Процедуры бурения нефтяных скважин и геологоразведка в реальном времени

Введение

Процедура, используемая при бурении нефтяных скважин

Буровая установка используется для создания скважины (также называемой стволом скважины) в недрах земли, например, для извлечения природных ресурсов, таких как газ или нефть. В процессе бурения данные с датчиков буровой установки собираются для различных целей, таких как: поддержка принятия решений для мониторинга и обеспечения бесперебойной работы бурения; создание подробных записей (или геофизических журналов скважин) геологических образований, вскрываемых скважиной; формирование статистики операций и эталонов производительности для выявления возможностей улучшения, а также предоставление проектировщикам скважин точных исторических данных об эффективности операций для проведения статистического анализа рисков при будущих буровых работах. Термины "measurement while drilling" (MWD) и "logging while drilling" (LWD) не имеют единого толкования в отрасли. Хотя эти термины взаимосвязаны, в контексте данного раздела термин "measurement while drilling" (MWD) относится к измерениям при направленном бурении, например, для поддержки принятия решений относительно траектории ствола скважины (угол наклона и азимут), а LWD – к измерениям, касающимся геологических образований, вскрываемых в процессе бурения.

История

Первые попытки реализации MWD и LWD относятся к 1920-м годам, а до Второй мировой войны предпринимались попытки с использованием гидроимпульсов, кабельных каналов, акустических и электромагнитных методов. Дж. Дж. Арпс создал рабочую систему направленного бурения и измерения сопротивления в 1960-х годах. Параллельные разработки, поддержанные компаниями Mobil, Standard Oil и другими в конце 1960-х и начале 1970-х годов, привели к появлению нескольких работоспособных систем к началу 1970-х годов, включая MWD от Teleco Oilfield Services, а также системы от Schlumberger (Mobil), Halliburton и Baker Hughes. Однако основным толчком к развитию послужило решение Норвежского управления по вопросам нефти обязать проводить геолого-геофизические исследования скважин у берегов Норвегии каждые 100 метров. Это решение создало условия, при которых технология MWD имела экономическое преимущество перед традиционными механическими устройствами TOTCO, и способствовало быстрому развитию, включая LWD, с добавлением гамма-каротажа и измерения сопротивления, к началу 1980-х годов.

Измерение

MWD обычно включает в себя измерение наклона ствола скважины (отверстия) от вертикали, а также магнитного направления относительно севера. Используя базовую тригонометрию, можно построить трехмерную модель траектории скважины. По сути, оператор MWD измеряет траекторию ствола в процессе бурения (например, обновления данных поступают и обрабатываются каждые несколько секунд или чаще). Эта информация затем используется для бурения в заранее запланированном направлении в пласт, содержащий нефть, газ, воду или конденсат. Также могут проводиться дополнительные измерения естественной гамма-активности горных пород, что позволяет в общих чертах определить тип проходящего пласта, а также подтвердить местоположение ствола скважины в реальном времени относительно известных пластов (путем сравнения с существующими сейсмическими данными). Измеряются плотность и пористость, давление флюидов в породе и другие параметры, некоторые с использованием радиоактивных источников, некоторые с использованием звука, некоторые с использованием электричества и т.д.; эти данные могут быть использованы для расчета проницаемости пласта для нефти и других флюидов, а также объема углеводородов в породе и, совместно с другими данными, для оценки стоимости всего пласта и запасов. Инструмент MWD также устанавливается вместе с долотным оборудованием, что позволяет отклонять ствол скважины в заданном направлении в трехмерном пространстве, что известно как наклонно-направленное бурение. Операторы наклонно-направленного бурения полагаются на получение точных, прошедших контроль качества данных от оператора MWD, чтобы обеспечить безопасное следование скважины по запланированной траектории. Измерения траектории выполняются с помощью трех ортогонально установленных акселерометров для измерения наклона и трех ортогонально установленных магнитометров для измерения направления (азимута). Гироскопические инструменты могут использоваться для измерения азимута в случаях, когда измерения проводятся в местах с сильными внешними магнитными помехами, например, внутри обсадной колонны, где ствол скважины укреплен стальными трубами. Эти датчики, а также любые дополнительные датчики для измерения плотности, пористости, давления или других параметров пласта, физически и цифровым образом подключены к логическому блоку, который преобразует информацию в двоичный код, который затем передается на поверхность с использованием импульсной телеметрии (MPT – двоичная система кодирования передачи данных, используемая со средами, такими как комбинаторное кодирование, кодирование Манчестера, разделение фаз и другие). Это достигается с помощью долотного "пульсера", который изменяет давление бурового раствора (грязи) внутри бурильной колонны в соответствии с выбранным методом MPT: эти колебания давления декодируются и отображаются на компьютерах на поверхности в виде волновых форм, выходных напряжений с датчиков (сырые данные), конкретных измерений силы тяжести или направлений относительно магнитного севера, или в других формах, таких как звуковые волны, ядерные волновые формы и т.д. Поверхностные датчики давления измеряют эти колебания давления (импульсы) и передают аналоговый сигнал напряжения на наземные компьютеры, которые оцифровывают сигнал. Помехи от частот фильтруются, и сигнал декодируется обратно в исходную форму данных. Например, колебание давления в 20 psi (или меньше) может быть "выделено" из общего давления системы бурового раствора в 3500 psi или более. Электрическая и механическая энергия для работы оборудования в скважине обеспечивается долотными турбинами, использующими энергию потока бурового раствора, аккумуляторными батареями (литиевыми) или их комбинацией.

MWD typically concerns measurement taken of the wellbore (the hole) inclination from vertical, and also magnetic direction from north. Using basic trigonometry, a three dimensional plot of the path of the well can be produced. Essentially, a MWD operator measures the trajectory of the hole as it is drilled (for example, data updates arrive and are processed every few seconds or faster). This information is then used to drill in a pre planned direction into the formation which contains the oil, gas, water or condensate. Additional measurements can also be taken of natural gamma ray emissions from the rock; this helps broadly to determine what type of rock formation is being drilled, which in turn helps confirm the real time location of the wellbore in relation to the presence of different types of known formations (by comparison with existing seismic data). Density and porosity, rock fluid pressures and other measurements are taken, some using radioactive sources, some using sound, some using electricity, etc. ; this can then be used to calculate how freely oil and other fluids can flow through the formation, as well as the volume of hydrocarbons present in the rock and, with other data, the value of the whole reservoir and reservoir reserves. An MWD downhole tool is also "high sided" with the bottom hole drilling assembly, enabling the wellbore to be steered in a chosen direction in 3D space known as directional drilling. Directional drillers rely on receiving accurate, quality tested data from the MWD operator to allow them to keep the well safely on the planned trajectory. Directional survey measurements are taken by three orthogonally mounted accelerometers to measure inclination, and three orthogonally mounted magnetometers which measure direction (azimuth). Gyroscopic tools may be used to measure azimuth where the survey is measured in a location with disruptive external magnetic influences, inside "casing", for example, where the hole is lined with steel tubulars (tubes). These sensors, as well as any additional sensors to measure rock formation density, porosity, pressure or other data, are connected, physically and digitally, to a logic unit which converts the information into binary digits which are then transmitted to surface using "mud pulse telemetry" (MPT, a binary coding transmission system used with fluids, such as, combinatorial, Manchester encoding, split phase, among others). This is done by using a downhole "pulser" unit which varies the drilling fluid (mud) pressure inside the drillstring according to the chosen MPT: these pressure fluctuations are decoded and displayed on the surface system computers as wave forms; voltage outputs from the sensors (raw data); specific measurements of gravity or directions from magnetic north, or in other forms, such as sound waves, nuclear wave forms, etc. Surface (mud) pressure transducers measure these pressure fluctuations (pulses) and pass an analogue voltage signal to surface computers which digitize the signal. Disruptive frequencies are filtered out and the signal is decoded back into its original data form. For example, a pressure fluctuation of 20psi (or less) can be “picked out” of a total mud system pressure of 3,500psi or more. Downhole electrical and mechanical power is provided by downhole turbine systems, which use the energy of the “mud” flow, battery units (lithium), or a combination of both.

Информация о направлении

Инструменты MWD обычно способны проводить геолого-навигационные исследования в реальном времени. Инструмент использует акселерометры и магнитометры для измерения наклона и азимута ствола скважины в данной точке, после чего передает эти данные на поверхность. На основе серии исследований – измерений наклона, азимута и ориентации инструмента, выполненных с определенными интервалами (от 10 м до 150 м), можно вычислить положение ствола скважины. Сама по себе эта информация позволяет операторам подтвердить, что их скважина не выходит за пределы разрешенной зоны бурения. Однако, из-за высокой стоимости систем MWD, они обычно не применяются на вертикальных скважинах. Вместо этого, после бурения скважины проводят геолого-навигационные исследования с помощью многозаходных инструментов, опускаемых в бурильную колонну на гибком или кабельном тросе. Основное применение исследований в реальном времени – в наклонно-направленном бурении. Чтобы направить скважину к целевой зоне, оператор наклонно-направленного бурения должен знать текущее положение скважины и оценить эффективность своих корректирующих действий. Инструменты MWD также обычно предоставляют данные об ориентации инструмента, что помогает при наклонно-направленном бурении с использованием донных двигателей с отклоняющими муфтами или корпусами. Более подробную информацию об использовании данных об ориентации инструмента можно найти в разделе «Наклонно-направленное бурение».

Собственности образования

Многие инструменты MWD, как самостоятельно, так и в сочетании с отдельными инструментами LWD, способны измерять свойства пласта. На поверхности эти измерения собираются в геофизический каротаж, аналогичный полученному при каротаже кабельным инструментом. Инструменты LWD могут измерять целый комплекс геологических характеристик, включая плотность, пористость, удельное сопротивление, акустический калипер, угол наклона долота (NBI), магнитный резонанс и пластовое давление. Инструмент MWD позволяет проводить эти измерения и оценивать их в процессе бурения скважины. Это дает возможность выполнять геоуправление или направленное бурение на основе измеренных свойств пласта, а не просто бурить в заданную точку. Большинство инструментов MWD оснащены встроенным гамма-каротажным датчиком для измерения естественной гамма-активности. Это обусловлено тем, что такие датчики компактны, недороги, надежны и могут проводить измерения через стандартные буровые колонны. Для других измерений часто требуются отдельные инструменты LWD, которые обмениваются данными с инструментами MWD в забое по внутренним кабелям. Каротаж во время бурения может быть экономически эффективным при бурении разведочных скважин, особенно в районах Мексиканского залива, где скважины бурятся в зонах соляных диапиров. Каротаж удельного сопротивления позволяет обнаружить проникновение в соль, а своевременное обнаружение предотвращает повреждение бентонитовой буровой жидкости солью.

Восстанавливаемые инструменты

Инструменты MWD могут быть полупостоянно установлены в буровой ошейник (снимаемые только на сервисных базах), либо представлять собой автономные инструменты, извлекаемые по кабелю. Извлекаемые инструменты, иногда называемые Slim Tools, могут быть извлечены и заменены с помощью кабеля, пропущенного через бурильную колонну. Это обычно позволяет заменять инструмент гораздо быстрее в случае отказа и извлекать его, если бурильная колонна застрянет. Такие инструменты обычно имеют диаметр около 2 дюймов или меньше, хотя их длина может достигать 20 футов (6 м) и более. Небольшой размер необходим для прохождения инструмента через бурильную колонну, однако он также ограничивает его функциональные возможности. Например, slim-инструменты не способны передавать данные с той же скоростью, что и инструменты, установленные в буровой ошейник, и имеют более ограниченные возможности для связи и электропитания других инструментов ЛКД. Инструменты, установленные в буровой ошейник, также известные как fat tools, как правило, нельзя снять с бурового ошейника непосредственно на буровой площадке. В случае отказа инструмента необходимо извлекать всю бурильную колонну из скважины для его замены. Однако, поскольку нет необходимости в прохождении через бурильную колонну, инструмент может быть больше и обладать большей производительностью. Возможность извлечения инструмента по кабелю часто бывает полезной. Например, если бурильная колонна застрянет в скважине, извлечение инструмента по кабелю позволит сэкономить значительные средства по сравнению с оставлением его в скважине вместе с застрявшим участком бурильной колонны. Однако существуют определенные ограничения в этом процессе.

Ограничения

Восстановление инструмента с помощью троса не обязательно быстрее, чем вытаскивание инструмента из скважины. Например, если инструмент выходит из строя на глубине 1500 футов (457 м) при бурении с использованием тройной буровой установки (способной поднимать или опускать 3 муфты обсадной трубы, или около 90 футов (27 м) за один раз), то, как правило, быстрее будет вытащить инструмент из скважины, чем готовить тросовую установку и извлекать инструмент, особенно если тросовую установку необходимо транспортировать к буровой. Извлечение инструмента тросом также сопряжено с дополнительным риском. Если инструмент отсоединится от троса, он упадет обратно по бурильной колонне. Это обычно приведет к серьезному повреждению инструмента и компонентов бурильной колонны, в которые он попадет, и потребует вытаскивания бурильной колонны из скважины для замены поврежденных компонентов, что приведет к большим общим затратам, чем просто вытаскивание из скважины изначально. Тросовое оборудование также может не зацепиться за инструмент, или, в случае серьезной поломки, поднять на поверхность только часть инструмента. Это потребует вытаскивания бурильной колонны из скважины для замены поврежденных компонентов, что сделает операцию с тросом бесполезной тратой времени. Некоторые конструкторы инструментов взяли конструкцию извлекаемого “тонкого инструмента” и применили ее к не извлекаемому инструменту. В этом случае MWD сохраняет все ограничения конструкции тонкого инструмента (низкая скорость, способность заклинивать на частицах пыли, низкая устойчивость к ударам и вибрациям) без каких-либо преимуществ. Любопытно, что эти инструменты все еще оснащены наконечником для захвата тросом, несмотря на то, что их подъем и перемещение осуществляются с помощью захвата.