• 9. Ходы насосов Хн1, Хн2, Хн3.

Измеряются число двойных ходов поршней насосов. Датчик нелинейный, калибруется на максимальное число точек, находящихся в рабочем интервале (50-100 ход/мин).

• 10. Температура раствора на выходе Твых.

Измеряется температура раствора, выходящего из скважины. Датчик устанавливается на поплавке в открытом желобе или в трубке, залитой маслом, в закрытом желобе как можно ближе к устью скважины. Калибруется по максимальному числу точек в рабочей области (20-80°С). По изменению температуры должны выделятся: забойная пачка, газированная пачка раствора, изменение температуры при промыве инструмента, износе долот.

• 11. Объёмы раствора в емкостях v1, v2, v3, v4, v5, Vдол.

Измеряются уровни в емкостях, число которых зависит от принятой системы циркуляции. Должны измерятся с достаточной точностью, оговоренной с Заказчиком, объёмы долива, вытеснения, изменения объёмов в рабочих емкостях. Установка датчиков производится в месте, где нет сильного осаждения шлама и колебаний поплавков от работающих мешалок .Масштабы регистрации, в зависимости от зеркала емкости, устанавливаются следующим образом

Иизменению уровня 0.5м в процессе калибровки присваивается соответствующее изменение объема; далее измеряется фактический объем (мерной линейкой),который устанавливается изменением коэффициента В в калибровочном графике.

Пример калибровки аналогового датчика смотрите в Приложении 1

Сбор и обработка реальновременной информации. Порядок работы.

Требования к проведению работ изложены в “Технической инструкции по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин”

(РД 153-39.0-069-01)

Основной задачей оператора-технолога является получение достоверной информации о процессе бурения с целью предупреждения аварий и осложнений. К аварийным ситуациям относятся: выбросы пластового флюида, катастрофическое поглощение бурового раствора и гидроразрывы пласта, прихваты, сломы, обрывы бурильного инструмента. К нежелательным ситуациям относятся всевозможные нарушения технологического процесса бурения и нерациональная отработка долот.

Работа оператора заключается в измерении и регистрации параметров, выделении аномалий параметров – выдаче предупреждений бурильщику, оценке ситуации – выдаче рекомендаций и соответствующем оформлении материалов Рис. 7.1

Для решения этих задач в распоряжении оператора оборудование станции и программное обеспечение реальновременного сбора данных и последующей обработки.

ПЗР

Во время ПЗР:

• проверить данные по долоту ;

• проверить и, если необходимо, скорректировать данные по раствору;

• проверить список инструмента;

• включить Хроматограф и Суммарный газоанализатор;

• проверить наличие сигналов с датчиков и калибровки;

В процессе работы оператор-технолог должен использовать различные экраны рабочей программы, максимально отражающие особенности ситуации, происходящей в данный момент времени на буровой.

_СПО

Во время Спуска инструмента:

 В самом начале спуска инструмента необходимо контролировать изменение глубины долота до завершения сборки КНБК, т.к. на малых весах возможны ошибки при расчете глубины.

Это связано с неуверенным определением в программе этапа технологических работ при малых значениях параметра «Вес на крюке». Далее некоторые программы автоматически будут рассчитывать глубину долота в соответствии со списком труб бурового инструмента (если он у Вас заполнен).

 Во время спуска контролируются:

- вытеснение бурового раствора;

- скорость спуска;

- наличие затяжек, посадок и других возможных осложнений;

- давления при свабировании/поршневании.

 За несколько свеч до конца спуска необходимо уточнить глубину долота у бурильщика. Если нет соответствия глубины фактической (мера инструмента) с глубиной в программе – выяснить причину.

Цель этих мероприятий – подойти к забою с минимальной ошибкой по глубине. Это особенно важно при наклонно-направленном бурении, т.к. в этих условиях затруднено определение момента постановки на забой по другим параметрам.

Промывка и Проработка

Во время Промывки и Проработки необходимо:

 Проверить систему транспортировки газо-воздушной смеси. Проверить герметичность ГВЛ.

 С помощью калибровочного газа проверить работу газоаналитических приборов (хроматограф, суммарный газоанализатор). Если есть необходимость – внести изменения в настройки и калибровки.

 Проверить дегазатор и другие датчики, устанавливаемые на желобе.

 Поставить параметры на сигнализацию.

 Контролировать технологические параметры промывки / проработки.

 Проверить баланс вытеснения после СПО.

 Зафиксировать выход забойной пачки и на диаграмме отметить максимальную концентрацию газа.

 Во время остановки циркуляции проверить отставание по линии.

 Произвести проверку расчета времени отставания и привязку.

Если в используемую программу внесены данные по задержкам в ГВЛ и Хроматографе, то расчет «времени отставания» и привязка данных газового каротажа к глубине производится в программе сбора автоматически. Тем не менее, правильность расчетов и привязки данных необходимо периодически проверять на этапе первоначальных настроек и во время бурения несколько раз за рейс, т.к. возможно кавернообразавание изменение параметров раствора и пр.

Для проверки времени отставания существует несколько методик:

Расчетная

Индикаторная

По времени выхода забойной пачки

Расчетная методика

Время отставания бурового раствора определяется по формуле:

tот = 3.14 ^.10^-3(D² – d²)^.H / 4^. Qвх.,

где D –номинальный диаметр долота или внутренний диаметр обсадной колонны,

d – внешний бурильных труб,

H – глубина скважины,

Qвх. – производительность буровых насосов при промывке.

При расчете необходимо учитывать коэффициент кавернозности ствола скважины (берется из ГТН).

Суть расчетной методики заключается в определении суммарного объема затрубного пространства и времени «отставания» бурового раствора по каналу связи «забой-устье» при известном расходе бурого раствора.

Последовательность расчета:

 Рассчитывается объем скважины, как сумма объемов цилиндров с разными диаметрами (интервалы открытого и обсаженного ствола).

 Рассчитывается объем бурильной колонны, как сумма объемов цилиндров с разными диаметрами (УБТ, СБТ, ЛБТ).

 Рассчитывается объем затрубья скважины, как разность между объемом скважины и объемом бурильной колонны.

 Определяется время отставания бурового раствора при данном расходе.

Индикаторная методика

Индикаторная методика определения «отставания» бурового раствора предполагает введение под квадрат какого-либо индикатора (целлофан, резиновая крошка, бензин) с последующим определением времени движения этого индикатора по гидравлической системе скважины oт устья до забоя по бурильным трубам и от забоя до устья по затрубью при работающих насосах.

При этом выход таких индикаторов как целлофан и резиновая крошка фиксируется визуально на устье скважины, а выход бензина - по увеличению показаний газоанализатора.

Опытным путем (по времени выхода забойной пачки)

Время между началом циркуляции после СПО и зарегистрированными на хроматографе максимальными значениями газосодержания бурового раствора («забойной пачки») на диаграмме, состоит из суммы времен:

- время отставания по буровому раствору,

- время отставания по ГВЛ,

- время задержки в хроматографе.

Время задержки в хроматографе берется из настроек хроматографа и равняется времени цикла хроматографа. Время цикла хроматографа «Геопласт – 04м» обычно равно 180 сек.

Время задержки по ГВЛ опытным путем определяется как разница между временем пуска калибровочного газа под дегазатор и временем начала повышения показаний на суммарном газоанализаторе в стации.

На диаграмме (см. рисунок) это время соответствует разнице времен между выключением циркуляции и началом снижения газопоказаний и моментом включения циркуляции времени увеличения газопоказаний на суммарном газоанализаторе в стации. Для хроматографа добавляется время задержки.

В еличина допустимой погрешности в определении «времени отставания» сильно зависит от скорости бурения.

Чем выше скорость бурение, тем жестче требования к точности определения времени отставания.

Пример: для времени бурения мерного интервала, равного 1 мин/м (что реально для терригенного разреза Западной Сибири) ошибка в определении времени отставания в три минуты может привести к ошибке в привязке к глубине на три метра.

Таким образом, вычитая из времени между началом циркуляции после СПО и зарегистрированными на хроматографе максимальными значениями газосодержания бурового раствора время задержки по ГВЛ и хроматографа, получают значение «времени отставания».

Это время должно соответствовать расчетному tот. При расхождении значений > 10% берется tот, определенное опытным путем.

Бурение

 Постановка на забой

Постановка на забой различна на вертикальных и наклонно-направленных скважинах.

Как правило, началу нового долбления предшествует проработка ранее пробуренного интервала. В конце проработки по нескольким параметрам (мера инструмента, вес, момент на роторе и др.) определяется момент постановки на забой. В зависимости от различных факторов накоторые параметры приобретают большую информативность, другие теряют свою значимость. Это зависит от метода бурения (роторное, турбинное), типа скважины, компановки инструмента, разбуриваемых пород, состояния призабойной зоны и ствола скважины (степень зашламления, сужение ствола), типа долота, забойного двигателя и др.

На вертикальной скважине постановка на забой производится в следующем порядке:

1. По «мере инструмента» (глубине долота) определяется момент подхода к забою. Если измеряемые технологические параметры не имеют резких колебаний и стали по характеру изменения близкими к режиму бурения – можно перейти к процедуре взвешивания инструмента (определения собственного веса инструмента), необходимой для корректного расчета нагрузки на долото.

2. Взвешивание производится при включенной циркуляции, инструмент установлен на высоте 1 метра от забоя при движении вниз, при вращении в течении 3-5 минут. За полный вес принимается среднемаксимальное значение параметра «Вес на крюке».

Для правильного определения нагрузки на долото желательно, чтобы все бурильщики одинаково проводили взвешивание и с достаточной периодичностью.

Если до момента касания забоя взвешивание не производилось из-за разгрузки инструмента на стенки скважины (во время проработки), то перед бурением необходимо «оторваться» на 1-2 м и выполнить все вышеописанные действия.

2. Процесс постановка на забой характеризуется кривой разгрузки (см.рисунок). Ее переход к вертикальному участку можно считать моментом постановки на забой. В этой точке происходит выход на “рабочую нагрузку”.

В случае наклонно-направленной скважины степень потери веса за счет разгрузки на стенки скважины трудно прогнозируема и поэтому уменьшение веса на крюке не всегда следует интерпретировать как касание забоя. Здесь большую роль для уверенного определения забоя играет привязка к мере инструмента.

При горизонтальном бурении достоверную информацию о забое и технологических параметрах можно получить только при использовании Забойных Измерительных Систем. При их отсутствии следует в большей степени полагаться на меру инструмента.

 Бурение

При этапе «Бурение» пользуются экранами ПО, на которых отображается большинство измеряемых технологических параметров.

 После начала бурения

^. После постановки на забой и начала бурения необходимо проверить привязку данных к глубине с учетом времени отставания. После некоторого пробуренного интервала необходимо в графическом редакторе вывести на экран диаграммы с данными по газу в масштабе времени и в масштабе глубины и проверить правильность привязки газовых данных в процессе углубления.

^. Параметры Vобщ, Рвх, Мрот, Твых, Wк, Qвых, Wд (см. Приложение 5)ставятся на сигнализацию с минимальными пределами изменения. В установившемся режиме циркуляции проверяется соответствие расчетного давления давлению на манифольде. Результаты выводятся в табличной форме за определенный промежуток времени или интервал и прикладываются к отчетным материалам. При большом отличии необходимо выяснить причину (изменение параметров раствора, производительности насосов, геометрии скважины, целостности инструмента, зашламления скважины и т.д.).

^. Проверяется соответствие режимных параметров заданным в РТК (режимно-технологическая карта) или УРТК (уточнённая режимно-технологическая карта). При отклонении режимных параметров в процессе бурения от заданных, оператор предупреждает об этом бурильщика (технолога) с записью в вахтовый журнал и за подписью бурового мастера.

^. При появлении аномалий параметра (параметров) оператор сообщает об этом бурильщику, делает предварительную оценку ситуации, формулирует и выдает рекомендации на проведение определительских работ.

^. Проводится анализ результатов определительных работ, необходимые расчеты и окончательная оценка ситуации. Результаты исследований оформляются и выдаются технологу буровой в детализированном виде.

Действия оператора при аномальном поведении параметров описаны в Приложении 4.

Газовый каротаж в процессе бурения

Оперативная интерпрерация

Оперативная интерпретация результатов газового каротажа в процессе бурения проводится в следующей последовательности.

По кривой Гсум. или покомпонентного анализа, регистрируемых непрерывно в функции времени, выделяются аномалийные участки (в 2 раза и более выше фоновых значений) и определяется природа газовых аномалий.

При наличии газовой аномалии обусловленной поступлением газа из пласта для каждого метра рассчитываются значения флюидных коэффициентов и определяется относительный состав газа.

По палеткам раздельного анализа газа (PАГ) и по палеткам граничных флюидных коэффициентов (ГФК), построенными применительно к исследуемой площади определяют характер насыщения коллектора. Палетки строятся для данного района по результатам ГТИ и ИПТ на ранее пробуренных скважинах исследуемой площади или по соседним площадям района.

Появление газовой аномалии может быть обусловлено следующими причинами:

- уменьшением расхода бурового раствора;

- увеличением механической скорости проходки;

- поступлением газа из пласта (разбуриваемого или вышележащего);

- поступлением газа из глин с аномально-высоким поровым давлением;

- поступлением газа в раствор за счет эффекта свабирования (при подъеме бурильной колонны);

- наличием в буровом растворе рециркуляционного газа;

- наличием в буровом растворе примесного газа.

Газовые аномалии, обусловленные первыми двумя из перечис-ление выше причин, легко распознаются при анализе поведения кривых Q и Т и зависят от величины коэффициента разбавления Е, рассчитываемого по формуле:

E=K*Q_н/V_п*D_д²,

где K – коэффициент, равный 7.2*10³;

Q_н - производительность буровых насосов, л/с;

V_п – скорость проходки, м/ч;

D_д– диаметр долота, мм.

Газосодержание бурового раствора за счет поступления пластового газа зависит главным образом от величины дифференци-ального давления в системе «скважина-пласт», газонасыщенности пласта и его мощности. Повышенные газопоказания наблюдаются по истечении времени отставания tот после вскрытия кровли пласта.

Начало аномалии соответствует кровле пласта, а максимум - подошве пласта. После прохождения пласта наблюдается резкое уменьшение газопоказаний, если забойное давление превышает пластовое. При превышении пластового давления над забойным, величина газопоказаний, после прохождения пласта, будет возрастать и газовые аномалии в этом случае характеризуются обычно большой амплитудой и продолжительностью. Поступление пластового газа, как из разбуриваемого пласта, так и из ранее пройденных пластов может привести к значительным газопроявлениям.

К признакам, свидетельствующим об увеличении газообогащения бурового раствора за счет поступления пластового газа, относятся следующие:

- большая длина газовой аномалии, обусловленная вскрытием пласта большой мощности;

- медленное уменьшение или увеличение газопоказаний после прохождения пласта за счет поступления газов из вскрытого пласта (мощ-ность пласта определяется по изменению V и данным анализа шлама);

- постепенное увеличение газопоказаний за счет поступления газа из вышележащих пластов.

При разбуривании зон с аномально-высоким поровым давлением наблюдается увеличение газопоказаний, обусловленное повышением пористос-ти глин и возрастанием, в связи с этим, объема газа, поступающего в буровой раствор. Аномалии данного типа характеризуются постепенным увеличением газопоказаний по мере вхождения в зону с аномально-высоким поровым давлением и установившимися повышенными значениями газопоказаний во время ее прохождения.

Повышение газопоказаний бурового раствора, обусловленное поступле-нием в буровой раствор газа свабирования, возникает при резком подъеме бурильного инструмента над забоем скважины при наращивании, спуско-подъемных операциях, шаблонировке ствола скважины и т.д. (см.рисунок)

При подъеме инструмента величина давления на призабойную часть пласта уменьшается за счет эффекта свабирования (поршневания) и в зависимости от скорости подъема инструмента, его компо-новки и параметров промывочной жидкости может быть достаточна для создания депрессии и вызова притока из пласта, подвергающе-гося влиянию свабирования. Газовые аномалии данного типа обычно характеризуются резким выплеском и быстрым затуханием газопоказаний. Поступление газа в буровой раствор за счет эффекта свабирования может привести к значительному повышению газонасыщенности и даже к выбросу при наличии сальника на бурильном инструменте и резком подъеме инструмента.

Появление газовых аномалий за счет наличия в буровом раство-ре рециркуляционного газа бывает обусловлено плохой очисткой и дегазацией выходящего из скважины раствора, вследствие чего газ, не успевший выделиться в атмосферу, закачивается обратно в сква-жину. Появление аномалий данного типа наблюдается с отставанием на величину полного цикла промывки от момента регистрации преды-дущей газовой аномалии и отличается от нее более выположенной формой амплитуды и более «тяжелым» относительным составом газа.

Газовые аномалии могут быть связаны с поступлением в буровой раствор газа, обусловленного добавками неф-тепродуктов и щелочных химреагентов. Добавки в буровой раствор нефтепродуктов (особенно недегазированной нефти) значительно повышают общий газовый фон и часто ведут к полной потере полезной информации. Распознавание причины аномалии обычно не представляет затруднений, если осуществляется тщательный контроль за вводимыми в буровой раствор добавками.

Д ля получения полной информации и сохранения привязки всех данных по газу в глубинном файле необходимо в конце бурения проконтролировать, чтобы время промывки было достаточным для выхода на устье раствора с забоя.

Для дополнительного контроля за качеством материала рекомендуется раз в сутки печатать или просматривать на экране зарегистрированные данные в масштабе времени и глубины.

СПО (подъем инструмента)

При подъеме необходимо контролировать:

 Скорость инструмента.

 Свабирование / поршневание.

 Долив скважины с составлением карты долива.

При наличии «сифона» или долив скважины больше расчетного, необходимо выяснить причину.

 Наличие затяжек или посадок инструмента.

 После подъема – описать износ долота и записать код отработки долота на диаграмме и в журнале.