CC BY
156
Секция «Системы автоматизированного проектирования»
Информационное обеспечение процесса бурения морских скважин с подводным заканчиванием
Волкова Г. А.
Московский государственный институт электроники и математики, каф. ИТАС
Увеличение потребности человечества в углеводородном сырье, отсутствие надежной альтернативы нефти и газу как топливу приводит к быстрому уменьшению запасов нефти и газа в континентальной части суши. Оценка перспектив развития и эффективности освоения минерально-сырьевой базы развитых стран свидетельствует о том, что освоение месторождений суши в ближайшем будущем не сможет покрывать возникающий дефицит в углеводородном сырье. Все страны мира ведут работы по изучению и освоению ресурсов континентального шельфа и Мирового океана.
Конечно, топливно-энергетический комплекс России требует перехода к разработке новых месторождений, находящихся на континентальном шельфе. Площадь континентального шельфа России составляет 6,2 млн. м2. Согласно прогнозной оценке МПР России, начальные извлекаемые ресурсы углеводородов Российской Федерации на шельфе достигают 100 млрд. тонн условного топлива, в том числе 15,5 млрд. тонн нефти, 84,5 трлн. м3 газа. Распределение запасов таково: Баренцево море - 49%, Карское - 35%, Охотское - 15% и менее 1% в Балтийском море и на российским участке Каспия. Это соответствует 20-25% от общего объема мировых ресурсов.
Шельфовые нефтегазовые месторождения России в большинстве случаев характеризуются сложными природными и горно-геологическими условиями. Вкупе с высокой степенью риска, связанной с работами в море, и высокими капиталовложениями в разработку, процесс освоения морских месторождений связан с некоторыми проблемами. Нефтегазовые компании всего мира тратят около 20 миллиардов долларов на бурение ежегодно. Из них около 3 миллиардов уходит на борьбу с возникающими осложнениями при бурении. Простой, ликвидация прихватов, а также возможная потеря оборудования сильно увеличивают стоимость и время бурения.
В условиях морской разработки месторождений необходимо максимально уменьшить риски при бурении. Для успешного бурения морской скважины необходима не только разработка детального плана, но и постоянное поступление обновленной детальной информации о работе, происходящей на забое, а также данные о мониторинге, расположении и состоянии пробуриваемых пластов. При наличии необходимой информации и при хорошо отработанном процессе бурения интерпретация данных о проходке становится рутинным процессом.
В течение последних тридцати лет компании нефтегазовой отрасли начали вкладывать значительные средства на усовершенствование измерительных буровых
систем. Раньше приходилось спускать оборудование в скважину на кабеле, а в 1974 году появилась первая система с передачей информации по гидроканалу, позже появились системы измерения забойных параметров в процессе бурения (MWD) и управляемые забойные двигатели. Теперь, процесс бурения не обходится без компьютеризированных систем, пультов управления бурением и каротажа высокого разрешения.
К забойным параметрам можно отнести: зенитный угол, азимут, положение отклонителя, нагрузку на долото, число оборотов бурильного устройства, его крутящий момент и другие. Также возможно осуществлять гамма-каротаж в процессе бурения, определять электрическое сопротивление горных пород. Для каротажа в процессе бурения используются LWD-системы(Logging While Drilling)
Главная особенность разработки нефтегазовых месторождений арктического шельфа - необходимость создания специальных технологий, применимых для суровых условий конкретного месторождения, что связано с большими капитальными и эксплуатационными затратами. Здесь основная задача - это уменьшение числа платформ и подводных добычных комплексов, и, как следствие, появляется необходимость кустового и многозабойного бурения.
Впервые кустовое бурение было осуществлено в 1934 году в СССР на острове Артема в Каспийском море, а первая многозабойная скважина была пробурена в 1953 году на Карташевском месторождении Башкортостана. В 1957 на Яблоновском месторождении под Самарой была пробурена первая горизонтальная скважина длинной 130 метров, что позволило многократно увеличить дебит по сравнению с вертикальной. Сегодня более
75 % морских скважин и около 95 % морских наклонно-направленных скважин бурится с использованием систем контроля за бурением. Бурение таких скважин ускоряет ввод новых месторождений в эксплуатацию, снижает капиталовложения и уменьшает затраты материалов. Более того, само понятие MWD стало уже в значительной мере ассоциироваться с морским бурением.
Приоритетной задачей становится обеспечение точности траекторий при бурении куста скважин с морской платформы, что напрямую связано с использованием телеметрических систем контроля забойных параметров. Использование таких комплексов позволяет:
• обеспечить безаварийную разводку, поддержание заданной траектории и попадание в круг допуска с заданной точностью любого числа скважин куста с морской стационарной платформы;
• свести к минимуму вероятность аварий в системе "бурильная колонна -скважина" за счет раннего обнаружения и прогнозирования аварийных ситуаций с помощью забойных параметров;
• исключить дополнительные геофизические исследования при бурении эксплуатационных скважин и существенно уменьшить объем таких исследований при разведочном бурении за счет оперативного контроля геофизических параметров непосредственно в процессе бурения;
• обеспечить оптимизацию режимов бурения, спускоподъемных операций, заканчивания и крепления скважин с использованием параметров, измеряемых непосредственно на забое скважины.
Информационное обеспечение телеметрических систем контроля забойных параметров процесса бурения морских скважин включает набор различного типа
датчиков, прием, обработка и передача информации с которых должны осуществляться по-разному в зависимости от условий бурения.
Стоит задача выбора и обоснования контролируемых забойных параметров, типов датчиков, оценки требуемой точности. Приоритетными, на первый взгляд, кажутся датчики измерения давления в затрубном пространстве, температуры в затрубном пространстве; осевой нагрузки на долото; расхода бурового раствора на забое;
Г-активности пород; электромагнитного каротажа; частоты вращения вала забойного двигателя; температуры и давления внутри глубинного устройства, его вибрации.
В некоторых случаях информацию, получаемую с определенных датчиков, вообще не следует передавать на поверхность в режиме реального времени, а достаточно записывать ее в память глубинного устройства. В зависимости от конкретных задач, решаемых на забое, номенклатура датчиков, информация с которых используется для решения этих задач, может быть различной. Кроме того, с изменением условий бурения (глубины скважины, режима работы циркуляционной системы и т.п.) может потребоваться изменение параметров кода передачи (например, амплитуды импульсов и/или тактовой частоты).
Таким образом, возникает необходимость изменения программы приема, обработки, кодирования и передачи забойной информации по команде с поверхности, для чего нужен сервисный канал связи «устье-забой».
Одним из возможных каналов связи для решения данной задачи является гидравлический канал, по которому с помощью изменения циркуляции бурового раствора может передаваться определенный код той или иной программы работы вычислительного комплекса глубинного устройства. На поверхности информация расшифровывается и поступает бурильщику или оператору-технологу на пульт. Инклинометрические параметры (зенитный угол, азимут и положение отклонителя) являются приоритетными.
В настоящее время зарубежные фирмы разрабатывают и предлагают системы МШБ и ЬШБ с гидравлическим каналом связи по скорости передачи данных не сильно уступающих системам каротажа на кабеле, а на практике такие системы являются более удобными в применении и дающими выгоду во времени при бурении. Как правило, эти системы состоят из отдельных модулей, располагаемых в глубинном
с» х Г и с» с»
устройстве. Каждый из них имеет свой блок памяти, позволяющий запоминать рабочие параметры за все время бурения. Кроме того, информация о пластах и направлении передается в реальном времени по каналу связи на поверхность.
Сейчас разработаны и широко используются системы с «положительными» и «отрицательными» импульсами, а также системы, работающие на принципе частотной модуляции. В системах с «положительными» импульсами происходит перекрытие внутритрубного пространства клапаном, что приводит к повышению внутритрубного давления, этот перепад давления и является импульсом основного сигнала, который фиксируется датчиком давления на устье скважины, после чего передается в блок приема данных наземного комплекса. В случае с «отрицательными» импульсами клапан открывается и выпускает буровой раствор в затрубное пространство, при этом происходит падение давления. Регистрация импульса происходит таким же образом.
Основным преимуществом гидравлического канала связи является большая дальность передачи, обусловленная относительно малым затуханием полезного сигнала в гидравлической линии. Так, при бурении сверхглубокой скважины на
Кольском полуострове сигнал передавался с гидротурботахометра с глубины 1200015000 метров.
Основными же недостатками гидравлического канала связи являются:
3. низкий диапазон частот, пропускаемый каналом;
4. влияние передаваемых импульсов на работу гидравлических забойных
двигателей;
5. необходимость задействовать большие мощности буровых насосов;
6. относительно высокий уровень помех, вносимых буровыми насосами.
В некоторых случаях невозможно использовать системы МШБ с гидравлическим каналом связи, например, при бурении при сбалансированном давлении, при использовании аэрированных буровых растворов или при бурении скважин с продувкой воздухом. Эти случаи являются препятствием для использования системы с гидравлическим каналом связи, что делает систему с электромагнитным каналом реальной альтернативой.
Беспроводной электромагнитный канал связи использует грунт и колонну бурильных труб в качестве транспортной линии передачи с забоя до поверхностной антенны. При морском бурении антенна устанавливается на дне моря. По простоте конструкции глубинных и наземных устройств такой тип является наиболее перспективным и применим при турбинном и роторном бурении скважин. Система может собирать и передавать данные независимо от того, включены или нет буровые насосы, а также независимо от перерывов в процессе бурения. Это отличает её от систем телеметрии с передачей сигнала импульсами давления, которые нуждаются в периоде времени, в течение которого раствор полностью наполняет систему и возобновляется его циркуляция. Также существует возможность обратной связи на небольших глубинах.
Вместе с тем электромагнитный канал связи обладает и некоторыми недостатками: дальность действия электромагнитного канала связи сильно зависит от удельного электрического сопротивления окружающих пород и свойств геологического разреза, зависит от материала бурильных труб, а также имеет известные ограничения по глубине. Кроме того, необходимо отметить, что системы с электромагнитным каналом связи не обеспечивают преимущество в скорости передачи данных на поверхность, т.к. передача осуществляется в низкочастотном диапазоне волн.
Применение систем с электромагнитным каналом связи в морском бурении кажется весьма проблематичным не только из-за сложности в организации приема сигнала со дна моря, но также из-за наличия больших электромагнитных помех от различного рода электрооборудования, располагаемого на морской платформе. Тем не менее, телесистемы с электромагнитным каналом связи используются в морском бурении.
Использование в качестве информационного канала «устье-забой» проводного канала связи неосуществимо в условиях морского бурения по ряду причин. Большие глубины продуктивных пластов залежи и предельно низкие температуры арктического шельфа являются спецификой морского бурения на территории России, поэтому прокладка дополнительного кабеля связана, помимо дополнительных затрат, с техническими сложностями.
Тем не менее, проводной канал связи обладает рядом неоспоримых достоинств:
[8] максимально возможная информативность: быстродействие,
многоканальность, помехоустойчивость, надежность связи;
[9] отсутствие забойного источника электрической энергии и мощного передатчика;
[10] возможность двухсторонней связи;
[11] возможность подачи значительной электрической мощности для привода забойных механизмов;
[12] возможность использования при работе с продувкой воздухом и с
использованием аэрированного бурового раствора;
[13] отсутствие зависимости от удельного сопротивления горных пород. Другим возможным вариантом является применение верхнего силового
привода буровой установки, с помощью которого передается код соответствующей программы. Преимуществом такого способа является относительно высокое быстродействие, поскольку скорость распространения крутильных колебаний бурильной колонны значительно выше скорости распространения гидравлического сигнала. Кроме того, в связи с наличием источника автономного питания глубинного устройства передача информации может осуществляться в так называемом «ждущем» режиме при отсутствии циркуляции бурового раствора, что значительно повышает помехоустойчивость. При использования данного варианта необходимым условием является выбор оптимального способа кодирования, который исключал бы реакцию системы на технологические операции, связанные со спускоподъемом и наращиванием, для которых применяется верхний привод. Поскольку в настоящее время верхний привод применяется во всех морских буровых установках, использование его в качестве источника сигнала для передачи кода с поверхности на забой не представляет особых сложностей. При этом важным преимуществом является простота формирования кода, поскольку для силового вертлюга обычно используется электрический привод с тиристорным преобразователем.
Таким образом, исходя из изложенного выше, целесообразно использовать канал связи «устье-забой» с использованием линии крутильных колебаний бурильной колонны и верхнего привода в качестве основного источника сигнала.
