Технология удаленного мониторинга, как новая информационная основа при проведении работ по гис, гти и опробованию пластов в. В. Илюшин, С. А. Венско, С. В. Кожевников

Вид материала

Содержание

Подобный материал:

1 2 3

УДК 622.276.1/.4:550.832

ТЕХНОЛОГИЯ УДАЛЕННОГО МОНИТОРИНГА, КАК НОВАЯ ИНФОРМАЦИОННАЯ ОСНОВА ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РАБОТ ПО ГИС, ГТИ И ОПРОБОВАНИЮ ПЛАСТОВ

В.В. Илюшин, С.А. Венско, С.В. Кожевников

(ООО «Газпром геофизика», г. Москва, Россия)

В настоящее время наблюдается тенденция повышения уровня капитальных затрат в газо- и нефтедобыче. Из них наиболее инвестиционноемкими являются объекты бурения. Причем поисковое и разведочное бурение в условиях отсутствия инфраструктуры на объекте разработки, значительно дороже бурения эксплуатационного (из расчета метра проходки). Поэтому в ОАО «Газпром» актуальным является снижение капитальных затрат на строительство скважины за счет внедрения инновационных технологий.

Проведение высокоэффективного поискового и разведочного бурения требует наличия оперативного контроля со стороны геологических и технологических служб для своевременного обеспечения принятия управленческих решений. Со стороны ООО «Газпром геофизика» предлагается применение технологии удаленного мониторинга, что позволит проводить работу по контролю за строительством скважин на современном технологическом уровне. Удаленный мониторинг строительства скважин обеспечивает, как получение геологической, технологической, геофизической, производственной информации с буровой и видеоизображения, так и оперативную обработку и анализ информации. Первичная информация и результаты обработки и анализа передаются на следующие основные уровни управления:

- недропользователю (ОАО «Газпром» или дочерним обществам);

- буровому подрядчику;

- проектирующей организации, осуществляющей авторский надзор;

- компании, оказывающие услуги супервайзинга на скважине.

Назначение и область применения удаленного мониторинга:

обеспечение региональных и корпоративного уровней управления ОАО «Газпром» и ООО «Газпром геофизика» (далее по тексту Компании) достоверной и оперативной информацией о процессе строительства скважин, проводимых работах, исследованиях и затратах;
обеспечение совместного формирования исходной информации на буровых площадках всеми задействованными подразделениями Компании и сервисными предприятиями;
расширение потока оперативно доступных данных для руководителей и специалистов геологических и технологических служб Компании;
обеспечение независимости доступа к данным от территориального расположения их источников;
использование новых информационных технологий в сочетании с рациональной их интеграцией с ранее созданными системами с целью сохранения инвестиций и опыта.

Удаленный мониторинг позволяет в режиме реального времени получать информацию с объекта мониторинга, формировать сводные геологические и технологические планшеты, формировать и обрабатывать производственную отчетность. Основными свойствами получаемой информации являются: достоверность, оперативность, регламентированность. Достоверность информации обеспечивается автоматической регистрацией первичных данных с помощью программно-технических средств - станций ГТИ, ГИС и видеокамер, установленных на буровой, и автоматической доставкой данных без вмешательства человека.

В случае проведения мониторинга по нескольким объектам бурения одновременно, целесообразно создание регионального Центра удаленного мониторинга на базе соответствующего Производственного Филиала ООО «Газпром геофизика». В обязанности сотрудников Центра удаленного мониторинга входит проведение постоянного контроля за процессами, происходящими на скважинах и подготовка оперативной и аналитической информации для заказчика.

Текущая реализация технологии удаленного мониторинга предоставляет уникальную возможность круглосуточного (в случае необходимости) проведения технологического и геологического сопровождения процесса строительства скважин с привлечением квалифицированных специалистов в офисах недропользователя, буровых и проектных организаций. Кроме того, наличие программ оперативного пересчета технологических характеристик в части проводки ствола скважины, а также обратной связи с буровой, позволяют вмешиваться в процесс строительства скважины с целью оптимизации бурения, а также разработки месторождения в целом.

Следующим этапом развития технологии предполагается делегировать ряд полномочий по принятию управляющих решений Центру удаленного мониторинга.

Технология удаленного мониторинга позволяет сформировать единую информационную среду в процессе строительства скважин, которая характеризуется следующими особенностями:

- вся исходная информация поступает стандартным унифицированным образом, содержится в нескольких независимых локациях, что исключает возможность сознательного внесения искажений в первичные данные со скважины;

- процесс движения информации, включая движение в реальном времени, осуществляется по единым для всей компании-недропользователя стандартам на движение информации;

- интеграция и оперативная комплексная интерпретация данных ГТИ, ГИС, LWD, MWD, ИПТ с привлечением широкого круга специалистов.

Единая информационная среда предполагает информационное взаимодействие системы удаленного мониторинга не только со станцией ГТИ, но и со станцией ГИС, и станцией забойной телеметрии.

Кроме этого, удаленный мониторинг позволяет вовлечь в уровни управления нового участника – геологическую службу компании, предоставляющую сервис ГИС, и, непосредственно, специалиста интерпретатора, который может скорректировать, как состав комплекса ГИС и интервалы детальных исследований, так и регламент проведения каротажа в проблемных, с точки зрения геологической интерпретации, интервалах. Аналогичный подход, также, возможен к применению с целью инструментального контроля процесса проведения ИПТ и опробования пластов на кабеле.

УДК 622.24.084:622.245.428

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И РОЛЬ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН

М.Г. Лугуманов, Ш. Я. Махмутов, С.Н. Сидорович

(ОАО НПФ «Геофизика», г. Уфа, Башкортостан, Россия),

С.А. Бокарев (ЗАО «Зарубежнефтегаз», г. Москва, Россия)

В настоящее время круг задач, решаемых службой ГТИ на бурящихся скважинах, непрерывно расширяется. Аппаратурно-программные возможности современных станций ГТИ позволяют решить практически полный комплекс задач информационного обеспечения процесса бурения. Одной из таких новых задач является контроль за процессом закачки тампонажных растворов при креплении скважин.

Качество крепления скважин характеризуется герметичностью обсадной колонны и степенью разобщения пластов тампонажным материалом, что определяется в свою очередь параметрами цементного раствора, его объемом, плотностью, режимом цементирования и многими другими факторами. Для обеспечения хорошего качества цементного кольца и его контакта с обсадными трубами и стенкой скважины необходимо четкое соблюдение технологии приготовления и закачки тампонажного раствора в скважину, а также требуется непрерывный контроль за его параметрами.

Для решения задач по качественному креплению скважин в ОАО НПФ «Геофизика» разработана станция контроля качества цементирования скважин «СКЦ-Леуза», которая может работать как в автономном режиме, так и в составе станции ГТИ «Геотест-5».

В состав станции «СКЦ-Леуза» входят следующие основные модули:

1. Блок манифольда.

2. Комплект датчиков параметров тампонажного раствора, состоящий из:

- датчика расхода раствора;

- датчика давления раствора;

- датчика плотности раствора;

- датчика температуры раствора.

3. Модуль сопряжения с датчиками.

4. Индикаторное табло.

5. Компьютер для регистрации данных в комплекте с программным обеспечением (ПО).

Блок манифольда конструктивно представляет собой квадратную трубу, в которую вмонтированы датчик плотности (радиоизотопный), датчик давления со средоразделителем, датчик температуры закачиваемого тампонажного раствора. Расходомер РГР-100 последовательно соединяется с квадратной трубой. Блок манифольда соединяется с напорной линией при помощи быстроразъемных соединителей БРС.

Модуль сопряжения с датчиками предназначен для приема и обработки сигнала с датчиков и последующей передачи информации по интерфейсу RS-485 на компьютер регистрации. Индикаторное табло предназначено для индикации параметров тампонажного раствора.

Программное обеспечение (ПО), входящее в состав станции СКЦ «Леуза», обеспечивает в реальном масштабе времени следующие возможности:

Прием и оперативная обработка информации от датчиков технологических параметров цементирования.
Визуализация информации на мониторе в виде таблиц или диаграмм.
Формирование базы данных реального времени в масштабах времени, глубины и «исправленной» глубины с дальнейшим сохранением всей информации на жестком диске.
Формирование отчетов и выдача их на печать.
Передача регистрируемой информации конечному потребителю в реальном масштабе времени.

Основной рабочий экран ПО изображен на рис. 1.

Рис. 1. Внешний вид экрана "Контроль цементажа"

УДК 550.832

ТЕХНОЛОГИИ ОАО НПП «ВНИИГИС» ДЛЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

В.Т. Перелыгин, В.Н. Даниленко, А.И. Лысенков, Л.Е. Кнеллер

(ОАО НПП "ВНИИГИС", г. Октябрьский, Башкортостан, Россия)

Информационное обеспечение проводки горизонтальных и наклонно направленных скважин.

В настоящее время ВНИИГИС располагает рядом телеметрических систем с беспроводным электромагнитным каналом связи различных диаметров. При проводке скважин большого диаметра используется модернизированная система диаметром 172 мм ЗИС-4МЭ; для бурения боковых стволов, в том числе и из скважин «старого» фонда созданы и производятся телеметрические системы малого диаметра ЗТС-42ЭМ и «АЗИМУТ-4-108». Для колтюбинговой технологии разработана забойная телесистема ЗТС-ННКТ. Телесистемы ЗТС-42ЭМ и ЗТС-ННКТ могут дополнительно оснащаться наддолотным модулем, который связан с материнской телесистемой беспроводным электромагнитным каналом связи, и, в зависимости от модификации, может измерять вблизи от долота: зенитный угол, ГК, осевую нагрузку, обороты долота, уровень вибраций, давление промывочной жидкости внутри и снаружи бурильной колонны.

Для бурения под кондуктор в условиях повышенной абразивности бурового раствора (в Западной Сибири), а также в скважинах глубиной до 2 км используется телесистема ЗТС-АП, которая является безгенераторным аналогом телесистемы ЗТС-42ЭМ и не предъявляет дополнительных требований к расходу и качеству бурового раствора. Модифицированная телесистема ЗТС-АП участвовала в новом российском проекте - бурении наклонно-направленной скважины на глубине 80 – 100 м с выходом на поверхность и протяженностью 700 м (для разработки месторождений битума).

Завершена разработка телесистемы с комбинированным каналом связи ЗТС-42-КК, изготовлена первая промышленная партия, начата эксплуатация телесистемы в Когалыме. Главной особенностью телесистемы является возможность резкого увеличения дальности относительно электромагнитного канала связи за счет его комбинирования с кабельным. Очень эффективно применение ЗТС-42-КК при бурении скважин на воздухе и на депрессии. В конце 2008 – начале 2009 года с помощью ЗТС-42-КК в Когалыме пробурено более десяти боковых стволов глубиной до 3157 м. Телесистема ЗТС-42-КК осуществляет измерение инклинометрических параметров и дополнительно имеет канал ГК. Следующая партия телесистемы будет выпущена с возможностью подключения наддолотного модуля, позволяющего провести измерения вблизи долота.

Разработана и изготовлена субминиатюрная телесистема ЗТС-30 ЭМ для бурения долотами диаметром 95 мм.

Совместными усилиями ООО НПФ «Горизонт» и ВНИИГИС разработана система «ГЕОСЕНСОР», предназначенная для непрерывного контроля и регистрации технологических параметров процесса бурения с целью оперативного управления бурением и оптимальной, безаварийной проводки наклонно-направленных скважин. Система «ГЕОСЕНСОР» адаптирована для работы в комплексе с забойной телеметрической системой ЗИС-4МЭ.

Связь телеметрической системы и СКПБ «ГЕОСЕНСОР» с одной стороны дает возможность точной привязки по глубине инклинометрических данных в процессе бурения, с другой – позволяет технологу наклонно-направленного бурения и бурильщику, непосредственно управляющему бурильной колонной, оперативно принимать решения в соответствии с текущими показаниями обеих систем, технологически связанных между собой. Система СКПБ «ГЕОСЕНСОР» также может использоваться в качестве ядра для создания станции геолого-технологических исследований. Первый образец системы «ГЕОСЕНСОР» в настоящее время успешно работает на одном из месторождений Западной Сибири. Получены положительные отзывы.

Информационное обеспечение эффективного управления процессом разработки нефтегазовых месторождений требует проведения современных методов геофизических исследований в обсаженных скважинах «старого» фонда, а также во вновь бурящихся скважинах. Во ВНИИГИС создан и успешно себя зарекомендовал при решении задач текущего мониторинга нефтяных и нефтегазовых залежей комплекс ядерно-геофизических методов, состоящий из спектрометрического импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГК-С или C/O-каротаж), импульсного нейтронного гамма-каротажа двухзондовой модификации (2ИНГК) и спектрометрического каротажа естественного гамма-излучения (СГК). Данный комплекс методов позволяет количественно оценивать коэффициент текущей нефтенасыщенности, уточнять коэффициент пористости и объемную модель породы, а также решать некоторые другие задачи. Комплекс реализуется с помощью трех видов аппаратуры: ЦСП-С/О-90, ЦСП-2ИНГК-43, ЦСП-ГК-С-90. К настоящему времени эффективность использования комплекса ядерно-геофизических методов доказана на примере нескольких тысяч скважин на месторождениях Западной Сибири, Поволжья, Казахстана и других регионов России и Ближнего Зарубежья.

Дальнейшее развитие в разработках ВНИИГИС получили спектрометрические модификации нейтронного гамма-каротажа с использованием ампульных источников нейтронов. Разработан и опробован в нефтегазодобывающих регионах Урало-Поволжья, Западной Сибири аппаратурно-методический комплекс СНГК-СГК, обеспечивающий выделение нефтегазовых коллекторов, оценку характера насыщения, коэффициента пористости, эквивалентного содержания хлора в пластовой воде с достоверностью, не уступающей ИННК (ИНГК) и углеродно-кислородному каротажу. Рекомендации, выданные по данным СНГК, позволяют уточнять характер насыщения пласта, выделять пропущенные интервалы, а также интервалы скопления газа в межколонном пространстве и водоносных пластах-коллекторах, находящихся в пресноводной части бассейна.

Разработана технология выделения коллекторов и определения коэффициента нефтегазонасыщенности методами 2ННК_Т, СНГК по хлору. Для реализации технологии используется цифровая аппаратура спектрометрического радиоактивного каротажа (СПРК), осуществляющая измерения комплексом методов: спектрометрический нейтронный гамма-каротаж СНГК, двухзондовый нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам 2ННК_Т и интегральный НГК. Технология исследований по хлору успешно реализуется, в частности, на объектах ОАО "Пермь-ЛУКойл" в Казахстане, работает как в скважинах, заполненных жидкостью, так и газом.

Весьма перспективным является применение спектрометрической модификации СНГК для оценки технического состояния скважин через НКТ, а именно для оценки состояния цементного камня за обсадной колонной, нахождения каверн и скоплений газа за колонной.

Комплексы для исследования горизонтальных и наклонно-направленных скважин малого диаметра.

В ОАО НПП «ВНИИГИС» разработаны и успешно применяются для исследования боковых стволов и горизонтальных скважин малого диаметра программно-управляемые комплексы типа АКИПС (АМК-НН-50) и др. Они представляют собой совокупность цифровых программно-управляемых модулей и наземных средств регистрации.

Комплексы предназначены для исследования наклонно-направленных скважин диаметром 76-150 мм с использованием как обычного, так и жесткого бронированного каротажного кабеля. В настоящее время ведется разработка технологических узлов, позволяющих доставлять модули в исследуемый интервал установкой с колтюбингом. Конструктивно предусмотрено обеспечение прижатие модулей РК к стенке скважины и центрирование модулей ВАК, БК, ТР и каверномера по оси скважины.

Состав комплексов варьируется в зависимости от задачи исследования и включает в себя модули бокового электрического каротажа, волнового акустического каротажа, гамма-каротажа, нейтронного гамма-каротажа и плотностного каротажа, термометр, резистивиметр, каверномер, управляемые прижимные устройства, межмодульные соединители, головку свободного вращения. Боковой каротаж реализуется как в классическом варианте, так и в варианте сканера. В настоящее время ведется разработка модуля индукционного каротажа. Модули доставляются на забой горизонтальной скважины с использованием жесткого каротажного кабеля.

Контроль технического состояния скважин.

Во ВНИИГИС активно развиваются электромагнитные и акустические методы контроля технического состояния скважин. Последняя модификация электромагнитного дефектоскопа ЭМДС-ТМ-42ТС содержит четыре зонда дефектоскопии (короткий и длинный осевые и два поперечных зонда), термометр, блок гамма-каротажа, рабочая температура до 150 градусов, давление до 100 МПа.

Один из вариантов такой аппаратуры МИД-К (МИД-Газпром), разработанный ЗАО НПФ "ГИТАС" с участием специалистов ОАО НПП "ВНИИГИС" стал лауреатом премии ОАО "Газпром" и принят им на вооружение. Прибор имеет погрешность определения толщины стенки обсадной трубы через НКТ - 0,7 мм.

На стадии капитального ремонта скважин после подъёма НКТ появляется возможность обследовать состояние колонны более детально и тщательно с помощью сканирующего электромагнитного дефектоскопа ЭМДС-С с прижимными башмаками, внешним диаметром 112 мм. Дефектоскоп ЭМДС-С отмечает отверстия диаметром от 9 мм, несквозные язвы размером от 155 мм или от 253 мм, продольные и поперечные трещины длиной от 50 мм.

Совместно с китайскими специалистами ВНИИГИС разработал комплексный прибор DDS73F-EMD на основе китайского 40-рычажного профилемера и дефектоскопа ЭМДС-ТМ-42. Одновременное получение данных двух различных методов каротажа повышает достоверность интерпретации, позволяет выявить раздельно дефекты на внутренней и наружной стенке, все перфорационные отверстия, интервалы смятия колонны.

ЗАО НПФ "ГИТАС" с участием специалистов ОАО НПП "ВНИИГИС" разработали также ДЕФЕКТОСКОП-КОЛТЮБИНГ для исследования длинномерных колтюбинговых труб и сканирующий электромагнитный дефектоскоп МИДС - К. В дефектоскопе МИДС -К реализована возможность азимутального и радиального сканирования, при этом он эффективно работает как в одноколонных, так и в многоколонных скважинах и позволяет более надежно квалифицировать различные типы дефектов.

Во ВНИИГИС разработан «нефтяной» вариант электрического сканера диаметром 73 мм (АЭСБ-73) повышенной разрешающей способности с 16-секционным фокусированным электродом. Для привязки данных, зарегистрированных сканером, к пространственным координатам в его состав включен инклинометр. Положительные результаты получены при опробовании АЭСБ-73 в обсаженной скважине с целью контроля гидроразрыва и определения типа перфорации. Интересен и перспективен также опыт использования данного сканера в качестве дефектоскопа колонн и локатора перфорационных (в том числе, сверленых) отверстий.

Эффективно применение акустического имиджера АВК-42М, позволяющего получать развернутое видеоизображение внутренней поверхности стенки скважины и обнаружить каверны, трещины, интервалы коррозионного повреждения обсадной колонны, определить места муфтовых соединений труб, количества и местоположения перфорационных отверстий.

При исследованиях «старого» фонда скважин хорошо зарекомендовал себя комплекс сканирующего электромагнитного дефектоскопа и акустического телевизора АВК-2М, который позволяет различать дефекты, участки площадной коррозии, оценивать размер дефектов и их расположение на внутренней или наружной поверхности колонны.

УДК 551.263.03:550.832.44

Blog

Технология удаленного мониторинга, как новая информационная основа при проведении работ по гис, гти и опробованию пластов в. В. Илюшин, С. А. Венско, С. В. Кожевников

Содержание