Телеметрические системы в процессе бурения (стр. 1 из 4)
Содержание
Введение
1. Геологическое строение участка
1.1 Литолого-стратиграфический разрез
1.2 Доюрские образования
2. Нефтеносность
3. Азбука телеметрических систем
4. Каналы связи
4.1 Электропроводной канал связи (ЭКС)
4.2 Гидравлический канал связи (ГКС)
4.3 Электромагнитный канал связи (ЭМКС)
5. По пути усложнения
6. Комплекс оборудования для бурения горизонтальных и наклонно-направленных нефтяных и газовых скважин
Заключение
Литература
Введение
Первую производственную практику я проходил в должности геофизика ООО «Техгеосервис». Партия производила работы на Вать-Еганском месторождении куст 187, скв. №82, расположенном в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (Западная Сибирь). Цель работ: Инженерно-технологическое и телеметрическое сопровождение строительства наклонно-направленной скважины.
Отчет содержит информацию, полученную мной во время работы с забойными телеметрическими системами, поэтому тема отчета: «Телеметрические системы в процессе бурения».
Практика бурения на нефть и газ имеет международный характер и получила широкое распространение в самых различных регионах мира. Еще в недавнем прошлом, в 50-60-х годах прошлого столетия нефть и газ добывались из несложных и легкодоступных месторождений, что слабо стимулировало развитие и внедрение совершенных технологий бурения. Только в 60-х годах оптимизация процесса бурения скважин, особенно в США, начала приносить прибыли. Следует отметить качественные сдвиги в современном бурении в части, касающейся траектории скважин. Все большая часть скважин по своим траекторным параметрам относится к скважинам со сложными траекториями (ССТ), включая наклонно-направленные, наклонно-горизонтальные, а также многоствольные скважины. Строительство ССТ обусловлено, в свою очередь, такими объективными причинами, как истощение основных нефтяных месторождений, что приводит к необходимости освоения труднодоступных залежей (шельфовые месторождения, извлечение сырья из тонких пластов, уплотнение сетки скважин при кустовом бурении и др.). Применение в данном случае телеметрических систем позволяет существенно сократить сроки бурения и затраты. Кроме того, создаются весомые предпосылки для значительного повышения нефтегазоотдачи разбуриваемого месторождения.
Телеметрические системы в процессе бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин позволяют получать на поверхности в реальном масштабе времени текущие измерения по зенитному углу, азимуту и по положению отклонителя относительно ствола скважины. А программное обеспечение позволяет строить фактическую и прогнозировать дальнейшую траекторию скважины.
1. Геологическое строение участка
1.1 Литолого-стратиграфический разрез
Геологический разрез Северо – Когалымского лицензионного участка сложен мощной (3000м) толщей осадочных терригеных пород, подстилаемых эффузивами девонско – каменноугольного возраста. Объектом детального изучения являются осадочные мезозойско – кайназойские отложения, поскольку с ними связана промышленная нефтегазаносность. Максимальный вскрытый разрез в пределах участка отмечен в скважине 80 – 3055 м. В пределах Сургутского свода, где расположен изучаемый район, разрез, в целом, однотипен.
1.2 Доюрские образования
Доюрские образования в разрезе участка бурением не вскрыты. По данным бурения Тевлинской скважины № 114, отложения кристаллического фундамента палеозойского возраста (девон – карбон) представлены диабазовыми порфиритами, среднекристаллическими, зеленовато-серыми, метаморфизованными, базальтами зеленовато-серыми, миндалекаменными, хлоритизированными, а также туфами и туфо-базальтами зеленовато- серыми, с мелкозернистой, скрытокристаллической и массивной структурой с прожилками и линзами кварца и холцедона. Кора выветривания (пермь-триас ) вскрыта скважиной на глубине 3146м., представлена светло серыми, коричневато-серыми, зеленовато-серыми переотложенными глинистыми отложениями, косослоистыми, с вкраплениями, гнездами и прожилками гипергенного кварца.
2. Нефтеность
В разрезе Северо - Когалымского лицензионного участка выявленная нефтеносность связана с ачимовским и вернеюрским нефтегазоносными комплексами. Установлены залежи нефти пластов: БС 18 – Северо - Когалымского месторождения,Ватьеганское месторождение; БС 19, БС 20, Ю 1- северной оконечности Западно-Тевлинской площади Тевлинско – Русскинского месторождения.
Пласт БС 18 вскрыт тремя скважинами (501, 502, 504, 60). Запасы нефти по категории С 1 – 69 тыс. т, по категории С 2 – 1599 тыс. т.
Пласт БС 19 вскрыт скв. 80. Эффективная толщина - 10,4 м, нефте-насыщенная – 2,8 м. При испытании интервала 2835 – 2840 м. получен приток нефти с водой дебитом 27 м3/сут., дебит нефти – 8,5 м 3/сут. Принятые запасы по категории С 1 - 112 тыс. т, С 2 -171 тыс. т.
Пласт БС20 вскрыт скв. 80 и 40. В скважине 40 эффективная и нефтенасыщенная толщины составляют 20,2 м., т.е. пласт полностью нефтеносен. Дебет нефти – 6,5 м 3/сут. В скважине 80 эффективные толщины – 16,8 м., нефтенасыщенные – 2,8 м. Получен приток нефти с водой дебитом 22,3 м 3/сут, дебет нефти 0,18 м 3/сут. Общие запасы: по категории С1 - 1156 тыс. т, категории С2 - 1775 тыс. т.
Пласт Ю1 вскрыт скважиной 83 и 80. Нефтенасыщенные толщины пласта от 3,2 до 5,2 м. В скв. 80 дебет нефти 6,6 м3 /сут. в скважине 83 2,6 м3 /сут. Общие запасы: по категории С1 - 889 тыс. т, категории С2 -2767 тыс. т.
3. Азбука телеметрических систем
В общем случае телеметрические системы осуществляют измерение первичной скважинной информации, ее передачу по каналу связи забой — устье, прием наземным устройством, обработку и представление оператору результатов обработки. Существующие телесистемы включают следующие основные части:
-забойную аппаратуру;
-наземную аппаратуру;
-канал связи;
-технологическую оснастку (для электропроводной линии связи);
-антенну и принадлежности к ней (для электромагнитной линии связи);
-немагнитную УБТ (для телесистем с первичными преобразователями азимута с использованием магнитометров);
-забойный источник электрической энергии (для телесистем с беспроводной линией связи).
Забойная часть телесистемы включает первичные преобразователи измеряемых параметров, таких как:
-первичные преобразователи (ПП) направления бурения;
-ПП геофизических параметров приствольной зоны скважины;
-ПП технологических параметров бурения.
К первичным преобразователям направления бурения относятся:
-ПП зенитного угла в точке измерения (α);
-ПП азимута скважины (j);
-ПП направления отклонителя (γ).
К первичным преобразователям геофизических параметров (данных каротажа) можно отнести геофизические зонды, измеряющие:
-КС — кажущееся сопротивление горных пород;
-ПС — самопроизвольную поляризацию;
-гамма-каротаж (гамма естественного излучения горных пород);
-электромагнитный каротаж.
К первичным преобразователям технологических параметров бурения можно отнести датчики, измеряющие параметры процесса бурения: осевую нагрузку на долото (G); момент (М) реактивный или активный; частоту вращения (n) долота; давление внутри и снаружи бурильной колонны; другие, по желанию заказчика, а также в зависимости от аппаратурных возможностей телесистемы.
Данные от первичных преобразователей через коммутатор поступают на аналого-цифровой преобразователь (АЦП), затем через кодирующее устройство (КУ), усилитель-передатчик поступают в канал связи. На поверхности закодированная различными способами информация расшифровывается в обратном порядке и поступает на системы отображения и обработки для принятия решений по технологическому режиму.
4. Каналы связи
На протяжении многих лет основным препятствием для практического использования измерений в процессе бурения был канал связи. Он является основным и решающим фактором, так как именно от него зависит конструкция телесистем, компоновка, информативность, надежность, удобство работы, а также условия прохождения сигналов. Диапазон существующих в настоящее время каналов весьма широк, и представлен гидравлическим, электромагнитным, акустическим, электропроводным и многими другими типами каналов связи (рисунок №1):
В результате многолетних исследований и практического использования в реальных условиях бурения широкое применение нашли три канала связи:
-электропроводный;
-гидравлический;
-электромагнитный.
У каждого из этих каналов связи имеются свои преимущества и недостатки. Разнообразие условий бурения, а также экономическая целесообразность определяют каждому каналу связи свою область применения. Остановимся подробнее на преимуществах и недостатках каждого из рассматриваемых каналов связи.
4.1 Электропроводной канал связи (ЭКС)
ЭКС в России в силу многих причин нашел значительное, но недостаточное применение. Этот канал обладает преимуществом перед всеми известными каналами связи — это максимально возможная информативность, быстродействие, многоканальность, помехоустойчивость, надежность связи; отсутствие забойного источника электрической энергии и мощного передатчика; возможность двусторонней связи; не требует затрат гидравлической энергии; может быть использован при работе с продувкой воздухом и с использованием аэрированной промывочной жидкости.
К недостаткам электропроводного канала связи относятся наличие кабеля в бурильной колонне и за ней, что создает трудности при бурении; затраты времени на его прокладку; необходимость защиты кабеля от механических повреждений; невозможность вращения колонны (неактуально при применении токосъемника, устанавливаемого под вертлюгом); невозможность закрытия превентора при нахождении кабеля за колонной бурильных труб; необходимость доставки (продавки) забойного модуля или контактной муфты до места стыковки (посадки) при зенитных углах более 60° с помощью продавочного устройства (имеются варианты приложения кабеля внутри труб через вертлюг).