CC BY
61
УДК 622.24.063.001.5
Ю.А. ВОЛЧЕНКО
ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ ДЛЯ ЭКСПРЕССНОГО
КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССОВ БУРЕНИЯ И ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ И НЕФТЕГАЗОРАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН
При строительстве эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ на качество работ определяющее влияние оказывают свойства бурового раствора, на котором производится бурение скважин, качество подготовки и проверки обсадных труб перед спуском в скважину, а также качество цементирования обсадных колонн. Современные исследования показали, что когда контроль за параметрами бурового раствора осуществляет лаборант путем отбора проб и анализа их на существующих для полевых условий приборах отечественного или импортного производства, то в лучшем случае только 30% времени от общего времени прокачивания бурового раствора через скважину параметры этого раствора находятся под контролем. Для успешного и качественного проведения процесса бурения скважины необходимо в течение всего времени прокачивания раствора через скважину экспрессно (через каждые 5-10 мин) измерять, а затем поддерживать в заданных пределах следующие параметры бурового раствора: плотность, водоотдачу, концентрацию твердых частиц в растворе, вязкость, степень засоленности раствора, температуру, расход раствора через скважину. Однако лучшие отечественные (Разрез-2, Геотек, Геофит) контрольно-измерительные комплексы решают эту задачу только частично, так как не измеряют водоотдачу, вязкость, концентрацию твердых частиц в растворе, а плотность раствора измеряют только в приемной емкости и с достаточно большой погрешностью. Лучшие зарубежные комплексы (Geoservices, Martin-Deker) также не измеряют водоотдачу, вязкость и концентрацию твердых частиц в растворе, однако, в отличие от вышеупомянутых отечественных комплексов, позволяют оценить качество промывки скважины после спуска обсадной колонны за счет экспрессного контроля плотности бурового раствора в манифольде и желобе с помощью гамма-плотномеров[1, 2, 3].
Полностью задачу контроля параметров раствора в процессе бурения скважин решает информационно-измерительный комплекс КИБР, разработанный в НИИ интроскопии по техническому заданию ОАО «Томскгазпром» и успешно испытанный в 1998г. на Мыльджинском газоконденсатонефтяном месторождении. Отличительной особенностью комплекса КИБР является измерение водоотдачи, вязкости и степени засоленности раствора в мерной емкости, а также измерение плотности и концентрации твердых частиц непосредственно в манифольде, желобе и в трубопроводе после системы очистки. Это позволяет вскрывать продуктивный пласт при оптимальных величинах водоотдачи, вязкости и плотности раствора и обеспечивать качественную промывку скважины перед цементированием обсадной колонны. Конструктивно комплекс КИБР состоит из датчиков плотности, массовой доли жидкой фазы, вязкости, температуры, расхода, газосодержания, засоленности раствора, подключенных к концентратору с встроенным микропроцессором, который, в свою очередь, подключен к персональному IBM-совместимому компьютеру не хуже Pentium II, управляющему работой комплекса. Индикаторные линейки, входящие в состав комплекса, обеспечивают оперативную информацию персоналу буровой бригады для контроля за качеством приготовления раствора. Комплекс КИБР может быть включен в локальную компьютерную сеть любого из вышеперечисленных информационно-измерительных комплексов процесса бурения скважин и устранить присущие им недостатки [2]. Схема установки датчиков комплекса КИБР на буровой приведена на рис.1.
6 - желоб; 9 - датчик общего газосодержания; 10 - система очистки раствора; 13 - мерник; 14 -датчик температуры; 15 - датчик степени минерализации; 16-датчик вязкости; 17 - растворонасос
Структурная схема комплекса КИБР приведена на рис.2.
Перечень параметров, измеряемых комплексом КИБР, их диапазоны и погрешности приведены в табл. 1.
Таблица 1
Основные технические характеристики комплекса КИБР
Контролируемые параметры Диапазон измерения Основная погрешность
Плотность на входе/выходе скважины (0,8-2,5)г/см3 ±0,01 г/см3
Массовая доля жидкой фазы на входе/выходе скважины (40-100)% ± 1,0%(абсол.)
Массовая доля твердой фазы на входе/выходе скважины (0-100)% ± 1,5%(абсол.)
Расход на входе / выходе скважины (0-100)л/с ± 1,5%
Водоотдача раствора (4-20)см3 ± 1см3
Засоленность раствора (0-150)г/л ± 1 г/л
Температура (0-80)°С ± 0,5°С
Вязкость условная (15-120)с ± 1,5с
Газосодержание раствора (0-10)% ± 0,6%(отн.)
Температура окружающей среды для датчиков плотности, массовой доли жидкой фазы, газосодержания и расхода (-45-+45)°С
Температура окружающей среды для датчиков водоотдачи, вязкости, степени засоленности и температуры раствора (0-45)°С
Температура окружающей среды для пульта бурильщика (-45-+45)°С
Температура окружающей среды для компьютера (10-35)°С
Исполнение датчиков взрывобезопасное
Питание от сети переменного тока;
напряжение, В 220
частота, Гц 50
Рис.2. Структурная схема комплекса КИБР
На базе комплекса КИБР разработан комплекс КИБР-1М, который решает проблему контроля процесса бурения скважин, включая экспрессный контроль параметров бурового раствора без отбора проб и технических параметров бурения. Схема установки датчиков комплекса КИБР-1М приведена на рис.3.
Структурная схема комплекса КИБР-1М приведена на рис.4.
Перечень параметров, измеряемых комплексом КИБР-1М, их диапазоны и погрешности приведены в таблице 2.
Рис.3. Схема установки датчиков комплекса КИБР-1М на буровой: 1 - буровая вышка; 2 - бурильная колонна; 3 - желоб; 4 - устье скважины; 5 - доливочная емкость; 6 - уровнемер; 7 - датчик оборотов лебедки; 8 - датчик натяжения неподвижной ветви каната талевого блока; 9 - датчик величины момента свинчивания; 10 - труба манифольда; 11 -датчик общего газосодержания; 12 - датчик уровня раствора в желобе; 13 - датчик плотности раствора; 14 - датчик расхода (из скважины); 15 - вибросито; 16 - емкость ЦСГО; 17 - уровнемер; 18 - шламовый насос; 19 - пескоилоотделигель; 20 - датчик плотности раствора; 21 - уровнемер; 22 - емкость приема и подготовки раствора; 23 - датчик температуры; 24 -датчик вязкости; 25 - датчик засоленности раствора; 26 - расгворонасос; 27 - датчик давления; 28 - датчик расхода (на входе); 29 - датчик плотности раствора
Таблица 2
Основные технические характеристики КИБР-1М_
Контролируемые Диапазон из- Основная по-
параметры мерения грешность
Вес на крюке (0-150)т ± 1,5%
Нагрузка на долото (0-150)т ± 1,5%
Плотность раствора на входе/выходе скважины и после (0,8-2,5)г/см3 ±0,01 г/см3
очистки
Расход на входе (0-100)л/с ± 1,5л/с
Расход на выходе (из скважины) (0-100)л/с ±4%
Уровни раствора в приемной и доливочной емкостях, в емкости ЦСГО (0-100)% ± 2,5% (абсол.)
Момент свинчивания труб (0-4)Мпа ± 1%
Давление в манифольде (0,1-25)Мпа ± 1%
Положение крюка над столом ротора (0-30)м ± 1%
Положение нижнего конца колонны бурильных или обсад- (0-3500)м ±0,1%
ных труб над забоем
Глубина скважины (0-3500)м ±0,1%
Скорость бурения (0-100)м/ч ± 1%
Скорость движения колонны бурильных или обсадных труб (0-100)м/с ±2%
Водоотдача раствора (4-20)см3 ± 1см3
Вязкость эффективная (1-25)мПа-с ± 2,5%(привд.)
Вязкость условная (15-50)с ± 1с
Уровень раствора в желобе (0-100)% ± 2,5%(абсол.)
Засоленность раствора (0-100)г/л ± 1 г/л
Таблица 2
Контрол ируемые параметры Диапазон измерения Основная погрешность
Газосодержание раствора (из скважины) (0-20)% ± 0,6%(отн.)
Температура раствора (в прием, емкости) (0-100)°С ± 0,5°С
Исполнение датчиков взрывобезопасное
Питание от сети переменного тока:
напряжение, В 220
частота, Гц 50
Рис.4. Структурная схема комплекса КИБР-1М
Конструкция датчиков плотности, датчика общего газосодержания и датчика засоленности, содержащих радиоизотопные источники гамма-квантов и нейтронов, обеспечивает их радиационную безопасность при использовании на буровой в соответствии с п. 5-11 "Основных санитарных правил ОСП-72/87" (требования к приборам технологического контроля).
Для осуществления контроля за качеством крепления скважин, по техническому заданию ОАО «Томскгазпром» на базе комплекса КИБР в НИИ интроскопии разработана компьютеризированная информационно-измерительная станция контроля параметров процесса цементирования скважин КСКЦ-01, которая превосходит ближайший аналог станцию СКЦ-32 и ее модификации (Украина) за счет того, что обеспечивает экспрессный контроль плотности цементного раствора от каждого цементировочного агрегата с передачей оперативной информации машинистам агрегатов, за счет более высокой точности определения плотности (погрешность не более ±0,02 г/см3) и расхода (погрешность не более 2,0 л/с) цементного раствора, а также за счет отображения параметров процесса цементирования в реальном масштабе времени на дисплее компьютера и записи информации о процессе цементирования на жесткий диск и дискету. Схема установки датчиков станции КСКЦ-01 при способе цементирования с использованием
Рис.5. Схема установки датчиков станции КСКЦ-01 в технологической линии цементирования скважин: 1,26 - цементносмесительная машина типа 2СМН-20; 2,18 - цементировочные агрегаты типа ЦА-320М для продавливания раствора через скважину; 3,19 - цементировочные агрегаты типа ЦА-320М для подачи раствора в манифольд; 4,6,20,22 - цементировочные агрегаты типа ЦА-320М для затворения цементного раствора; 5,21 - гидроактаваторы; 7,8,16,17 - гамма-плотномеры; 9 - цементировочная головка; 10 - гамма-плотномер; 11,23 - датчики давления типа "Сапфир"; 12,24 - расходомеры РГР-100; 13 - блок манифольда 1БМ-700; 14 - манифольд; 15 - осреднительная емкость типа УСО-15; 25 - цементировочный агрегат типа ЦА-320М для пуска пробки; 27,28 - заглушки
Структурная схема станции КСКЦ-01 приведена на рис.6.
Цементировочные
агрегаты (до осреднительной _емкости)_
н
н
ч
Н
Радиостанция! индивид. I 1
индикатор плотномера
Радиостанция! индивид. Г 2
индикатор плотномера
Радиостанция! индивид. Г
3
индикатор плотномера
Радиостанция! индивид. Г 4
индикатор плотномера
«у»
цементный
раствор
(Гу))
цементный
раствор
((V))
цементный
раствор ((Чу/))
цементный
раствор
Датчик плотности №1
Датчик плотности №2
Датчик плотности №3
Датчик плотности №4
Блок мпнифольдп
(общий коллек-__
Радиостанция индивид.
Датчик плотности №5
Расходомер №1
Датчик давления № 1
«•у»
Агрегат для продавочной жидкости
Радиостанция индивид.
Расходомер №2
Датчик давления №2
Персональный компьютер
Концентратор
Принтер
Рабочее место технолога (КУНГ)
Радиостанция базовая
((V/))
Рис.6. Структурная схема компьютеризированной станции экспрессного контроля процесса цементирования скважин КСКЦ-01
Основные технические характеристики станции КСКЦ-01 приведены в табл. 3.
Пилотный образец станции КСКЦ-01 изготовлен по договору для ОАО "Томскгаз-промгеофизика" и смонтирован на шасси автомобиля ЗИЛ-131, который показан на рис.7.
Общий вид оборудования станции КСКЦ-01, установленного в КУНГе автомобиля ЗИЛ-131, приведен на рис.8.
Таблица 3
Основные технические характеристики_
Наименование характеристики Значение
Число датчиков плотности на трубопроводы с внешним диаметром 60 мм, шт. 4
Число датчиков плотности на трубопроводы с внешним диаметром 114 мм, шт. 1
Число датчиков расхода типа РГР-100, шт. 2
Число датчиков давления типа "Сапфир", шт. 1
Длина соединительных кабелей, м 50
Температура окружающей среды для всех типов датчиков, °С -45 ч- +45
Температура окружающей среды для концентратора и персонального компьютера, °С 10 ^ 35
Диапазон измерения плотности, г-см"3 0,8 + 2,5
Основная погрешность измерения плотности, г см'3 ±0,02
Диапазон измерения расхода, л-с"1 0-100
Основная погрешность, л-с"1 ±2,0
Диапазон измерения давления, кгс-см"3 Он-300
Основная погрешность, кгс-см"3 ±5,0
Питание от сети переменного тока:
напряжение, В 220
частота, Гц 50
Рис.7. Автомобиль ЗИЛ-131 с КУНГом, в котором размещены пультовая и технологический отсек для установки оборудования станции КСКЦ-01 в транспортное положение
Пилотный образец станции КСКЦ-01 передан ОАО "Томскгазпромгеофизика" в опытно-промышленную эксплуатацию на Мыльджинском газоконденсатонефтяном месторождении ОАО "Томскгазпром" в марте 2000г. и в настоящее время успешно применяется для контроля цементирования обсадных колонн при строительстве промысловых скважин на Мыльджинском и Северо-Васюганском месторождениях ОАО «Томскгазпром».
Второй экземпляр станции КСКЦ-01 передан в эксплуатацию в январе 2001г. ОАО «Томскнефтегеофизика» ВНК ЮКОС и используется для контроля цементирования обсадных колонн при строительстве промысловых скважин на Крапивинском и Игольско-Таловом месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК ЮКОС.
Третий экземпляр станции КСКЦ-01 изготовлен для ОАО «Буровая компания «Пурнефтегазгеология» и используется с октября 2002г. для контроля цементирования обсадных колонн промысловых и разведочных скважин на месторождениях Пуровско-го района Ямало-Ненецкого национального округа.
Рис.8. Общий вид оборудования станции КСКЦ-01: 1 - датчики плотности для трубопровода диаметром 60 мм; 2 - датчик плотности для трубопровода диаметром 114 мм; 3, 4 - датчики расхода и давления для напорного коллектора; 5, 6 - датчики давления и расхода в линию агрегата для продавочной жидкости; 7 - источники бесперебойного питания; 8 - компьютер; 9 - звуковые колонки; 10 - концентратор со встроенным микропроцессором; 11 - переносной контейнер; 12 - транспортный контейнер; 13 - цифровые индикаторы плотности для машинистов цементировочных агрегатов; 14 - принтер
Таким образом, для повышения качества строительства скважин целесообразно использовать комплекс КИБР совместно с отечественными комплексами Разрез-2, Гео-тек, Геофит и др. либо использовать комплекс КИБР-1М, который решает проблему контроля процесса бурения скважин, включая экспрессный контроль технологических и реологических параметров бурового раствора без отбора проб. Для контроля за процессом цементирования скважин целесообразно использовать станцию КСКЦ-01, которая обеспечивает экспрессный контроль плотности, расхода и давления цементного раствора в напорном коллекторе манифольда типа БМ-700, плотности цементного раствора от 4-х и более цементировочных агрегатов, расхода и давления раствора в линии агрегата для продавливания пробки, передачу оперативной информации о плотности раствора на цифровое табло машинистам цементировочных агрегатов, вычисление объема раствора, закачанного в скважину, отображение параметров процесса цементирования в реальном масштабе времени на дисплее компьютера и записи информации о процессе цементирования на жесткий диск и дискету.
Срок службы данного оборудования составляет 6 лет. Стоимость комплекса КИБР - 80 тыс. долл. США, комплекса КИБР-1М - 120 тыс. долл. США, станции КСКЦ-01 -80 тыс. долл. США. Окупаемость затрат на приобретение и эксплуатацию этого оборудования не превышает 11 месяцев.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. - М.: Нефть и газ, 1997.
2. Компьютеризированная система оперативного управления технологий бурения скважин ГЕО-ТЕК. - Саратов.: Из-во ЗАО «ГЕОТЕХНОЛОГИЯ», 2001.
3. Станция геолого-технологических исследований при бурении скважин «Разрез-2» -Тверь.: Изд-во ЗАО «Тверьгеофизика», 2000.
