Реферат: 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

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 2ННКТ, 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 2ННКТ 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

^ ИДЕНТИФИКАЦИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ СТРУКТУР ВОКРУГ СКВАЖИНЫ

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДАННЫХ МНОГОТОЧЕЧНОГО

АКУСТИЧЕСКОГО КАРОТАЖА


В.Ш. Дубинский, Ксиаоминг Танг, Даг Паттерсон

(«Бэйкер Хьюз», г. Хьюстон, США)


Получение изображений структуры прискважинной зоны при помощи акустического каротажа является достаточно новым, но весьма актуальным направлением. В случае успеха область использования стандартного многоточечного акустического каротажа может быть существенно расширена и использована для идентификации и создания акустических имиджей геологических структур на некотором удалении вокруг скважины. Мы предлагаем конкретную методику сбора и обработки сигналов, позволяющую не только получить, но и существенно улучшить качество таких околоскважинных акустических имиджей.




Рис.1. Формирование отраженных волн в случаях положения прибора выше и ниже по отношению к отражающей границе


На рис. 1 представлена схематическая диаграмма работы прибора акустического каротажа в скважине, пересекающей наклонный пласт с контрастными границами. Излучаемые звуковые волны можно разбить на две категории по направлению распространения: 1) головные волны, распространяющиеся вдоль скважины, регистрируемые набором приемников и используемые для расчета акустических скоростей в породе; 2) волны, распространяющиеся от скважины в пласт, достигающие отдаленных участков вокруг скважины, отражающиеся от контрастных границ и возвращающиеся к скважине. Эти волны регистрируются приборами акустического каротажа как вторичное вступление, потому что их амплитуда обычно значительно ниже, чем амплитуда прямых волн. Как показано на рис.1, акустическая энергия попадает в верхние или нижние области пласта в зависимости от того, где расположен прибор, выше или ниже границы, откуда волна отражается и регистрируется приемником как вторичное вступление. Эти вторичные вступления отраженных волн могут использоваться для получения изображений структуры отдаленных участков пласта в результате временно - глубинной миграции, подобно наземной сейсмике. Другой тип волн, вызывающий вторичное вступление - это волны, связанные с передачей энергии через границы пласта, проходящие между источником звуковых волн и приемниками. Отраженные и передаваемые волны могут иметь разные формы из-за преобразования волновых мод на границах. Преобразования включают в себя сценарии отражения и передачи типа P в P, P в S, S в S и S в P, где «P» и «S» обозначают, соответственно, продольную и поперечную волну. Приводимые выше описания показывают, насколько сложны волновые явления, происходящие в прискважинной зоне, и насколько необходима надежная методика обработки этих данных для выделения интересующих нас отражений и построения изображений.

Предлагаемая нами методика обработки сигнала направлена на решение двух задач. Первая - выделить интересующие нас отраженные волны из массива данных, где доминируют мощные прямые волны. В этом главное отличие между изображениями, получаемыми при использовании данных скважинного акустического каротажа и наземных сейсмических систем, хотя эти два метода используют один и тот же принцип. В настоящем докладе предлагается разделять волновые моды непосредственно в массиве данных, накопленных секцией приемников на акустическом приборе (рис. 2). Применение такого разделения волновых мод прямо в массиве данных (Tang and Cheng, 2004), в сочетании с накоплением данных при наличии набора передатчиков, позволяет индивидуально выделять отдельные отражения при движении вверх и вниз. Вторая задача – усилить амплитуды отражений на фоне различных интерферирующих волн в прискважинной зоне. Для этой цели данные по отражениям, полученные путем обработки сигналов и разделения их по волновым модам, усиливаются, благодаря накоплению данных по разности времени вступления при движении отражения вдоль набора приемников путем синхронного суммирования в желаемом направлении.

Качество дифференцирования между информативными отражениями и головными волнами, а также разделение между отражениями при движении вверх и при движении вниз, критическим образом зависит от того, насколько параметры сигнала информативного отражения отличаются от аналогичных параметров нежелательных волн - помех.

Мы применяем методику разделения волновых мод к массиву акустических данных, чтобы отделить отраженные волны от прямых (головных). Опираясь на данные об амплитуде и разности времени вступления для различных волновых мод, мы рассчитываем определяющие прямые волны, а затем вычитаем их из суммарных данных. В остатке получается как раз та волновая мода, которая нас интересует.




Рис. 2. Схема сбора данных при перемещении

Прибора



Рис. 3. Тестирование метода на синтетических данных

Другим способом повышения соотношения сигнал-шум является направленное накопление. Благодаря тому, что накопление идет вместе с разностями времени вступления для ожидаемых отраженных волн, отраженный сигнал, если таковой имеется, будет значительно усиливаться, а другие интерферирующие сигналы будут, соответственно, подавляться. После обработки данных при помощи аналитического подхода, описанного выше, остается задача миграции данных по отраженным сигналам и получения на их основе изображений. При этом могут использоваться традиционные сейсмические методы.

Чтобы показать эффективность предложенной обработки сигнала и связанных с ней процедур, мы применили эту методику к множеству синтетических данных, полученных в результате моделирования (рис. 3).

На рис. 4 показано приложение метода для обработки данных акустического каротажа, полученных в акустически «медленном» пласте (низкая продольная скорость). Рис. 5 демонстрирует приложение нашей методики к исследованию одиночной скважины по акустическим отражениям, при этом получаются изображения геоструктур вблизи скважины, пробуренной сквозь соляной купол.

Использование предлагаемого подхода для геонавигации в процессе бурения (рис. 6) является весьма перспективным приложением, но оно требует существенной доработки.



Рис. 4. Акустический имидж вокруг скважины в «медленной» породе





Рис. 5. Акустический имидж при бурении через соляной купол





Рис. 6. Возможность использования предложенной технологии для геонавигации в процессе бурения


УДК 622.244.6.05

^ ПРЕИМУЩЕСТВА И ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ ТРУБНЫМИ ИСПЫТАТЕЛЯМИ С ШИРОКОПРОХОДНЫМИ И СКВОЗНЫМИ КАНАЛАМИ


Ф.Х. Камалов, В.С. Хакимов, Е.М. Кузьмин

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


Современные комплексы пластоиспытательного оборудования КИИ 3-95, КИИ 3-146 и ИПТ-127 имеют принципиальные недостатки. Во всех этих конструкциях используется клапанная система плунжерного типа, что существенно ограничивает диаметры проходных каналов и обуславливает искривление их под углом 90о. Вследствие этого наблюдаются случаи засорения каналов, их интенсивный эрозионный износ, эффект штуцирования, резкое снижение депрессии на пласт и, как следствие, изменения формы кривых притока. Кроме того снижается эффект очистки прискважинной зоны пласта (ПЗП). Отсутствие сквозных каналов в названных испытателях исключает возможность транспортировки через такой канал какой-либо малогабаритной геофизической аппаратуры.

Аналитические расчеты ряда исследователей показывают, что при испытании высокодебитных пластов штуцирующий эффект обусловлен гидравлическими сопротивлениями, возникающими в каналах пластоиспытательного оборудования, что, в первую очередь, имеет место при проведении операций пластоиспытателями КИИ 3-95, ИПT-127 и КИИ 3-146, в которых диаметры проходных каналов не превышают 25мм, а суммарная длина каналов такого диаметра может достигать 7-10 м.

В таблице приведены расчетные значения удельных (приведенных к единице длины канала) гидравлических сопротивлений при течении пластовой воды по каналам различного типа (20, 55 и 75мм диаметром).




Отсюда следует, что, в зависимости от интенсивности работы пласта, гидравлические сопротивления в каналах пластоиспытательного оборудования диаметром 20мм могут достигать 10МПа. Разница между потерями давления при одном и том же расходе для каналов 55 и 75мм отличается примерно в 4,5 раза, тогда как для каналов 20 и 55мм эта разница будет более чем в 100 раз.

Исходя из вышеизложенного, оправдана разработка пластоиспытательного оборудования с широкопроходными каналами, которые способствуют созданию более глубоких депрессий на пласт, вызову интенсивных притоков, очистке ПЗП и получению интерпретируемых кривых притока и КВД.

Первый шаг в отечественной практике по разработке конструкций пластоиспытательного оборудования с широкопроходными каналами был сделан в стенах ВНИИнефтепромгеофизики в 70-х годах прошлого столетия. Был разработан комплекс КИОД-110М с условным проходным каналом диаметром 40 мм, что в два раза больше, чем в КИИ 3-95 и КИИ 3-146. Это позволило в 4-5 раз увеличить дебиты старого эксплуатационного фонда нефтяных скважин.

В зарубежной и отечественной практике работ в последнее десятилетие стали широко применяться пластоиспытатели с клапанами шарового типа. Опыт их применения свидетельствует о целом ряде преимуществ по сравнению с клапанами плунжерного типа, используемых в пластоиспытательном оборудовании предыдущих конструкций. Эти преимущества обусловлены, прежде всего, наличием полнопроходного сквозного канала, благодаря чему предоставляется возможность спуска через пластоиспытательное оборудование промыслово-геофизической аппаратуры на каротажном кабеле в подпакерную зону (манометры, термометры, расходомеры, импульсные генераторы нейтронов и др.). Наличие сквозного канала позволяет проводить исследование испытуемого пласта с геофизическим сопровождением в режиме пробной эксплуатации с дистанционной передачей информации на поверхность (рис.1).

Особенностью пластоиспытательного оборудования со сквозными каналами является возможность проведения вторичного вскрытия пласта под депрессией в обсаженных скважинах в комплексе ИПТ+перфоратор (рис.2).

Все эти преимущества могут быть осуществлены при применении пластоиспытателей с клапанами шарового типа.

К настоящему времени завершена разработка комплексов пластоиспытательного оборудования ИПТ-110С, ИПТ-127С и ИПТ-146С со сквозными каналами 45, 52 и 58мм соответственно.



^ Список использованных источников:


Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. – М.: «Недра», 1991.

Варламов П.С. и др. Пластоиспытательное оборудование для гидродинамических исследований пластов нефтяных и газовых скважин. Уфа, 2004. – 620 с.

Камалов Ф.Х., Портнов В.И., Латыпов Р.С. Повышение продуктивности эксплуатационных объектов воздействием депрессии на пласт. – М.: «Недра», «Нефтяное хозяйство» № 7, 1979.

Камалов Ф.Х., Хакимов В.С., Кузьмин Е.М. и др. Комплекс испытательного оборудования на трубах для исследования скважин с геофизическим сопровождением (ИПТ+ГИС) – Тверь, Каротажник № 10-11, 2005.

Камалов Ф.Х., Шакиров И.И., Бро Ю.Г. Испытатель пластов, а.с. № 1691517, СССР, Б.И. №42, 1991.

УДК 550.832.92

^ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ВЫДЕЛЕНИЯ МАЛОМОЩНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ МЕТОДАМИ ГАЗОВОЙ

ЭКСПРЕСС-ХРОМАТОГРАФИИ


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

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


При проведении оперативных геолого-технологических исследований основными источниками первичной информации, необходимой для анализа текущей ситуации, являются данные газового и механического каротажа, расходометрии, геологических исследований, включающих изучение бурового шлама и керна.

Опыт проведения ГТИ показал, что для решения задач по выделению маломощных продуктивных интервалов, метод газового каротажа приобретает первостепенное значение. Газовый каротаж - эффективное, а в ряде случаев и единственно возможное средство, предотвращающее пропуски небольших продуктивных пропластков. Следует отметить, что при проведении газового каротажа могут возникнуть определённые трудности - газовые аномалии при регистрации данных могут быть связаны и с поступлением в буровой раствор газа, обусловленного добавками нефтепродуктов и щелочных реагентов. В решении данных проблем может помочь использование газового хроматографа, позволяющего проводить измерения с достаточной степенью точности, разрешающей способности, повторяемости даже при высоких значениях концентраций углеводородных (УВ) компонентов. Характеристиками, необходимыми в таких ситуациях, обладает полевой экспресс-хроматограф «Рубин», выпускаемый серийно на протяжении нескольких лет в ОАО НПФ «Геофизика». Отличительной особенностью данного прибора является широкий динамический диапазон проводимых измерений: от 1*10-5 абс. % до 100 % абс. Это даёт возможность повысить геологическую эффективность результатов исследования за счёт надёжного определения характеристик пласта при неблагоприятных геолого-технических условиях. В течение каждого цикла измерения проводится регенерация хроматографической колонки путем контролируемого термического воздействия, что позволяет избегать неблагоприятного накопления “тяжелых” газовых компонентов при высоких концентрациях исследуемых УВ газов. Хроматограф «Рубин» построен по прямоточной одноколоночной схеме, вместо традиционно используемых двух - трёхколоночных. В приборе применен пламенно-ионизационный детектор. Из применяемых в практике газового каротажа, данный датчик является наиболее чувствительным при проведении анализа УВ газов, показания его наиболее линейны в широком диапазоне концентраций, он обладает неизменным коэффициентом преобразования в течении всего периода эксплуатации. Еще одной отличительной чертой “Рубина” является то, что он нечувствителен к неуглеводородным компонентам.

Особо следует сказать о многопластовых маломощных залежах. Каждый пласт многопластового месторождения характеризуется определённым компонентным составом газа. Флюидные коэффициенты, например, С1/С2, С2/С3 и ряд других комбинаций, являются как бы «фотографией» данного пласта и позволяют с помощью хроматографа безошибочно идентифицировать принадлежность пласта, пропластка к той или иной залежи. Возможности данной аппаратуры газового каротажа делают её надёжным средством идентификации маломощных пластов и определения характеристик каждого нефтесодержащего пласта-коллектора.

Благодаря широкому диапазону измерения УВ газов и конструктивным особенностям, хроматограф «Рубин» является высокоэффективным инструментом решения задач по выявлению маломощных продуктивных пластов. Он может надежно работать при:

малом содержании УВ газов в буровом растворе;

заливках нефти в буровом растворе;

наличии в промывочной жидкости значительных концентраций водорода и углекислого газа;

использовании буровых растворов высокой вязкости;

детальной газометрии шлама и керна;

анализе проб гидродинамических исследований.

Данные возможности представляют особый интерес при решении задач по отслеживанию границ пласта в процессе бурения при тонком переслаивании коллекторов и прогнозировании нефтегазонасыщенног