Международному каталогу.
Программа UNCERTTM обрабатывает эллипс неопределенностей, возникающий при
повторных и многократных наблюдениях, для сведения к минимуму суммарной погрешности.
Фирма часто применяет алгоритм множественных наблюдений для повышения точности своих
наблюдений путем обработки данных эллипса неопределенностей.
Гироскопическая система G2TM обеспечивает погрешность угла наклона 0,5, азимута 0,3, имеет диаметр 76 мм (с тепловым экраном), самонастраивается на север и позволяет
определять ориентацию в обсаженных скважинах.
Гироскопическая система SURWELR диаметрами 44 мм и 76 мм (собственно 82,5 мм и
136,7 мм в тепловом экране) обеспечивают инклинометрические измерения в условиях
сильных магнитных помех с записью показаний.
Гироскопическая система BOSSR позволяет определять угол наклона с точностью 0,1,
азимут - 1,0 с передачей сигнала в реальном времени. Имеются системы широкого назначения
SROTM, серий 10000, 10000НН, 700, 900, однако возможность их применения в ГС не
обозначена. Существует полигон для эталонных измерений, полевые калибровочные
устройства.
Из сказанного видно, что компания уделяет внимание не только созданию ассортимента
приборов ориентации широкого применения (вплоть до температур 315С), но и прецизионной
обработке информации по различных алгоритмам, включая сложные статистические
алгоритмы обработки многоточечных измерений, алгоритмы увязки измерений различного
типа (инклинометрических и магнитометрических и т.д.).
Из сказанного видно, что фирма имеет не только обширный опыт, но и занимает
передовые позиции в разработке и применении систем определения направлений в ГС.
Имеются гидроимпульсные системы передачи информации под названием DWD\DGWD
(без расшифровки), соответствующие основным номиналам бурения (от 89 до 318 мм). Отмечено,
что для надежной работы системы требуется очистка бурового раствора от шлама и песка на
вибрационном сите с тем, чтобы содержание твердых частиц не превышало 2%. Частота снятия
показаний с различных приборов (опрос системой зондов) колеблется в пределах 1-11 с.
Важнейший вопрос, касающийся работы этой и других гидроимпульсных систем
передачи данных на поверхность, состоит в следующем: как управляется система при
различных компоновках датчиков (наборах комплексов методов).
Отрезки труб, содержащие различные датчики, имеют кабельные вводы, образующие
единую линию при свинчивании труб. Порядок соединения для телеметрии не важен и
127
определяется только соображениями бурения: наличие стабилизаторов, суммарная длина
секции и т.д.
Существует 8 форматов передачи данных для различных конфигураций приборов
(различных сборок). Некоторые форматы, например, трехосная магнитометрия в немагнитной
трубе, требуют измерений в неподвижном состоянии инструмента при выключенных насосах
для внесения поправок от соседних (стальных) труб. Некоторая часть геофизической
информации заносится в память для последующего считывания на поверхности.
Выбор соответствующего формата регистрации и передачи данных, насколько можно
понять из невнятного описания, задается с поверхности кодовой последовательностью
импульсов давления на выходе бурового насоса (детали не сообщены).
Другая гидроимпульсная система МРТ SpectrumR предназначена, по-видимому, для
работы с комплексными, наиболее сложными сборками приборов. Она предъявляет более
высокие требования к качеству раствора (содержание песка менее 1%), обладает способностью
самоочищения (удаления из клапанов гелей, применяемых для борьбы с зонами ухода
раствора). Клапанный механизм работает по принципу частичного перепуска раствора изнутри
трубы наружу, что создает небольшие перепады (информационные импульсы) давление
раствора порядка 1-1,4 МПа. Однако эта амплитуда оказывается достаточной для надежной
регистрации информационного импульса на поверхности. Кроме того, кодовыми импульсами
давления с поверхности телеметрия может быть настроена на требуемый режим передачи
данных (например, трехосная акселерометрия, или магнитометрия в покое, в момент
добавления новой секции колонны).
Программное обеспечение для управления всеми элементами технологии включает
следующие элементы (программные блоки):

проект работ, включая траекторию скважины, точки начала искривления ствола,
криволинейные участки (один или два), точка входа в коллектор, длина горизонтального
участка. На этом этапе извлекаются из региональной базы данных основные механические
параметры разреза, определяющие сопротивление пород вращению и продольному
перемещению инструмента, выбираются технические параметры из каталога оборудования
для реализации проекта. Графика системы представляет проект в плане и возможных
разрезах и рассчитывает критические состояния до ближайших стволов всех соседних
скважин (с произвольной траекторией);

расчет механических характеристик включает расчет момента сопротивления вращению и
продольному перемещению колонны на различных участках ствола с учетом геологии
разреза, оценивает критические значения нагрузок для различных по жесткости буровых
труб, оценивает критические значения изгибающих моментов;

расчет гидравлических характеристик сборки включает соотношение на двигателе.
Совокупность гидравлических параметров позволяет оценить режим работы двигателя и
долота, возможную аномальную фильтрацию (уход) раствора в совокупности с моментом на
долоте и т.д.;

анализ компоновки рабочей части (низа) буровой колонны. Этот программный блок
присутствует во всех современных компьютерных системах управления горизонтальным
бурением. Как можно понять, он подсказывает выбор конкретного набора инструментов,
позволяющего реализовать заданный проектный вариант траектории скважины с
минимальным количеством подъемов колонны для перемонтажа низа (помимо смены
долота). (Этот блок присутствует в разработках всех фирм, являясь престижным).
Геофизическая программа PP/PGTM предназначена для выбора рациональных
параметров раствора, предотвращающих как выброс пластовых флюидов, так и повреждение
(незапланированный гидроразрыв) пласта. Она включает оперативные параметры каротажа ГК, параметры проходки, возможно ГГК или ННК. Используется система петрофизических
соотношений для данного региона. Совокупность этих соотношений предназначена для
прогнозной оценки пластового давления объекта и правильного выбора параметров раствора.
Упомянуто, что система имеет региональную базу данных всей совокупности параметров
128
разреза. Приведены примеры проведения измерений в Северном море, содержащие полный
набор ГИС.
Существует четвертая версия системы PlutoTMv4/0, которая объединяет все упомянутые
блоки в единую систему обработки и комплексной интерпретации измерений в процессе
бурения. Помимо описанных функций она также выполняет пространственные
многоскважинные построения траекторий.
К сожалению, для детального анализа принципов ее работы потребуется
дополнительная информация.
Дополнение: В самое последнее время стал доступен новый каталог этой фирмы с
параметрами аппаратуры, применяемой при измерениях в действующих (эксплуатационных)
скважинах. Имеются следующие модули, легко собираемые в сборку на устье:

программируемый регистрирующий датчик давления PRPG на разные диапазоны (350-1050
кг/см3) с погрешностью 0,05%, таймером, литиевыми или щелочными батареями,
температурным датчиком (0,01) и памятью на 25600 замеров (до 100 часов работы);
 кварцевый датчик давления QRPG (погрешность 0,025%);
 кварцевый датчик давления QSRO со считыванием с поверхности;
 автономный детектор гамма-излучения GRDT;
 скважинный автономный расходомер DMRM с набором крыльчаток 1,75-7,62 мм;
 устройство DFCT для определения диэлектрической проницаемости (водосодержания)
скважинной жидкости;


радиоактивный плотномер скважинной жидкости RFDT c Am-241 c разрешением 0,01 г/см3;
глубинный манометр DPPG-R с электрическим разъемом.
Все модули имеют собственное питание, память и таймер, что позволяет приписать
каждому измерению относительное время с интервалом от 1 с и выше.
Модули быстро собираются в сборку диаметром 3,8-4,3 см с необходимыми
центраторами. Сборки различной конфигурации, по-видимому, могут быть доставлены в
скважину различными способами, включая гибкие трубы.
В таблице 6.1 приводятся технические характеристики наиболее распространенных
зарубежных систем.
129
Таблица 6.1
Технические характеристики зарубежных телеметрических систем для геофизических
исследований при проводке наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин
№п
/п
1
2
Техническая
характеристика
Название (шифр) систем
Измеряемые параметры:
-инклинометрические
-технологические
-геофизические
Анадрилл
Шлюмберже,
Франция
Power Pulse
Z (0,1)
W (0,1)
A (1,0)
M, Q, t, P, W
КС, ГК, АК
(ГГК, ННК)
Халлибартон,
США
MBD
Z (0-1800,2)
W(0-3600,2)
A (0-3600,2)
—
—
Сперри Сан,
США
MBD
Z, W, A
магн., гир.
Фирма, страна разработчик-изготовитель
Анадрилл
Компьюталог,
Бэккер Хугнес
Шлюмберже,
Канада
Интег, США
Франция
MBD
MBD
MBD
Z (0-1800,2)
W(0-3600,2)
A (0-3600,2)
P, t
ГК, КС
Z (0-1800,1)
W(0-3601,5)
A(0-3600,25)
t
ГК
Z (0-1800,2)
W(0-3601,5)
A (0-3601,0)
t (0-1502)
ГК, магнит.
поле
Гидравлич.
положит.
5 и более
12, 18, 24
Халлибартон,
США
Теледрилл,
США
Геосервис,
Франция
LBD
MBD
MBD
Z (0-1800,2)
W(0-3600,2)
A (0-3600,2)
Z (0-1800,2)
W(0-3600,2)
A (0-3600,2)
Z (0-1800,2)
W(0-3600,2)
A (0-3600,2)
ВК, АК, КС,
ГК, ГГК,ННК,
пеленгация
Гидравлич.
Э/м
Э/м
>5
До 3
До 16
До 3
До 16
ГК, КС
ГК, КС
3
Канал связи
Гидравлич.
Э/м
Гидравлич.
Э/м
4
5
Дальность канала, км
Скорость
передачи,
бит/с
Источник
энергоснабжения
Термобаростойкость,
С,/Мпа
Ресурс работы, ч
Наличие
обратного
канала
>5
3-6 до 10
До 3
До 2-45
>5
3-6
До 3
До 16
Гидравлич.
отриц.
импульсн.
5 и более
12, 18, 24
Турбоагрегат,
аккумулятор
150
Аккумулятор
Турбоагрегат,
аккумулятор
125(315)
Аккумулятор
Аккумулятор
Аккумулятор
Батареи
150/137
Литиевые
батареи
150/138
Батареи
125/140
150/138
125/140
125/140
—
Гидроимпульс
ами обратной
полярности
До 1
—
Есть
—
Гидроимпульс
ами
—
Есть
—
Есть
200
Есть
200
—
—
Есть
—
Есть
До 10
<1,0
До 10
До 1
До 1
До 1
До 10
До 10
ННС, ГС
ННС, ГС
ННС, ГС
ННС, ГС
ННС, ГС
ННС, ГС
До 30 g
ННС, ГС
ННС, ГС
ННС, ГС
6
7
8
9
10
11
12
Работа с содержанием
песка, %
Область применения
Особенности
125/140
Из совокупности рассмотренных материалов можно составить обобщенный портрет
этой технологии, возможно, удобный геофизику-каротажнику.
Весь процесс проектирования скважины, проводки, оперативной обработки
материалов бурения и геофизики, комплексной интерпретации всей совокупности информации
обрабатывается компьютером с помощью специально созданных программных систем. Можно
сказать, что компьютерная технология MWD существует у всех солидных фирм.
Компьютерные
технологии
проектирования
геофизических
зондов
(максимальная глубинность, максимальное отношение сигнал/помеха, чувствительность и т.д.)
также существуют у всех фирм. Некоторые указывают на это явно, другие предпочитают
публикации в научных журналах. Существует большое разнообразие в конструкции и
размещении зондов ГК, ЭМК, ГГК, ННК.
Существует широко внедренная единая система передачи информации гидроимпульсный канал связи. В то же время многие фирмы публикуют материалы по
системам с электромагнитным каналом связи, дальность его не превышает 3,0 км. Вместе с
тем, в организации работы канала (количество режимов, кодовые последовательности
импульсов и т.д.), по-видимому, существует большое разнообразие, определяемое набором
датчиков и технологией работ.
Главная задача оперативной интерпретации - правильная отбивка границ между
литологическими разностями, чтобы своевременно корректировать траекторию и исключить
перебурки. Для этого наверх передается такой объем информации, который способен
пропустить гидроимпульсный канал (реально 3-6 бит/сек). Остальная информация
запоминается внизу и считывается при подъеме инструмента. Объем памяти рассчитан на 200
часов непрерывной работы.
Комплексная интерпретация включает геофизическую и техническую
информацию (все параметры бурения) и существенно опирается на региональную базу данных.
Геофизическая задача состоит в оценке коллекторов и их насыщения. Для достаточно точного
решения этой задачи в условиях сильной неопределенности конфигурации сечения ГС и зоны
проникновения заметна тенденция создания многозондовых приоров ГИС.
6.6 Работы в скважинах на гибких трубах (ГТ)
Работы в нефтегазовых и геотермальных скважинах с различными применениями
гибких труб начались в Канаде в 70-х годах. Пока общий объем применения ГТ составляет
небольшую часть работ в скважинах. Однако сфера применений ГТ и объемы работ растут
лавинообразно.
130
Вместе с тем эта технология работ в скважинах крайне скудно освещена в
отечественной литературе.
ГТ - это металлические тонкостенные трубы, гибкость которых позволяет наматывать
их на барабан (отсюда английское название Coiled Tubing) разумного диаметра, допускающего
транспортировку по автомобильным дорогам. Вместе с тем они обладают необходимой
жесткостью, препятствующей их схлопыванию внешним давлением, прочностью на
продольное растяжение, позволяющей опускать на них достаточно тяжелое оборудование. У
них достаточно высокая прочность на разрыв, позволяющая прокачивать жидкости под
давлением, необходимым для работ в скважинах. Они выдерживают продольные сжимающие
нагрузки, что позволяет проталкивать в горизонтальный ствол буровое и каротажное
оборудование. Точные цифры этих параметров, к сожалению, не публикуются, составляя
коммерческую тайну. Очевидно, они должны сильно зависеть от материала, технологии
изготовления, покрытий и т.д. ГТ принципиально не допускают вращения в скважине, т.к.
происходит их скручивание. Поэтому роторное бурение на ГТ невозможно.
Трубы изготавливаются из сплавов стали, титана и возможно других металлов. Составы
и технологии изготовления не сообщаются. Упомянуты даже самые современные технологии,
например, аморфные металлы и сплавы (isotropic alloys).
Справка: Как известно из физики металлов и сплавов, пределы прочности металлов и
сплавов определяются микрокристаллической структурой, образующейся при застывании
расплава. Если с помощью специальных технологий ее удается избежать, получающийся
аморфный металл или сплав обладает в десятки раз более высокими прочностными
характеристиками.
ГТ могут быть покрыты антикоррозийными покрытиями и композитами. Для
скважинных работ выпускаются ГТ диаметром от 2,54 до 9 см (трубы большего диаметра не
удается наматывать на барабан приемлемого диаметра для транспортировки по
общедоступным дорогам, а спецрейсы сильно удорожают работы).
Для скважинных целей созданы даже коаксиальные ГТ различной конструкции, а также
трубы с размещенным внутри электрическим кабелем, например, каротажным, коаксиальным,
оптоволоконным и т.д.
Последнее обстоятельство позволяет проводить на ГТ традиционный каротаж
горизонтальных стволов скважин любыми традиционными комплексами ГИС без ограничения
длины и перфорацию.
Первый форум по ГТ проведен SPE (обществом инженеров-нефтяников) в 1992 г. Он
интересен тем, что позволяет оценить расширение сферы применения ГТ за последние 4-5 лет,
представляющие интерес для специалистов ГИС.
Бурение на ГТ применяется для проходки одного или нескольких горизонтальных
стволов из имеющегося вертикального или наклонного ствола эксплуатационной скважины.
Преимуществом является возможность создать малый радиус кривизны (до 10 м), не
достижимый роторным бурением. Все детали технологии бурения не сообщаются. Отдельные
элементы технологии таковы.
На проектную отметку бурения горизонтального ствола опускается пакер, на него
опирается ориентированный отклонитель (Whipstock). Далее на него опускается устройство
для вырезания окна в обсадке (длина около 1 м). Далее опускается буровой инструмент на ГТ.
Очевидно, что все операции невозможны без непрерывного инклинометрического контроля и
управления траекторией. Скорости проходки ГС порядка 30 м/час, хотя рекордные величины
существенно выше. Рекорды длины горизонтального ствола постоянно растут и уже
превышают 1 км. Для точной привязки глубин при проходке ГС становятся
распространенными радиоактивные репера (радиоактивные пули в стенке скважины на
заданной глубине).
Одним из объектов горизонтального бурения являются коллекторы с низким пластовым
давлением, а также сильнотрещиноватые и гидрофильные коллекторы (повреждаемые
традиционной технологией бурения). Они проходятся на депрессии (когда гидростатическое
давление раствора ниже пластового).
131
Среди преимуществ бурения на ГТ названа компактность транспортируемого
оборудования - отсутствие необходимости в вышке, компактное устьевое оборудование
(инжектор, стойка и направляющая дуга (Guide-arch) или «гусиная шея» (Gooseneck)),
устанавливаемое на специальную стойку или поддерживаемое автокраном. Далее имеется
лебедка и барабан, на который уложено 2-3 км ГТ (в зависимости от диаметра).
Отмечено, что бурение на ГТ особенно интенсивно развивается в регионах, где имеется
широкий фронт работ, позволяющий быстро окупить дополнительные расходы на новое
оборудование и обучение персонала (северный склон Аляски, Северное море, свита писчего
мела Техаса).
Приводятся примеры, когда реанимированная с помощью горизонтальных стволов
эксплуатационная скважина увеличивала дебит в 3 и более раз при одновременном снижении
обводненности продукции.
Среди новых технологий бурения на ГТ упомянуто абразивное бурение (струей
жидкости с абразивным материалом), обеспечивающее особенно малые радиусы кривизны
ствола, а также струйное бурение (гидроразмыв породы).
Начаты работы по стандартизации технологий и элементов оборудования для бурения
на ГТ (например, испытания на прочность ГТ). При Американском нефтяном институте API,
разрабатывающем стандарты в нефтяной промышленности, создана рабочая группа, которая в
1995 г. должна дать первые проекты.
Упоминаются работы по завершению скважины, выполняемые на ГТ (промывка забоя
реагентами, установка фильтров, например, в случае, когда предполагается эксплуатация
горизонтального участка открытым стволом и т.д.), каротаж на ГТ, однако технология не
раскрыта (расчленение ГТ с прибором, заделка кабеля, конфигурация средств на устье, замеры
глубины т.д.), обсуждаются вопросы информационного обеспечения работ на ГТ. В конце 1993
г. в мире было 570 установок для работ с ГТ, 75% которых принадлежало крупнейшим
сервисным компаниям. Поэтому со стороны представителей малых компаний и развивающихся
стран после докладов по ГТ был типичным вопрос: «Правда ли то, что изложено в докладе?»
Столь детальное изложение основных направлений первой тематической конференции
по технологии ГТ в скважинах позволяет сравнить те направления, которые были обозначены в
1993 г. и три года спустя (конец 1996 г.).
Известно, что в настоящее время ежегодно проходит несколько семинаров и форумов,
посвященных тематике ГТ и проводимых различными подразделениями SPE, не считая
учебных школ для персонала и заказчиков, проводимых главными сервисными компаниями
Schlumberger (Anadrill, Dowell), Halliburton, Baker-Hughes, Sperry-Sun ets. Однако сбор этих
материалов из России требует огромных усилий и средств.
Известны лишь программы нескольких последних конференций и семинаров по
тематике ГС и ГТ: Вторая международная выставка и конференция в Амстердаме (27-30.06.94),
семинар-рабочая группа в Абердине (16-17.05.96), система школ семинаров в Абердине (36.06.96).
Наиболее полное описание технологии ГТ (среди других технологий) предоставила
компания Halliburton. Информация размещена в Интернете.
Важные замечания: Поскольку материалы этой и других компаний носят, в основном,
рекламный характер, в них всячески выпячиваются новые достижения и тщательно
скрываются технологические и аппаратурные параметры (если это не является специальной
рекламной целью компании). Поэтому составить представление об основных элементах
технологии на ГТ можно лишь по совокупности всех изученных материалов.
Несмотря на внешне большой объем (более 500 Мбайт), занимаемый, в основном,
картинками, содержательной научно-технической информации очень мало. В этом уже
проявляется крайне отрицательная сторона развития Интернет: на 99% это десятки мегабайт
рекламы.
Поэтому замечание автора в начале текста обзора о жемчужных зернах в высшей
степени справедливо.
Среди описанных технологий Halliburton на ГТ следующие:
132
бурение на ГТ (конфигурация бурового инструмента, систем ориентации и коммуникации
не раскрыта). При бурении упомянуты принципиально новые технологии бурения стволов
малого диаметра с помощью гидроразмыва (струей жидкости высокого напора) и
абразивное бурение (поток жидкости с абразивными частицами). Основные объекты
бурения - проводка горизонтальных стволов в действующих скважинах через специально
вырезанные окна. Режим бурения, как правило, на депрессии (чтобы предотвратить
повреждение коллектора), проводимый на максимально возможной скорости проходки.
Упомянуто использование специального устьевого оборудования (превентеров),
исключающего аварийные выбросы;
* каротаж и прострелочно-взрывные работы на кабеле в ГТ. В числе преимуществ данной
технологии каротажа на ГТ отмечены непрерывность, возможность проведения на достаточно
высокой скорости, есть намеки на возможность использования любой традиционной каротажной
аппаратуры без ограничения длины сборки (ограничения есть наверху и касаются
максимального вылета стрелы подъемного крана). Среди дополнительных преимуществ
перфорации (помимо использования перфоратора любой длины) является возможность работать
в режиме депрессии на пласт, что, как правило, увеличивает притоки. Вместе с тем невнятно
упомянуто о возможности проводить каротаж и перфорацию на ГТ без кабеля (с записью в
память прибора по гидросигналам с поверхности);
* технология Hydra-BlastTM (высоконапорная струя жидкости, возможно с некоторыми
реагентами), причем направление струи может изменяться: вдоль оси скважины, радиально
и т.д. Отмечено очень много разнообразных применений технологии. В открытом стволе очистка забоя, промывка продуктивного интервала, удаление шлама, промывка буровой и
иной поверхностей обсадки, перфорационных отверстий, наружных и внутренних
поверхностей насосно-компрессорных труб, фильтров, удаление налетов и пробок из
парафина, сульфатов, карбонатов, смол и т.д. без подъема оборудования и других
ремонтных работ.
Рекламируется успешное применение этой технологии в подземных хранилищах газа:
*

смена промывочной жидкости, отработка забоя реагентами (кислоты, ПАВ, пены) для
интенсификации притока. Имеется огромное разнообразие приемов, выполняемых точечно (для
закупоривания трещиноватых зон) или с одновременным подъемом ГТ (для равномерной
обработки длинных горизонтальных интервалов забоя). Обозначен огромный набор реагентов и
разнообразие технологий (включая последовательное дозированное нагнетание различных
реагентов или для сложной обработки одного интервала, или для последовательной обработки
большого участка продуктивного интервала различными реагентами без подъема ГТ);

сложный гидроразрыв с использованием наборов реагентов и точечным или непрерывным
воздействием (в движении). ГТ позволяют создавать требуемые перепады давлений.
Упомянуто устройство RSCT-Stimulation Tool, создающее перепад давлений в 34,5 МПа;

установка, промывка и контроль гравийно-песчаных фильтров (возможно с вспененными
реагентами) для закрепления слабосцементированных коллекторов (технология PropLok*).
Многие фирмы указывали на трудности установки таких фильтров в скважинах малого
диаметра. Заметим также, что наблюдается бурный прогресс в конструировании сеток для
фильтров (многослойные конструкции из различных долговечных материалов). Упомянута
технология закрепления слабосцементированных коллекторов различными реагентами,
смолами Sand-control;

испытания различных участков ствола, включая установку пакеров или без них. Насколько
можно судить из отрывочных намеков, эти работы являются аналогом традиционных испытаний
как на кабеле, так и на трубах. Упомянут прибор с фирменным названием X-line Hydraulically
Activated Running Tool (по-видимому, бескабельная система, запускаемая гидроимпульсом
сверху);

совокупность мероприятий, называемая PRODUCTION LOG (измерения температур,
давлений и их градиентов, расходометрия многофазных потоков). Известно, что в отличие
от вертикальных стволов расходометрия ГС осложнена расслоением трехфазного флюида
133
на компоненты по плотности. В этих условиях расходомеры вертушечного и иных типов
работают неверно. Известно также из самых последних работ, что термометрия длинных
продуктивных горизонтальных стволов часто имеет аномалии, показывающие, что реально
работают лишь несколько коротких участков. Неизвестно, как фирма преодолевает эти
трудности;

комплекс работ по креплению наклонного и горизонтального стволов (или его участка),
цементирование ствола, анализ качества крепления с помощью специальных приборов
(возможно, традиционных цементомеров на кабеле - уточнений не сделано), повторное
цементирование дефектных участков ствола;

установка различных конфигураций эксплуатационного оборудования, включая мосты,
пакеры и несколько ГТ малого диаметра в качестве эксплуатационных НКТ. Здесь
существует огромное разнообразие инструментов. Упомянуты: НСТ-service connector
универсальная насадка (головка), позволяющая соединять ГТ с различным скважинным
оборудованием и (по-видимому) с геофизическими приборами, НСТ-Hydraulic Disconnector
- система отсоединения в аварийных ситуациях. Из приведенных рисунков следует, что на
ГТ можно установить пакер, выдерживающий перепад давлений в 10 МПа (съемный или
постоянный), причем ГТ будет выполнять роль насосно-компрессорной трубы;

использование ГТ с различными насадками для разного рода ловильных работ (Fishing Job)
при авариях. Упомянут X-line lock mandrel замок (захват) на ГТ для ловильных работ и
другие инструменты.
Каждая из этих групп технологий далее иллюстрируется на примерах применений.
Важное замечание: Достоинством технологий ГТ в сравнении с технологиями на
секционных (стандартных) буровых трубах является их непрерывность. Действительно,
например, каротаж MWD или LWD принципиально является дискретным (прибор
останавливается на время отсоединения секции). Поэтому системы с записью информации ГИС
в память имеют сложные блоки преобразования, их квантования по времени в квантование по
глубине и сложные блоки увязки этих данных. Однако при описании технологий MWD, LWD
вы нигде не найдете упоминания этих трудностей.
В компании Schlumberger основной объем работ с ГТ выполняет подразделение Dowell.
Тем не менее, некоторые сведения о ГТ-технологии Anadrill имеются в ее проспектах. Отмечено,
что в 1994 г. пробурено 120 горизонтальных скважин с помощью технологии ГТ (не ясно, идет
ли речь о горизонтальных стволах из имеющегося фонда скважин и учитываются ли усилия
всех основных фирм, входящих в Schlumberger).
Основными объектами бурения являются горизонтальные участки из действующих
стволов, проходимые с большим радиусом кривизны, а также так называемые повреждаемые
(damaged) коллекторы. Последние проходятся, как правило, с большой скоростью на депрессии
(давление бурового раствора не компенсирует пластового давления).
Используемое специальное оборудование предотвращает возникновение нежелательных
последствий такого режима. Диаметр бурения не превышает 130 мм, на ГТ монтируется
отклонитель, забойный двигатель, долото, инклинометрическая система, гидроимпульсная
телеметрия и, возможно, другие геофизические зонды. Набор геофизических зондов для этих
систем постоянно расширяется.
Поскольку вращение ГТ недопустимо, ориентация отклонителя управляется
импульсами давления бурового раствора сверху вниз и проверяется инклинометрией (кодовой
последовательностью импульсов снизу вверх).
Компания Dowell Schlumberger рекламирует технологию использования гибких труб
(ГТ) под фирменным названием CoilCAT с компьютерным контролем всех элементов работы
(OGJ, dec2,1996). Компания в своем проспекте сообщила интересную деталь: на каждую ГТ
ведется база данных учета объемов и условий работ, при проведении работ измеряются
коэффициенты трения и изгибающие усилия на разных участках, существует дефектоскопия
ГТ, определяющая сроки замены. Выполнены большие объемы математического
134
моделирования различных элементов технологии ГТ: потери напора различных жидкостей в
трубах, оценки прочностных характеристик и т.д.
К сожалению, в настоящее время мы не располагаем подробным описанием технологий
ГТ этой фирмы.
В качестве одного из примеров применения ГТ в горизонтальных скважинах
НЕФТЯНОЕ ОБОЗРЕНИЕ (Шлюмберже, осень 1996) приводится кислотная обработка забоя
горизонтального участка скважины длиной примерно 300 м. Проблема состояла в очистке
всего забоя (кольматированной зоны) и блокировании зоны высокой проницаемости. Задача
была решена закачкой кислоты объемом 875-636 м2 в сутки с одновременным равномерным
подъемом ГТ. Каротаж продуктивности и термометрия, проведенные до и после обработки,
показали, что одновременно с увеличением дебита приток стал более равномерным по
горизонтальному участку.
Буровая компания Sperry-Sun Drilling Service, имеющая солидный опыт работ по
наклонному бурению, является в настоящее время подразделением Dresser Industry. По
информации, полученной через Internet, можно составить представление о применяемых
технологиях работ на ГТ.
Сборка для бурения на ГТ состоит из двухсекционного забойного двигателя SperryDrill, блока амортизации Egualizer Sub, системы ориентации Orienter, системы соединения ГТ
с буровым агрегатом CT-Connector.
Забойные двигатели винтового типа имеют два наружных диаметра: 76,2 мм (3 дюйма)
и 89 мм (3-3/8 дюйма). При этом отношения винтовых пар могут быть различными, что
обеспечивает необходимый момент на долоте. Осевая нагрузка не может быть достаточно
большой, что и ограничивает максимальную длину горизонтального ствола. Не сообщена
важнейшая для каротажника информация, какой максимальный диаметр бурения возможен с
помощью такой системы.
Принципы работы блока амортизации (русский термин условный) не раскрыты, однако
известно, что из других источников, что при бурении на ГТ возникают значительные осевые
(продольные) вибрации. Можно предположить, что блок предназначен для их гашения.
Ориентация буровой сборки на ГТ осуществляется иначе, чем при бурении на буровых
трубах. Осевой угол отклонителя устанавливается различными способами, которые не
детализируются. А азимутальный угол в отличие от варианта бурения на трубах, где он
изменяется просто вращением свечи, здесь устанавливается специальным исполнительным
механизмом, названным ориентатор (orienter). Ориентатор (название условное) работает
следующим образом: имеется поршень, сжимающий пружину, подпирающую храповой
механизм. Положительный импульс давления бурового раствора (величина и длительность
специально подбираются) сжимает пружину. После снятия избыточного давления пружина
посредством спирального привода поворачивает храповой механизм на величину 12 и
фиксирует в этом новом положении. Исполнительные механизмы устройства заполнены
маслом, устройство пропускает через себя большие объемы бурового раствора, давление
которого зависит от глубины, и должно реагировать именно на фиксированный импульс
давления.
Имеющийся в системе блок MWD датчиков, включающий инклинометрию, передает на
поверхность (по гидроимпульсному каналу, о котором ничего не сказано) данные новой
ориентацию. Многократное повторение этой операции позволяет получить, как сказано, любую
требуемую ориентацию.
Буровой агрегат в работе обеспечивает максимальный перепад давлений порядка 10
МПа, параметры забойных двигателей таковы: при перепаде давления на входе и выходе
порядка 6,9 МПа крутящий момент на долоте составляет 638 и 1220 Нм.
Ряд элементов бурового инструмента, геофизических зондов и гидроимпульсного
канала связи заимствован из аналогичных систем малого диаметра, применяемых при бурении
на трубах MWD.
Отмечено, что некоторые элементы системы сертифицированы по качеству и
надежности в соответствии с международным стандартом ISO 9001.
135
Важный вопрос, остающийся без ответа, состоит в следующем. Гидроимпульсный
канал в ГТ должен работать иначе, чем в обычных (жестких) буровых трубах. Очевидно,
затухание импульса давления в ГТ должно быть более сильным. Это означает, что
гидроимпульсные каналы связи должны быть настраиваемыми.
Устройство сочленения (головка?) СТ-connector играет важную роль в технологиях на
ГТ. Оно позволяет подсоединять к ГТ разные устройства, обеспечивающие весь спектр
применений ГТ, описанных ниже.
Среди применений этих технологий, упомянутых в Интернет-материалах Sperry-Sun,
фигурируют следующие:

бурение на ГТ боковых стволов в действующих скважинах через предварительно
выполненные в обсадке посредством специального фрезерного инструмента окна
(указанные операции выполнены уже (1995 г.) в 67 скважинах по всему миру);

разработка месторождений с тяжелыми углеводородами посредством бурения нескольких
горизонтальных стволов в двух этажах (biplanar well structure);

изоляция верхнего этажа посредством массивного гидроразрыва (давление 69 МПа),
выполненного на нижнем этаже.
Указанные операции выполнены в экспериментальном порядке в норвежском секторе
Северного моря для интенсификации притоков нефти паром (месторождение Экофиск, свита
писчего мела).
Краткое описание применений ГТ, как и предшествующие материалы, оставляет
нерешенным вопрос: ряд применений ГТ требуют наличия в них кабеля (каротаж, перфоляция,
оценки притоков и т.д.), в других применениях кабель мешает (бурение, обработка забоя
реагентами и т.д.). Используются ли в этих случаях разные ГТ? Компания Nowsco Well Service
U.K. (сравнительно новый оператор на рынке услуг в области ГТ) приводит пример установки
скважинного оборудования (эксплуатационной трубы диаметром 72 мм) ниже пакера в
действующей газовой скважине (JPT may 94). Эта же компания предлагает сервисные работы:
направленное бурение на ГТ, гидроразрыв на ГТ, газлифт (предположительно на азоте), обработка
фильтров и забоя и ремонтные работы.
6.7 Обобщенный портрет технологии работ на гибких трубах (CT-Texhnology)
Для проведения работ необходима специальная переносная стойка-превентер,
пропускающая ГТ в скважину, обеспечивающая циркуляцию раствора, предотвращающая
выбросы. Над ней устанавливается специальная дуга, поддерживающая ГТ при спуске в
скважину, исключающая критические изгибающие усилия. Эта дуга поддерживается
специальным автокраном. Барабан (лебедка) с 2-4 км ГТ находится на трейлере, причем при
проведении работ (спуск-подъем) все операции управляются из специальной кабины. При
проведении каротажа большой связкой приборов (TripleCombo) необходим другой легкий
автокран с большим вылетом стрелы (20-30 м) для монтажа сборки перед спуском в скважину
и обратных операций. Такая конфигурация позволяет при проведении любых работ на ГТ
(бурение, обработка, крепление ствола и т.д.) обойтись без буровой вышки, что всеми без
исключения фирмами рассматривается как большое достижение (существенная экономия на
вышкомонтажных работах). При бурении на ГТ требуются, как правило, меньшие объемы
раствора, однако могут потребоваться высокопапорные насосы. Другим достоинством этой
конфигурации является ее компактность (возможность размещения на малой площади), что
особенно важно при проведении морских работ.
Бурение на ГТ в пределах коллектора проводится, как правило, на максимальных
скоростях на депрессии, чтобы, как многократно отмечалось выше, исключить повреждение
коллектора. Используются, как правило, легкие растворы. Их состав не раскрывается, однако
имеется интересная информация: если в среднем по США при строительстве скважин расходы
на раствор составляют 6%, то при бурении ГС известны случаи, когда раствор стоил 200 тыс.
долл. и более (L.N.Meehah). OGJ, dec 11, 95).
136
Бурение проводится только винтовыми двигателями, набор их параметров весьма
различен, так же как способы ориентации, канал связи с поверхностью гидроимпульсный.
Каротажные работы на ГТ описаны исключительно скупо, поэтому составить четкого
представления не удается.
Всевозможные работы в скважинах на ГТ отличаются исключительным разнообразием.
Складывается впечатление, что на ГТ можно делать почти все, но различные фирмы делают
это по-своему. По-видимому, время для составления сколько-нибудь общей картины еще не
настало.
Все специалисты единодушны в том, что это направление есть наиболее бурно
развивающаяся технология буровых и геофизических работ последнего времени.
137
7.
ПУТИ
РЕШЕНИЯ
ПРОБЛЕМЫ
МАССОВОГО
БУРЕНИЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И РАЗВЕТВЛЕННО-ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Для решения проблем массового бурения ГС и РГС необходимо решить целый ряд
фундаментальных и прикладных научно-технических проблем, что требует привлечения как
специализированных научно-исследовательских и конструкторских организаций, работающих
в области геофизики и бурения и имеющих необходимый научно-технический задел, так и
конверсионных научно-исследовательских, конструкторских и производственных организаций
ВПК, имеющих современную технологическую базу. Безусловно для решения всех проблем
массового бурения ГС и РГС потребуется и время и значительные объемы финансирования, но
при прочих равных условиях правильная поставка задачи и выявление наиболее актуальных
вопросов будут иметь определяющее значение.
Так, например, в программе «Горизонт» на 1991-1995 гг., направление развития ГИС в
ГС вряд ли было определено правильно, так как предусматривалось проведение ГИС в
электрорадиопрозрачных трубах (контейнерах), что само по себе не является полным аналогом
проведения ГИС в открытом стволе и не позволяет надеяться на получение адекватных
результатов и необходимой информативности ГИС, тем более, что эта технология проведения
ГИС в ГС за рубежом на сегодняшний день находит ограниченное применение.
Для формирования основных требований к направлениям работ и составу техникометодических средств бурения ГС и РГС необходим системный подход, идущий от задач,
решаемых при строительстве ГС и РГС.
На рис. 7.1 показаны задачи, решаемые при строительстве ГС и РГС, на основе анализа
которых можно определить функции автоматизированной системы управления бурением
горизонтальных скважин (АСУБ ГС).
Предлагаемая для разработки АСУБ ГС предназначена для управления бурением
горизонтальных и разветвленно-горизонтальных нефтяных и газовых скважин с поэтапной
реализацией всех задач, решаемых при их строительстве.
Именно исходя из необходимости решения этих задач и формируются следующие
функции АСУБ ГС.
7.1. Управление траекторией скважины, в том числе с пеленгацией границ
объекта
Управление траекторией скважины предлагается производить с помощью нового
управляемого забойного отклонителя (УЗО) по параметрам, измеряемым в процессе бурения на
забое скеважины с помощью забойной телеметрической системы (ЗТС). При этом основными
параметрами для решения задачи управления траектории ствола ГС являются
инклинометрические параметры траектории ствола скважины: угол, азимут, угол установки
отклонителя (ЗТС-И), но в ярде случаев, например, при небольшой толщине пласта, близости
газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта (ВНК) не меньшее значение
приобретают параметры, позволяющие производить пеленгацию границ продуктивного
объекта - т.н. навигационные параметры, реализуемые с помощью усложненной ЗТС - (ЗТС-И)
+ Н.
7.2. Управление режимами бурения и их оптимизация
Управление режимами бурения предполагается производить как по забойным
параметрам, получаемым с помощью ЗТС, таким как: осевая нагрузка на долото, момент на
долоте, частота вращения долота, амплитуда и частота вибраций, так и по наземным
параметрам, таким как: вес на крюке, расход промывочной жидкости (ПЖ), давление на
манифольде и др., необходимым для нахождения оптимального сочетания забойных и
наземных параметров (оптимизация режимов бурения).
Таким образом, для решения задачи управления режимами бурения и их оптимизации
потребуется информация как от наземных преобразователей (из системы ГТИ), так и от
расширенной технологическими параметрами ЗТС - (ЗТС-И) + Т.
138
7.3. Управление режимами спускоподъемных операций
Управление режимами спускоподъемных операций (СПО), связанных со сменой
изношенного долота, изменением КНБК и ТП предполагается проводить с целью минимизации
отрицательных воздействий гидродинамической составляющей давления, возникающей в
скважине при движении бурового инструмента. Наиболее актуально управление режимом
спуска при СПО, т.к. в этом случае очень часть возникают газоразрывы пластов, поглощение
ПЖ и другие осложнения, которые в конечном счете не позволяют гарантировать
качественного разобщения пластов и сохранение коллекторских свойств вскрываемых нефтегазоотдающих объектов.
УР СПО должно быть направлено на создание и поддержание режимов, исключающих
резкие повышения и понижение давления в скважине, при этом время, задалживаемое на СПО,
может и не сокращаться.
7.4. Прием информации от забойных телесистем, выдача управляющих
сигналов
Данная функция предполагает создание информационно-измерительной забойной
телеметрической системы (ИИЗТС), располагающейся выше ГЗД и управляемого забойного
отклонителя (УЗО) и передающей информационные сигналы по одному из каналов связи (КС),
в качестве которых могут использоваться проводной, гидравлический, гидроакустический,
электромагнитный, гальванический и другие каналы связи.
По функциональному назначению ИИЗТС подразделяются на инклинометрические - И,
технологические - Т, навигационные - Н и геофизические - Г.
В любом случае базовой является ЗТС-И, измеряющая параметры траектории ствола
скважины: угол искривления, азимут искривления и угол установки отклонителя.
Технологический, навигационный и геофизический модули ЗТС пристыковываются к
ЗТС-И либо раздельно, либо в определенных сочетаниях, вплоть до полной системы (ЗТС-И) +
Т, Н, Г.
Технологический (Т) модуль измеряет режимно-технологические забойные параметры:
нагрузку на долото, обороты долота, момент на долоте, амплитуду и частоту вибраций
(продольных, поперечных, крутильных), давление и температуру в трубах, давление и
температуру в затрубье, газосодержание, вязкость и минерализацию ПЖ в затрубье и другие
параметры. Расширение измеряемого комплекса производится поэтапно.
Навигационный (Н) модуль содержит устройства, позволяющие пеленговать кровлю и
подошву пласта коллектора или ГНК и ВНК в пласте-коллекторе с целью удержания
траектории ствола ГС в пределах выбранного объекта. Наиболее перспективными способами
пеленгации являются акустический низкочастотный и электромагнитный с радиусами
исследования в 2-3 метра.
Геофизический (Г) модуль в идеале должен содержать весь комплекс ГИС,
применяемый в обычных скважинах. На сегодняшний день такая задача не реализована, но
большая часть методов ГИС реализована в зарубежных LWD-системах.
Поэтапное расширение комплекса ГИС в ЗТС должно предусматривать наличие в
комплексе методов литологического расчленения (ГК), насыщения (БК) и пористости (ГГП).
На выходе ИИЗТС (в наземной ее части) формируются управляющие сигналы по
управлению траекторией ствола скважины, которые по каналу связи «устье - забой» (или иным
способом) передаются на управляющую часть УЗО.
7.5. Проведение геолого-технологических исследований, выдача рекомендаций
и управляющих решений
Геолого-технологические исследования, проводимые при бурении ГС и РГС, должны
стать основой информационного обеспечения как процесса бурения, так и других задач,
решаемых при строительстве ГС и РГС, так именно на основе ИИС ГТИ планируется создание
наземной комплексной информационно-измерительной системы (НК ИС), предназначенной
как для информационного обеспечения всего процесса строительства скважины, так и для
139
выдачи рекомендаций и управляющий решений по оптимизации процесса углубления,
поддержания оптимальных параметров ПЖ, оперативного выделения пластов-коллекторов,
определения характера их насыщения, определения пластового и порового давлений, давления
гидроразрыва, для решения многих других практических инженерно-геологических задач,
связанных с оптимальным и оптимальным углублением скважины.
ИИС ГТИ используют как наземный комплекс первичных преобразователей
информации, так и информацию от ИИЗТС.
7.6. Обеспечение проведения геофизических исследований в бурящейся и
работающей скважине (ИИС ГИС)
Несмотря на то, что минимальный комплекс ГИС предусматривается в составе (ЗТС-И)
+ Г (геофизический модуль), основной комплекс ГИС (особенно на первых этапах создания
ЗТС) должен периодически проводиться после бурения определенного интервала ГС:
вертикальная часть ствола, пилотный ствол, наклонная часть до выхода на горизонталь,
горизонтальный ствол.
Определенный комплекс ГИС может проводиться как по обычной технологии
(вертикальная часть ствола, пилотная скважина), так и по спецтехнологии с доставкой
геофизических приборов в сильнонаклонную и горизонтальную часть ствола ГС на буровом
инструменте и НКТ. При этом могут применяться как системы с различными каналами связи,
так и автономные приборы с памятью. ИИС ГИС является составной частью НКИИС.
7.7. Диагностика и прогнозирование опасных ситуаций
Данная функция АСУБ ГС реализуется путем раннего обнаружения и локализации
объектов газопроявлений, проведения мониторинга наиболее ответственных узлов
оборудования буровой установки и диагностики предаварийных и опасных ситуаций по
наземным преобразователям ГТИ и информации от ЗТС. ДОС выделяется в отдельную
функцию, так как повышенная стоимость ГС и сложность технологии ее строительства
требуют постоянного внимания к отклонению множества параметров от заданного коридора
значений и решения целого ряда задач по выявлению тенденций и прогнозированию поведения
скважины и оборудования. Функционально ДОС входит в состав НК ИИС.
7.8. Проведение обращенного вертикального сейсмического профилирования,
пеленгация забоя
Использование энергии работающего долота в качестве источника (генератора)
колебаний
позволяет
реализовать
методику
обращенного
вертикального
сейсмопрофилирования размещением на земной поверхности трех и более векторно-фазовых
детекторов, а также и приемника в стволах ранее пробуренных скважин.
Наряду с изучением околоскважинного и межскважинного пространства комплекс
аппаратуры обращенного ВСП (ИИС ОВСП) позволяет проводить пеленгацию забоя
бурящейся скважины, что в ряде случаев может быть хорошим дополнением к другим методам
слежения за траекторией ствола ГС и РГС.
7.9. Контроль и управление процессом цементирования
Цементирование ННС и ГС является сложной технологической операцией, успех
которой зависит от целого ряда факторов, но в значительной мере от возможности вести
непрерывной контроль и на его базе - оперативное управление процессом цементирования.
Кроме того, информация полученная в процессе цементирования, должна быть
основополагающей при выдаче заключения по качеству крепления по данным ГИС
(термометрия, акустическая цементометрия, гамма-дефектометрия). ИИС КЦ может
представлять собой отдельную систему, появляющуюся на буровой на период цементирования,
однако целесообразней иметь ее в составе НКИИС, так как в этом случае используется
значительное количество преобразователей ГТИ и отпадает необходимость в транспортном
средстве.
140
7.10. Информационное обеспечение вторичного вскрытия, испытания и
освоения
Заканчивание скважины, включающее в себя спуск необходимого оборудования в
продуктивную часть пласта, вторичное (а иногда и первичное) вскрытие пласта, его испытание,
интерпретация и освоение, т.е. все заключительные операции вплоть до сдачи скважины в
эксплуатацию, должно быть информационно освещено с целью как принятия необходимых
управляющих решений для достижения конечной цели бурения ГС и РГС, так и для их
паспортизации на момент сдачи скважины в эксплуатацию. Кроме комплекса
эксплуатационного каротажа, документации вторичного вскрытия в ИИС ВИО входят
аппаратурно-методические средства для документирования всех работ на этапе
«Заканчивание», в том числе при испытании, опробовании и интенсификации с
использованием как наземной аппаратуры, так и скважинной аппаратуры с КС и в автономном
варианте.
Для решения проблемы управления бурением ГС и РГС необходимо проведение
следующих фундаментальных исследований и решение перечисленных ниже научных и
технических проблем:
 создание методологии комплексного подхода для выбора типа скважины (ГС или РГС), ее
конфигурации (профиля) и направленности с целью существенного увеличения добычи
нефти и газа применительно к различным горно-геологическим условиям;
 создание систем пеленгации границ продуктивного объекта и методов обработки данных
для уточнения целеуказаний при бурении ГС и РГС, а также корректировка трасс скважин;
 создание математической модели системы комплексной автоматизации горизонтального и
разветвленно-горизонтального бурения;
 создание специальных моделей и алгоритмов управления бурением;
 математическое и физическое моделирование различных информационных каналов «забой устье», выбор наиболее надежного и перспективного канала (каналов) связи;
 создание математических моделей для анализа динамических процессов, возникающих при
бурении ГС и РГС, а также гидродинамических и физических явлений, имеющих место при
бурении скважин;
 разработка теории управления буровым снарядом в трехкоординатном пространстве недр
Земли;
 разработка теории оптимизации и технологических алгоритмов автоматизированного
управления процессом бурения ГС и РГС на основе использования данных, получаемых в
процессе бурения при проведении ГТИ от ЗТС;
 разработка прогнозирующих алгоритмов состояния скважины и управление бурением по
данным апостериорной и априорной информации;
 обоснование и выбор комплекса информационных параметров для модулей ЗТС;
 обоснование и выбор комплекса ГИС для работы в открытом стволе скважины и при
исследовании действующих скважин в период их пуска и эксплуатации, создание
методических основ в ГС и РГС;
 создание эффективных технологий проведения ГИС в ГС и РГС;
 разработка информационно-математических моделей проведения ГТИ в ГС и РГС;
 разработка информационно-метрологических требований к контрольно-поверочным
полевым средствам для ГИС и ГТИ, их проектирование и выпуск опытных образцов,
создание натурной модели ГС;
 разработка нового поколения первичных преобразователей технологической информации и
свойств промывочной жидкости, являющихся информационной основой управления
бурением ГС и РГС.
141
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Зарубежный опыт бурения горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин,
перспективы получения большей отдачи нефти и газа вскрытых ГС и РГС при меньших
затратах на бурение, освоение и эксплуатацию месторождений нефти и газа вызвал
значительный интерес наших специалистов нефтяников и экономистов.
При затратах в 1,5-2 раза больше, чем при бурении вертикальным стволом, в
разветвленно-горизонтальных скважинах лучше соотношение «нефть-вода», заработали
скважины на месторождениях, где вертикальные скважины простаивали (АО «Татнефть», АО
«Башнефть» и др.).
В то же время нередки случаи, когда эффект отрицателен, причиной которых является
несоблюдение технологии точной проводки горизонтального участка вдоль продуктивного
пласта, плохое знание свойств протяженного коллектора, особенности в освоении и
эксплуатации месторождений нефти и газа горизонтальными скважинами.
Сведения по зарубежным данным бурения ГС и их геофизического сопровождения,
используемых передовыми геофизическими фирмами мира свидетельствует о значительном
техническом уровне используемых ими систем, однако опыт их применения в России при
существенной дороговизне требует изменения технологии бурения в геолого-технологических
условиях многих нефтегазоносных регионов страны.
Было бы разумным, с одной стороны, использовать зарубежный опыт для избежания
ошибок, с другой стороны, сосредоточить усилия разработчиков и потребителей необходимых
систем и технологий на восполнение имеющегося пробела в аппаратурном обеспечении.
Эффективность использования горизонтальных скважин может быть значительно
повышена, если к решению проблемы разработки месторождений горизонтальными
скважинами на всех этапах их строительства, заканчивания и эксплуатации будут подключены
геологи, геофизики, нефтяники-буровики и технологи. Только разобравшись в процессах,
происходящих в пространстве, окружающих скважину, можно выбрать оптимальное
направление проводки горизонтальных стволов, а глубокие знания коллектора позволят
правильно выбрать длину протяженного участка, способ заканчивания и эксплуатации.
И если вопросы проводки горизонтальных стволов как-то решены и обеспечены
аппаратурой, вопросы пеленгации пласта и проводки ствола скважины по пласту, что особенно
важно в тонкослоистом разрезе, вблизи контактов: «нефть-вода», «газ-вода», контроль режима
работы горизонтальной скважины при ее освоении и эксплуатации ввиду особенностей
распределения потока флюидов в скважине требует серьезного развития.
Для этого необходимо создание целевой программы, к финансированию которой
необходимо привлечь, кроме Минтопэнерго, ведущие нефтяные компании (Сибнефть, ЮКОС,
ЛУКОЙЛ, СИДАНКО, иностранных инвесторов).
Проблемы бурения и заканчивания ГС являются комплексными, для их решения
необходимы объединенные усилия специалистов различных направлений как на стадии
проектирования ГС, так и на стадии реализации проекта от бурения до эксплуатации. Только
такой подход может гарантировать увеличение дебитов и повышение нефтеотдачи ГС по
сравнению с вертикальными скважинами.
ЛИТЕРАТУРА
1. Аналитический обзор: "Современное состояние и перспективы развития каротажа
обсаженных скважин за рубежом".ВНИИОЭНГ,1991, 34с.. (отчет по хоздоговору №
91.54.739.91 ДУ).
2. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований нефтяных и газовых
скважин: Справочник /А.А. Молчанов, В.В. Лаптев, В.Н. Моисеев, Р.С. Челокьян
Н.В. – М.: Недра, 1987. – 263 с.
3. Беляков Н.В.
Малогабаритная
забойная
телеметрическая
система
с
комбинированным каналом связи. НТВ АИС "Каротажник", №30, 1997, с.60-67.
142
4. Вержбицкий В.В.,
Рапин В.А.,Чесноков В.А.
Оценка
влияния
"электрорадиопрозрачного" контейнера на показания замеров ЭК и ИК. ИКВ АИС
"Каротажник" №15, 1995, с. 74-76.
5. Вихров Е.В., Сорокин В.В., Фролов Д.П. Исследование осесимметричных
колебаний кругового цилиндра, заполненного жидкостью. В кн.: Тр.4-й научнотехнической конференции по информации и акустике. М., 1987, с.91-93.
6. Возможность
разработки
низкопродуктивных
коллекторов
системой
горизонтальных скважин./А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин, Г.А. Султанов и
др./Нефтяное хозяйство, № 3, 1993.
7. Герольд Р. Култер «О заканчивании горизонтальных скважин». Лекция SPE. 1992.
8. Грачев Ю.В., Варламов В.П. Автоматический контроль в скважинах при бурении и
эксплуатации. М.: Недра, 1968, - 328с.
9. Гуреев И.Л., Черемных А.Г. Динамические аналогии колебаний электрических и
механических распределенных систем и критерии их подобия. В сб."Технология
бурения скважин в Западной Сибири". Труды ТИИ, вып. 54, Тюмень, 1976, с.20-34.
10. Гуторов Ю.А. Горизонтальные скважины на нефть и газ в свете передового
зарубежного опыта, ВНИИГИС, 1996.
11. Гуторов Ю.А. О технических аспектах повышения качества материалов при
волновом акустическом каротаже горизонтальных скважин. НТВ АИС
"Каротажник", № 33, 1997, с.105-106.
12. Дергач А.С. Технология информационного обеспечения процесса строительства и
эксплуатации горизонтальных скважин. НТВ АИС "Каротажник", №35, 1997, с.5-8.
13. Ерохин В.П., Щавелев Н.Л., Наумов В.И., Фадеев Е.А. "Опыт и проблемы
строительства горизонтальных скважин", "Бурение скважин", №9, 1997, с.32-35.
14. Инклинометрическая система. Ориентир. Проспект фирмы «Геоклинк», 1992.
15. Инновационная технология горизонтального бурения (проспект фирмы Истмен
Кристенсен). 1992, - 16 с.
16. Исакович М.А. Общая акустика. М.: Наука,1973.
17. Исакович М.А. Рассеяние звуковых волн на малых неоднородностях в волноводе.
Акустический журнал, 1957, т.3 , №1, с.37-45.
18. Исаченко В.Х. Инклинометрия скважин. - М: -Недра, 1987, 216с.
19. Кабельная система для транспортировки каротажных приборов через полужесткий
трубопровод. Проспект фирмы Халибартон (HLS), 1990.
20. Кариссон Х., Битто Р. Мировой опыт горизонтального бурения. "Нефть, газ и
нефтехимия за рубежом.",1989, №3, с.15-22.
21. О.Н.Найт, Герхард Индастриз, ИНК. Первая Северо-Европейская конференция по
бурению 24.10.1983. Каротаж «Буровой мастер» - помощь современным
программам направленного бурения.
22. Каротаж в процессе бурения (Шлюмберже). Oilfield Review I, no.1(4.89). p. 4-17.
23. Кивиренко В.М., Михалевич В.И. Результаты эксплуатации месторождений
Предкарпатья разветвленно-горизонтальными скважинами. Нефтяное хозяйство, №
5, 1975, С. 70-72.
24. Кнелдлер Л.Е., Гайфуллин Я.С. и др. К интерпретации материалов геофизических
исследований в горизонтальных скважинах. НТВ АИС "Каротажник" №21, 1996,
с.71-76.
25. Князев В.И. Опыт и проблемы геофизических исследований горизонтальных
скважин. НТВ АИС "Каротажник", №34, 1997, с.97-99.
26. Корженевский А.Г., Нуретдинов Я.К., Хайретдинов Р.Р. Проблемы качества
системы информационного обеспечения горизонтального бурения в Удмуртии.
НТВ АИС "Каротажник", №34,1997, с.27-33.
27. Королев В.А. О перспективах применения метода сканирующего бокового
электромагнитного зондирования для электрометрии в горизонтальных скважинах.
НТВ АИС "Каротажник" № 21, 1996, с.76-78.
143
28. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Гидродинамика. М.: Наука,1988.
29. Лапин А.Д. К теории рассеяния волн в нерегулярных волноводах /Диссертация на
соискание ученой степени кандидата физ.-мат. наук/ М.: Акустический институт,
1958.
30. Леготин Л.Г., Вячин С.В., Султанов А.М. Применение АМК "Горизонт" для
геофизических исследований горизонтальных скважин. НТВ АИС "Каротажник",
№36, 1997, с.85-92.
31. Леготин Л.Г., Султанов А.М. Анализ эффективности отечественных технологий
геофизических исследований горизонтальных скважин. НТВ АИС "Каротажник".
№24, 1996, с.59-66.
32. Леготин Л.Г., Султанов А.М. и др. Метрологическое обеспечение АМК "Горизонт".
НТВ АИС "Каротажник", № 33, 1997, с.106-111.
33. Лежанкин С.И. Комплексы исследований горизонтальных скважин геофизическими
методами и вопросы методологии интерпретации их результатов. НТВ АИС
"Каротажник" №21, 1996, с. 25-28.
34. Лежанкин С.И., Рапин В.А. Особенности интерпретации результатов промысловогеофизических исследований в горизонтальных скважинах. М., ЕАГО,"Геофизика",
№2,1994.
35. Лежанкин С.И.,Рапин В.А. Особенности интерпретации результатов промысловогеофизических исследований в горизонтальных скважинах. М., "Геофизика", 1994,
№2, с.19-21.
36. Лобанков В.М. Проблемы метрологического обеспечения геофизических
исследований в горизонтальных скважинах. НТВ АИС "Каротажник" №21, 1996, с.
80-83.
37. Лукьянов Э.Е. Геологическая информативность технологических исследований
скважин в процессе бурения. Геология нефти и газа. №9, 1989.
38. Лукьянов Э.Е. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. - М.,
1990, 478 с. Диссерт. на соиск. уч. степени доктора технических наук (фонды
ГАНГ).
39. Лукьянов Э.Е. Информационно-измерительные системы для геофизических
исследований горизонтальных скважин. В учебном пособии "Скважинные
геофизические информационно-измерительные системы". М, Недра, 1996, 317с.
40. Лукьянов Э.Е. Исследования скважин в процессе бурения. М, Недра, 1979.
41. Лукьянов Э.Е. Состояние и перспективы развития геофизических исследований в
горизонтальных скважинах (научно-технический обзор). Тверь, АИС-НПГП
"ГЕРС", 1994, ч.1, 73 с., ч.2, 134 с.
42. Лукьянов Э.Е. Состояние и перспективы развития геофизических исследований в
горизонтальных скважинах (научно-технический обзор).ч.2, с.104-131. /НПГП
"ГЕРС". АИС- Тверь,1994.
43. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в
процессе бурения. М., Нефть и газ, 1997, 688 с.
44. Лукьянов Э.Е., Хаматдинов Р.Т., Попов И.Ф., Каюров К.Н. Аппаратурнометодический комплекс для проведения ГИС в горизонтальных скважинах АМАК"ОБЬ". НТВ АИС "Каротажник", № 30, 1997,с.44-53.
45. Метод Телеко измерения искривлений в нефтяных скважинах. Проспект выставки
Нефтегазэкспо-79.
46. Михайловский В.Н., Иванов С.К. Измерение кривизны скважины. Изд. АН УССР,
1960.
47. Молчанов А.А Измерение геофизических и технологических параметров в процессе
бурения скважин. М.: Недра, 1983, - 189 с.
48. Молчанов А.А., Васильков А.А.,Сираев А.Х.,Хайров А.Г. Электрический каротаж в
процессе бурения. "Прикладная геофизика", №72, М,.Недра,1973.
144
49. Молчанов А.А., Жувагин И.Г., Васильков А.А. Геофизические исследования
нефтяных и газовых скважин в процессе бурения. Новости техники. Нефтегазовая
геология и геофизика, 1970, №2, с.33-34.
50. Молчанов А.А., Жувагин И.Г., Сираев А.Х., Хайров А.Г. Телеметрическая система
для геофизических исследований скважин в процессе бурения. Авт. св. .№ 255883,
Бюл. изобретен. №26, 1969.
51. Молчанов А.А., Морозов В.П., Дмитрюков Ю.Ю. Повышение дальности действия и
помехоустойчивости беспроводного электрического канала связи. Прикладная
геофизика, вып.107,1983.
52. Молчанов А.А., Померанц, Л.И.,Сохранов Н.Н. Перспективы применения
информационно-измерительной системы для исследования нефтяных и газовых
скважин. В кн.: Геология нефти и газа,1977, с.57-62.
53. Молчанов А.А., Родионов Н.Ф., Кузнецов Г.Ф., Сираев А.Х. Автономный комплекс
прибор для гидродинамических исследований скважин. Авт. св. № 441544 Бюл.
изобретен. № 32, 1974.
54. Молчанов А.А., Сираев А.Х. и др. Скважинные автономные измерительные
системы с магнитной регистрацией. М., Недра, 1979.
55. Молчанов А.А., Мавлютов М.Р. и др. Отбор керна из стенок скважин. М., Недра,
1979.
56. Молчанов А.А., Сираев А.Х., Каган Г.Я., Хайров А.Г., Сахабутдинов М. Способ
проведения геофизических исследований скважин в процессе испытания их
испытателями на трубах. Авт. св. № 433441, Бюл. изобретен. №23, 1974.
57. Напольский В.А. Состояние и перспективы развития информационного
обеспечения строительства и эксплуатации горизонтальных скважин с
использованием технологий и технических средств, разработанных в АО НПФ
"Геофизика". ИКВ АИС "Каротажник", №20, 1996, с.83-86.
58. Научно-технический отчет ДО "Наука; по договору №90-384 (2 этап) "Расчетнотеоретические исследования путей и методов создания средств передачи
информации снизу-вверх по скважине с помощью акустических колебаний. М,
1990, 29 с.
59. Нефть и газ России: конец ХХ и начало XXI веков (наука, конверсия, инвестиции для
создания новейших технологий). Программа РАН, 1992, - 32 с.
60. Нефтяное хозяйство, № 1-1993 /40 лет ВНИИБТ/.
61. Плужников Б.И. Перспективы разработки месторождений горизонтальными
скважинами. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.,
ВНИИОЭНГ, 1992, вып. 10.
62. Проспект фирмы Анадрилл Шлюмберже. G-13-1985, DS-DDF-1987, MWD-FLS1988, MUD LOGGING-1992.
63. Проспект фирмы Геосервис. Electromagnetic MWD. 1988.
64. Проспект фирмы Геосервис. Electromagnetic MWD. 1992.
65. Проспект фирмы Халибуртон Геодата (SDL). 1991.
66. Пятецкий Е.М., Щербаков Ю., Спивак В. «Аппаратура контроля направления
отклонителя» (Магнитный ориентатор). Информ. листок Таджик. ИНТИ, Душанбе,
1974, № 79 (78).
67. Рапин В.А. и др. Высокопроизводительная технология промыслово-геофизических
исследований горизонтальных скважин. РНТС "Нефтепромысловая геология и
геофизика". 1993, №7, с.15-17.
68. Рапин В.А. и др. Новая технология проведения промыслово-геофизических
исследований горизонтальных скважин. РНТС "Нефтепромысловая геология и
геофизика". 1993, №7,с.15-17.
69. Рапин В.А. и др. Промыслово-геофизические исследования в бурящихся
горизонтальных и наклонно-горизонтальных скважинах. ИС Сер. Научно-
145
70.
71.
72.
73.
74.
75.
76.
77.
78.
79.
80.
81.
82.
83.
84.
85.
86.
87.
88.
технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в
нефтяной промышленности. 1990, Вып.6, с. 17-19.
Рапин В.А. Информационно-измерительные системы контроля забойных
параметров в процессе бурения. М.,ВНИИОЭНГ, 1989, (Обзор информ. Сер.
«Строительство скважин»). 66 с.
Рапин В.А., Лежанкин С.И. Состав обязательного комплекса и порядок проведения
ПГИ в ГС. РД Минтопэнерго России,М., 1995.
РапинВ.А., Лукьянов Э.Е., Беляков Н.В. Отечественные забойные информационноизмерительные телеметрические системы для проводки и исследования наклоннонаправленных и горизонтальных скважин в процессе бурения (Научно-технический
обзор отечественных и зарубежных источников). Тверь, ИКВ АИС "Каротажник",
№14, 1995, ч.1, ИКВ АИС "Каротажник" №15, 1995, ч.",с.24-34.
Савиных Ю.А., Никитин П.О. Колонна бурильных труб, как цилиндрически полое
тело, вдоль которых винтообразно распространяются поперечные волны, В
сб."Новые пути получения технологической информации с забоя скважины при
бурении". Труды ТИИ, вып.39, Тюмень, 1974с. 191-195.
Система для геолого-геофизических и технологических исследований в процессе
бурения и испытания скважин - GeoRADAR. ВНИГИК, 1992 (г.Тверь).
Системы для замера параметров в процессе бурения. Научно-технический обзор
СКБ СИБНА. г. Тюмень, 1990, 166 с.
Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных
скважин. - М.М.Саттаров, М.Х.Мусин, М.А.Полудень (обзор отчетов). - М.,
ВНТИЦентр, 1991, 140 с.
Способ оперативного обнаружения газопроявлений при бурении скважин и
устройство для его осуществления. (Положительное решение по заявке № 4802859)
от 26.09.90)./Цейтлин С.Д., Кашик А.С., Чумаков И.С., Быков Б.А., Лукьянов Э.Е.
Стандарт акционерного общества. Геолого-технологический контроль поисковоразведочного бурения и эксплуатационного бурения наклонно-направленных и
горизонтальных скважин с помощью компьютеризированных станций геологотехнологических исследований (СГТИ). ОАО "Сургутнефтегаз". СТП-64-97,1997,
142 с.
Телеметрическая система ТСГК-195, автономная система АИИС-195. Проспект
ВНИПИморнефтегаз. 1991.
Технология ТОБУС. Проекты НПК «Тобус», 1992.
Толстой Н.С., Виноградов О.В. Горизонтальное бурение за рубежом. Геология
нефти и газа, № 12, 1991, С. 30-32.
Ультразвуковой измеритель газосодержания бурового раствора. Техническое
описание и инструкция по эксплуатации. ХАИ, г. Харьков, 1992, 20 с.
Услуги компании Шлюмберже по исследованию горизонтальных скважин. TSL 0553. 1991.
Услуги по исследованию с увеличенным радиусом действия и в горизонтальных
скважинах. Проспект фирмы «Атлас Уайлайн Сервисиз (WA), 1990.
Устройство для ориентирования отклонителя. Нефтяное хозяйство, 1979, № 12, c.
57-58.
Чесноков В.А., Рапин В.А.,Вержбицкий В.В., Беляков Н.В. Технология
промыслово-геофизических исследований действующих горизонтальных скважин.
ИКВ АИС "Каротажник" №15, 1995, с.76-81.
Чесноков В.А.,Рапин В.А. Совершенствование технологии ПГИ В бурящихся и
эксплуатируемых ГС, М., НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на
суше и на море" №6,1995, с.26-29.
Чупров В.П., Епишев О.Е.., Платонов В.В., Миловзоров Г.В. Обеспечение точности
измерения траектории горизонтальных скважин. НТВ АИС "Каротажник", №34,
1997, с.115-117.
146
89. Чупров В.П. и др. Применение автономных приборов с магнитной регистрацией для
измерения параметров вибраций бурового инструмента. РНТС "Автоматизация и
телемеханизация нефтяной промышленности", №6.
90. Albert L.E., Standley T.E., Tello L.N., Alford G.T. A Comparison of CBL, RBT and PET
Logs in a Test Well with Induced Channels. Journ. Of Petr. Techn., Sept. 1988, vol.40,
№9, pp.1211-1216.
91. Arps J.J. and Ward O.W. U.S. Patent №2557168.
92. Arps J.J. U.S. Patent №2 978 634.
93. Barnes T.G., Kirkwoog B.R., Bassbands for acoustic transmission in an idealized drill
string.- Tourn. Acoust. Soc. America, 1972, 51, №5, pt, 2, p.1606-1608/
94. Chaise D.M., Boll M.S., Judge J.M., Fertl W.H. New Methods for Cased Holes International Experience in Applying Pulsed Neutron Logs. Atlas Wireline Services
Documents, 1989, pp.1-7.
95. Cigni M., Magrassi M. Gas Detection from Formation Density and Compensated Neutron
Log in Cased Hole. SPWLA 28-th Annual Logging Symposium, June 29 - July 2, 1987,
paper W, pp.1-17.
96. Clavier C. The Challenge of Logging Horizontal Wells. The Log Analist, 03-04.1991, р.
63-84.
97. Davarzani M.J., Sloan M.L., Roesner R.E. Research on Simultaneous Production Logging
Instruments in Multiphase Flow Loop. SPE paper 14431, 1986, pp.1-9.
98. Dennis L.R., Zeller V.P. Quartz Technology Allows For Wider Downhole Pressure
Testing Range. SPE Formation Evaluation, March 1991, vol. 6, №1, pp.33-38.
99. Desbrandes R., Bonrgogne A.T., Carter J.A. MWD Transmission Data Rates Can be
Optimized, Petr. Eng. Intern., June, 1987, p.46-52.
100.
Edgson J.J., MacFarlane C.J., Cased Hole Logging Technique to Evaluate Reservoirs
in New and Old Wells. Journ. Of Canadian Petr. Techn. July-Aug. 1988, vol.27, №4,
pp.30-43.
101.
Field production and development using horizontal drainhole technology. J.M.Dupvy,
J.Lessi, A.Koskas. Septimo congreso latino americano de perforacion.
102.
Geoservices Prospects. Exibition Geo-Instruments, 1989, Moscow.
103.
Holmes A.B. Nes Generation of MWD System Show Promis, Petr. Eng. Intern.,
May, 1987, p. 36-44.
104.
HORIZONTAL WELL TECHNOLOGY: HORSEIS, HORWELL, IFP Industrial
Livision-.Exploration and Production 30575900-10992.
105.
IKU targets position Logging tools. Проспект IKU SINTEF GROUP L7034
Trondheim, Norway, 1992.
106.
Kickalert service. Anadrill’s early gas-kick detection. - 1991. Anadrill Schlumberger
ADV-1021.
107.
Kumar R. Dispersion of axially symmetric waves in empty and fluid-filled cylindrical
shells. - Acustica, 1972, v.27, №6, p.317-329.
108.
Martin P.W. U.S. Patent №2. 568.241.
109.
Martin P.W. U.S. Patent №2. 650.067.
110.
MWD-система «Навитрак»: измерения в процессе бурения с дополнительным
ГК. Проспект фирмы «Истмен Кристенсен», Х-244, 1992.
111.
Nekut A.G. Borehole Gravity Gradiometry. Geophysics, vol. 54, №2 (Febr. 1989),
pp.225-234.
112.
Proven Drilling Performance. Eastman Christensen. General Catalog. 1992-1993, 59
p.
113.
Savostianov N.A. Advances in Cased Hole Logging and Completion Technology. 13th World Petroleum Congress, Buenos Aires, 1991. Topic 10, pp.13-18
147
114.
Schenkel C.J., Morrison H.F. Effects of Well Casing on Potential Field
Measurements Using Downhole Current Sources. Geophysical Prospecting, Aug. 1990,
vol.38, №6, pp.663-686.
115.
Scherbatskoy S.A. U.S. Patent №2479518.
116.
Schlumberger Oilfield Services. Horizontal Well Technology Seminar. Participant
Notes 1992 US edition) - 513 p.
117.
Sheives T.C., Tello L.N., Maki jr. V.E., Standley T.E. and Blankship T.J. SPE paper
15436, 1987, pp.1-4.
118.
Smolen J.J. Cased Hole Logging - A Perspective. SPWLA 27-th Annual Logging
Symposiumm June 9-13, 1986, paper K, pp.1-16.
119.
Sperry-Sun Drilling services. Сводный каталог.
120.
Successful Submersible Lift Operations in Gassy Horizontal Wells, Pearsall Field,
Texas. T.G.Freet, K.P.Mecaslin, SPE 24763. X.1992, h. 21-31.
121.
Sucker - Rod Lift in Horizontal Wells in Peersall Field. Texas. Y.M.Cortines,
G.S.Hollabough. SPE 24764, Ü.1992, -p. 33-45.
122.
Vail W.B. Cased Hole Resistivity Logging System Advancing. Oil and Gas Journ.,
Sept. II, 1989, vol. 87, №37, p.24.
123.
Vail W.B. U.S.Patent 4748415. III. Iss. 31.05.1988, Appl. 29.04.1986. Assigned to
Para Magnetic Logging, Inc. "Methods and apparatus for induction logging in cased
boreholes."
124.
Vail W.B. U.S.Patent 4820989. III. Iss. 11.04.1989, Appl. 4.11.1986, Assigned to
Para Magnetic Logging Inc. "Methods and apparatus for measurements of the resistivity
of geologic formation from within cased boreholes."
125.
Wooley G.R., Hatcher M. Improved Interpretation of Casing Logs for Casing Failure.
SPE Drilling Engineering, March 1989, vol.4, №1, pp.66-71.