Статья 23. Аппаратурно-программный комплекс для оперативного контроля параметров промывочной жидкости в закрытой циркуляционной системе при колтюбинговом бурении

Главная: Статьи : Статья 23

Освещены вопросы информационного обеспечения процесса бурения с использованием колтюбинга. Описаны преимущества колтюбинговых технологий, работа циркуляционной системы колтюбинговой установки и необходимость непрерывного контроля основных параметров промывочной жидкости, аппаратурно-программный комплекс оперативного контроля параметров промывочной жидкости в закрытой циркуляционной системе при вскрытии продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин в условиях депрессии на продуктивный пласт.

Одним из перспективных направлений нефтегазодобычи являются технологии, связанные с использованием длинномерных безмуфтовых гибких труб – колтюбинга («труба, свёрнутая в клубок» - Coiled Tubing). Они применяются при капитальном ремонте скважин, а также при обустройстве промыслов и бурении на депрессии или на равновесии.

Колтюбинговое бурение эффективно при проводке горизонтальных скважин, кроме того бурение гибкими трубами дополнительных стволов из колонны старой скважины на истощенных месторождениях позволяет повысить извлечение нефти. Технология удешевляет стоимость бурения горизонтальных стволов, а также позволяет обойтись без глушения скважин, обеспечивает экологическую безопасность.

Особенно перспективно применение колтюбинговых технологий при вскрытии продуктивных пластов и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин в условиях депрессии на продуктивный пласт.

Для бурения в условиях депрессии используются несколько типов ПЖ, в том числе облегченные растворы на нефтяной основе, необходимая плотность которых достигается аэрацией инертным газом (азотом).

Бурение осуществляется с применением закрытой циркуляционной системы, функционирующей следующим образом.

Промывочная жидкость из скважины через блок дросселирования, позволяющий регулировать давление на устье скважины, и пробоотборник поступает в гидроциклон (рис. 1). Здесь она освобождается от твердой фазы. После очистки ПЖ попадает в сепаратор, в котором происходит разделение жидкости и газа. Газ уходит на факельную линию или на рассеивание в атмосферу, а жидкость сливается в приемную емкость. Искусственная поддержка давления в системе от 0,1 до 0,3 МПа, обеспечивает последующую подачу раствора на вход бурового насоса.

Рис. 1. Схема размещения датчиков

Приготовление бурового раствора производится в компенсационной емкости, откуда он перекачивается в приемную емкость или на прием бурового насоса.

Аэрация промывочной жидкости осуществляется путем подачи азота в раствор азотным компрессором через газожидкостной инжектор, установленный на напорной линии бурового насоса.

Бурение на депрессии требует точного соблюдения технологии бурения, а также непрерывного контроля основных параметров промывочной жидкости на входе и на выходе из скважины. Существующие методы и средства ГТИ малопригодны для этих целей из-за существенного отличия колтюбинговой установки от стандартных буровых станков и разницы в технологии бурения. Поэтому специалистами лаборатории по заказу АНК «Башнефть» был разработан аппаратурно-программный комплекс оперативного контроля параметров промывочной жидкости в закрытой циркуляционной системе при колтюбинговом бурении.

Комплекс контролирует следующие параметры (рис. 1):

• на входе в скважину – расход, плотность, давление, температуру. Для контроля расхода азота в нагнетательной линии азотной установки монтируется газовый расходомер, измеряются давление, температура;

• на выходе из скважины – расход, плотность, температуру, электропроводность, давление;

• на приёмной ёмкости – уровень, давление, раздел фаз нефти и воды;

• на компенсационной ёмкости – уровень;

• на сепараторе – расход азота на выходе, давление, температуру, концентрацию углеводородных газов.

На входе и выходе скважины датчики объединены в отдельные блоки манифольда, что обеспечивает быстрый монтаж в линии высокого и низкого давлений.

Сигналы с датчиков через модули коммутации поступают на устройство сбора информации, а затем через СОМ-порт - на компьютер оператора.

Установленное на компьютере программное обеспечение (ПО) позволяет в реальном времени:

• принимать данные с датчиков;
• обрабатывать данные;
• визуализировать данные;
• производить расчёт параметров, участвующих в контроле за процессом бурения, и оповещать оператора о возможных аварийных ситуациях;
• просчитывать в реальном времени математическую модель процесса бурения и оповещать оператора об отклонении от расчётной модели;
• сохранять полученные (прямые и расчётные) данные в базе данных реального времени;
• дублировать информацию на другом компьютере посредством сети. Этот режим необходим в том случае, когда работа системы происходит на нескольких компьютерах;
• принимать данные с других аппаратно-программных средств, задействованных в информационной системе по контролю и управлению процессом бурения;
• передавать регистрируемые данные другим контрольно-измерительным системам;
• взаимодействовать с единой системой контроля и записи, которая позволяет централизованно контролировать процесс бурения и вести журнал работы.

В режиме off-line ПО позволяет осуществлять:

• ввод информации по скважине;
• ввод информации по разрезу;
• диалоговую работу с оператором, которая позволяет моделировать процесс путём ввода тестовых данных;
• просматривать данные из базы реального времени;
• производить распечатку данных в виде графиков в масштабе времени.

Визуализация данных на мониторе компьютера осуществляется в многооконном режиме. Основным рабочим экраном является вывод данных в графическом режиме (рис. 2).

Рис. 2. Графическое отображение данных бурения (данные работы колтюбинговой установки на месторождении Югомашевское, скв. 5224)

Часть данных оператор может наблюдать на экране с мнемосхемой (рис. 3).

Рис. 3. Мнемосхема процесса бурения на депрессии

Оператор визуально наблюдает за процессом бурения по стрелочным индикаторам. Данный режим вывода является наиболее наглядным и удобен для восприятия.

Использование данного аппаратно-программного комплекса в процессе колтюбингового бурения показало высокую эффективность и надежность оборудования, а опыт, приобретенный в процессе его эксплуатации, позволил усовершенствовать систему контроля параметров ПЖ, обновить алгоритмы и методы решения задач оперативного контроля для данной технологии бурения.

В настоящее время проводятся модернизация комплекса, замена некоторых датчиков на более совершенные для условий колтюбингового бурения, установка дополнительных датчиков.

Датчик плотности, работающий на изотопном источнике гамма-излучения ²⁴¹Am (Америций-241), заменен на датчик, использующий в качестве источника спектрометрический гамма-источник ²²Na. Данный тип источника не подпадает под регламентацию «Норм радиационной безопасности» НРБ-99, не требует наличия у оператора специального допуска к работе, использования специального оборудования при работе с источником и т.п.

Одним из самых важных параметров при бурении на депрессии является расход ПЖ на входе и на выходе из скважины. В первоначальном варианте на входе в скважину в нагнетательной линии высокого давления расход бурового раствора и азота контролировался по отдельности, до газожидкостного инжектора с помощью турбинных расходомеров производства фирмы «Barton». На выходе из скважины использовался аналогичный турбинный расходомер и расход газожидкостной смеси контролировался до сепаратора в перемешанном состоянии. В модернизированном варианте от турбинных расходомеров на жидкую фазу пришлось отказаться, так как они не выдерживали гидроудара в момент включения буровых насосов и быстро выходили из строя. Поэтому для измерения расхода жидкой фазы ПЖ как на входе, так и на выходе турбинные расходомеры были заменены на накладные ультразвуковые датчики, работающие на эффекте Допплера. Они не требуют врезки в манифольд, что облегчает монтаж и демонтаж оборудования при переезде колтюбинговой установки, и более надежны в работе.

На линию компрессор - насос включен турбинный датчик расхода азота фирмы «Barton», а также датчики давления и температуры, необходимые для наиболее точного определения расхода азота. В факельную линию также включены датчики расхода азота на выходе, давления и температуры. Датчики уровня в приемной и компенсационной емкостях претерпели конструкционные изменения. При разработке датчиков были учтены особенности габаритных параметров емкостей и среды измерения.

Таким образом, с помощью данного аппаратно-программного комплекса можно контролировать и своевременно корректировать параметры ПЖ, повышая тем самым эффективность бурения нефтяных и газовых скважин путем комплексного информационного обеспечения процесса вскрытия продуктивных пластов на депрессии.

1. Особенности геолого-технологического контроля проводки скважин на депрессии с применением колтюбинговой технологии / Н.З. Гибадуллин, М.Г. Лугуманов, И.И. Иконников // НТВ "Каротажник". 2003.Вып. 102.

2. Лугуманов М.Г., Ахметшин Р.М., Булгаков А.А. Аппаратурно-программный комплекс для оперативного контроля и управления режимом проводки скважин при колтюбинговом бурении // Тезисы докладов научного симпозиума «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности». Уфа, 2003. С. 56-57.

НТВ "Каротажник". 2005. Вып. 10-11,  с. 73-79

! Посмотрите снимки колтюбинговой буровой в рубрике буровых пейзажей.

Статьи по теме:

• Особенности геолого-технологического контроля проводки скважин на депрессии с применением колтюбинговой технологии

Словарь терминов: Скважина, Бурение скважины, ГТИ

Copyright © 2000-2009    ООО "Геотехсервис"
Последняя модификация: октября 08, 2008  geotekhservist@mail.ru