Диссертация Г. С. Абрамова. Г. С. Абрамов телеизмерительные системы с электромагнитным каналом связи для точнонаправленного бурения нефтегазовых скважин западной сибири

• Название: Г. С. Абрамов телеизмерительные системы с электромагнитным каналом связи для точнонаправленного бурения нефтегазовых скважин западной сибири
• Анкор: Диссертация Г. С. Абрамова
• Дата: 28.08.2022
• Размер: 0.67 Mb.
• Имя файла: Диссертация Г. С. Абрамова.doc
• Тип: Диссертация; #654688
• страница: 4 из 14

2. Разработка технических требований к телеизмерительным инклинометрическим системам для точнонаправленного бурения нефтегазовых скважин.

2.1. Геолого – технические условия бурения нефтегазовых скважин Западной Сибири.

Необъятные просторы Западной Сибири, в пределах которой открыты уникальные месторождения нефти и газа (Самотлорское, Федоровское, Уренгойское и др.), суровый климат и заболоченность значительных территорий обусловили разбуривание и разработку месторождений с намытых оснований (островов) скважинами кустового бурения с количеством 12-18 скважин в кусте. Удаленность разбуриваемых площадей от жилых благоустроенных поселков и городов, дефицит в квалифицированных кадрах обусловили работу вахтовым способом, сезонную доставку бурового оборудования и аппаратуры. Это предъявляет высокие требования к соблюдению технологии бурения, ее оптимизации и геофизических исследований скважин при их проводке, опробовании и эксплуатации.

Одна из крупнейших нефтегазоносных провинций в мире - Западно-Сибирская - приурочена к одноименной равнине и занимает большую часть её территории. С учетом потенциальных запасов УВ, она по своему рангу относится к мегапровинции [20] (рис. 2).

С запада, с юга и востока она ограничена складчатыми сооружениями Урала, Казахстана и Енисейского кряжа и имеет площадь 2090 тыс.км².; из них 1740 тыс.км² составляют перспективные земли и 350 тыс.км² малоперспективные. В числе перспективных земель 1416 тыс.км² приходится на сушу, 124 тыс.км² - на губы и заливы, 200 тыс.км² - на акваторию Карского моря.

В административном отношении большая часть провинции располагается на территории Тюменской области (1425 тыс.км²); остальная часть приходится на Томскую, Омскую, Новосибирскую, Екатеринбургскую области и Красноярский край.
Мезозойско-кайнозойский чехол Западно-Сибирской плиты представлен чередующимися толщами песчано-алевритовых и глинистых пород различного генезиса. По условиям образования они отвечают трем мегациклам: триас-аптскому, апт-олигоценовому и олигоцен-четвертичному.

Западно-Сибирская провинция приурочена к молодой платформе с гетерогенным фундаментом герцинской консолидации в западной и центральной частях; каледонской - в южной и юго-восточной; байкальской - в северной, восточной и арктической.

Поверхность палеозоя, совпадающая с подошвой мезозойско-кайнозойского чехла, местами резко в виде уступов, а участками плавно погружается от бортов Западно-Сибирской плиты к её центральным и северным районам. В Приобье глубина до этой поверхности равна 2.6-4.0 км; к северу она погружается до 16-18 км (Антипаютинский прогиб), а на Крайнем Севере, в пределах суши (север Ямала и Гыдана), вновь воздымается до 6-8 км .

По мнению исследователей ВНИГРИ, фундамент Западно-Сибирской плиты сложен древними кристаллическими породами, а залегающая на них толща осадков различного генезиса палеозойско-среднетриасового возраста, относится к промежуточному комплексу, мощность которого изменяется от сотен метров до нескольких километров и лишь на вершинах крупнейших структур отсутствует.

В региональном плане по мезозойско-кайнозойскому платформенному чехлу (Т₃ -Q), перекрывающему образования фундамента и промежуточного комплекса, выделяются 3 крупных надпорядковых тектонических элемента - внешний тектонический пояс, Центральная и Северная тектонические области.

Внешний тектонический пояс располагается в краевых частях вдоль бортов плиты, где в западном и южном его звеньях глубина до фундамента, как правило, не превышает 1.5 км. Преобладают незамкнутые и полузамкнутые структуры различных порядков (типа выступов, моноклиналей и структурных поясов). Простирание крупных тектонических элементов пояса в большинстве случаев подчинено ориентировки складчатых структур обрамления.

Центральная тектоническая область с запада, юга и востока примыкает к внешнему тектоническому поясу. Отличительной особенностью Центральной области в южной половине плиты является широкое развитие на её территории (около 40%) крупных положительных структур, для которых наиболее типичны сводовые поднятия (своды), такие, как Красноленинский, Сургутский, Нижневартовский, Каймысовский, Межовский и мегавалы - Демьянский, Александровский, Средневасюганский, Пудинский, Парабельский и другие (рис.2).

Сводовые поднятия по форме изометричны, площадь их изменяется от 5-7 до 23 тыс.км². Мегавалы имеют, в основном, примерно такую же площадь. Амплитуда по поверхности фундамента крупных положительных структур достигает 400-600 м, уменьшаясь вверх по разрезу (по отложениям верхнего мела и палеогена) примерно в 10 раз. Структуры всех порядков на территории Центральной области консидементационные. Их заложение происходило на стадиях раннего развития осадочного чехла, в ранне-среднеюрскую эпохи, а наиболее интенсивный рост был у различных структур в разное время.

Разрывные нарушения зафиксированы сейсморазведкой только на отдельных локальных поднятиях. Амплитуда нарушений не превышает 20-40 метров.

В Северной тектонической области, охватывающей всю северную половину плиты, зафиксированы наиболее резкие изменения глубин до фундамента (от первых единиц км до 14-16 км). Для неё характерны крупные линейные структуры типа мегавалов (Нурминский, Медвежий, Ямбургский, Уренгойский и др.), валов и прогибов преимущественно субмеридионального, а также северо-западного и северо-восточного направлений. Под отложениями осадочного чехла в этой области предполагается широкое развитие палеозойско-нижнетриасовой промежуточной толщи вулканогенно-эффузивного и карбонатно-терригенного состава, достигающей мощности 6.0 км (Пурский прогиб).

Размеры мегавалов составляют по короткой оси 30-45 км, по длинной оси - от 250 до 520 км, а площадь их обычно изменяется от 8 до 20 тыс.км². Амплитуды крупных структур, как положительных, так и отрицательных, колеблются от 1.0 до 1.5 км.

Некоторые структуры (Русский вал) осложнены разрывными нарушениями, амплитуда смещения по которым достигает 200-300 м; нарушения прослеживаются вверх по разрезу вплоть до сеноманских и туронских отложений.

В северной области все известные структуры — унаследованные. Основные зоны поднятий и прогибаний оформились, вероятно, в конце триаса и продолжали развиваться в юрский и меловой периоды и начале палеогена. Описываемые структуры отличаются существенно от структур Центральной области активным ростом в новейший тектонический этап. Амплитуды многих поднятий увеличились за послесеноманский этап формирования более чем на 30%.

В мезозойско-кайнозойском осадочном чехле выделены две региональные покрышки: верхняя - мел-палеогеновая и нижняя - юрско-нижнемеловая. Эти покрышки делят осадочный чехол на два нефтегазоносных надкомплекса - юрский и меловой. В последнем содержатся две субрегиональные покрышки - альбская и аптская, под которыми выделяются два проницаемых комплекса - неокомский и аптский. Между аптской и турон-палеогеновой покрышкой расположен апт-сеноманский проницаемый комплекс.

Апт-сеноманский проницаемый комплекс характеризуется ступенчатым строением и резко изменяющейся мощностью от 100 до 1600 м. Мощность его увеличивается в западном направлении за счет раскрытия нижележащих покрышек. Глубина кровли комплекса изменяется от 100 м на западе до 1300-1500 м на севере. В зоне развития залежей она составляет 600-1100 м. Относительное содержание проницаемых пород в комплексе увеличивается в западном направлении от 40 до 80%. Увеличение процента песчанистости сопровождается улучшением коллекторских свойств. Пористость песчаников достигает 20-30%, проницаемость - 2 мкм².

Покрышкой служит мощная (500-800 м) толща глин турон-палеогенового возраста. Покрышка становится ненадежной при средней её мощности 100 м на западе и 40-50 м на севере и северо-востоке. В апт-сеноманском комплексе сконцентрированы большие запасы газа. Гигантские залежи открыты в кровле комплекса, в сеномане. Это — Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Заполярное и другие месторождения.

На крупных — Русском, Тазовском, Северо-Комсомольском и Вань-Еганском месторождениях выявлены промышленные нефтяные оторочки; на Ай-Яунском — нефтяная залежь; на Русском месторождении — значительное скопление нефти. Газ сухой, метановый. Нефть тяжелая (0.834-0.966 г/см³), высоковязкая. Серы в нефти содержится от 0.13 до 1.54%, её содержание снижается к центру провинции и в северном направлении.

Практически все запасы газа сосредоточены в северных и арктических областях, при этом 55% запасов газа в этом комплексе приурочено к Ямальской и Надым-Пурской НГО и 70% нефти к Пур-Тазовской НГО.

Неокомский комплекс является основным продуктивным нефтеносным объектом Западной Сибири. Комплекс развит на всей территории Западной Сибири. С одной стороны, его распространение ограничивается полной глинизацией нижнемеловых отложений, с другой — существенным опесчаниванием этих отложений, что приводит к отсутствию надежных экранирующих толщ.

Стратиграфический объём комплекса представлен породами от верхнетриасового до нижнеаптского возраста, которые входят в состав ачимовской, вартовской, алымской и мегионской свит.

На значительной территории отложения неокома перекрываются региональной покрышкой нижнеаптского возраста, которая выделяется в алымскую свиту. Мощнотсь глинистой покрышки изменяется от 10-20 до 100-160 м.

Глубина залегания кровли комплекса изменяется существенно даже в пределах одной НГО. Так, на западе и юге провинции интервал залегания кровли колеблется в пределах 1000-2300 м, в центральной части — 1500-2200 м, в северной — 1700-3000 м. Комплекс имеет двучленное строение, разделяясь на осложненную (нижнюю) и неосложненную (верхнюю) части. Осложненную часть образуют пласты барриас-готеривского возраста, которые последовательно от нижних к верхним замещаются глинами при движении с востока на запад. Покрышки над ними последовательно раскрываются при движении с запада на восток. За счет этого над нижними пластами мощность единой проницаемой толщи (неосложненной части), экранируемой непосредственно аптской субрегиональной покрышкой, в восточном направлении возрастает.

Пористость проницаемых пород изменяется от 14 до 24%. В неокомском комплексе открыто более 600 залежей нефти и газа с явным преобладанием нефтяных. Подавляющее большинство нефтяных залежей открыто в Среднеобской НГО; нефтегазоконденсатных — в Надым-Пурской, Пур-Тазовской НГО; газовых и газоконденсатных — в Ямальской и Гыданской НГО. По типу ловушек залежи неокома, в основном, являются структурными, пластово-сводовыми, реже массивными. В последние годы открыто большое количество залежей УВ в ловушках неантиклинального типа, которые являются объектом пристального внимания и изучения.

В юрском нефтегазоносном комплексе выделяется баженовский, васюганский и нижнесреднеюрский проницаемые комплексы, разделенные субрегиональными покрышками.

В баженовском комплексе сосредоточено нефти приблизительно 8% от общего потенциала Западной Сибири. Слагающие его битуминозные глины залегают на глубинах от 1000-1200 м на западе провинции, до 3000-3500 м в центральных и северных районах. Мощность их изменяется от 10-15 м до 100-120 м и в среднем составляет 35 м. Общий объем битуминозных пород подсчитан в размере 35 тыс.км³.

Васюганский комплекс развит в пределах Средне-Обской НГО, в южной и центральной частях Надым-Пурской и практически повсеместно в пределах Пур-Тазовской НГО.

Коллекторы васюганского комплекса имеют кварц-полевошпатовый состав. Пористость коллекторов меняется в пределах от 15 до 19%, проницаемость — от 0 до 0.2-0.4 мкм². В комплексе открыто более 180 нефтяных, 10 нефтегазоконденсатных и 20 газоконденсатных залежей. Плотность потенциальных ресурсов УВ на участках открытия залежей изменяется от 50 до 100 тыс.т/км².

Нижнесреднеюрский комплекс выделяется практически на всей территории провинции. Глубина залегания кровли комплекса составляет 1-2.5 км на западе провинции; 2.5-3.5 км на востоке и в Среднем Приобье, а в остальных впадинах севера Западной Сибири достигает 4-4.5 км. Мощность комплекса изменяется от нескольких метров до 1.5 км.

В верхнетриас-нижнесреднеюрском комплексе сосредоточено: нефти — 24.5%, газа — 33.2% общего потенциала Западной Сибири.

В палеозойских отложениях месторождения нефти и газа открыты пока, в основном, в юго-восточных частях плиты; единичные — в Ямальской, Фроловской и Среднеобской НГО. По типу залежи относятся к пластовым и массивным, как правило тектонически, литологически или стратиграфически экранированным.

В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выделено 11 нефтегазоносных областей: Ямальская, Гыданская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Приуральская, Фроловская, Среднеобская, Каймысовская, Васюганская, Пайдугинская и акваториальная - Южно--Карская. Всего открыто к концу 1992 года 500 месторождений нефти и газа, причем 2 уникальных газоконденсатных месторождения - Русановское и Ленинградское (описание этих недавно открытых месторождений в имеющейся литературе отсутствует) на акваториальном продолжении Западно-Сибирской провинции.

В пределах южной половины провинции преобладают нефтяные и нефтегазовые месторождения, в пределах северной — газовые и газоконденсатные.

В Среднеобской НГО большая часть потенциальных ресурсов нефти — 55% — сосредоточены в неокомском продуктивном комплексе; в Надым-Пурской НГО наибольшими потенциальными ресурсами нефти — 45.6% — обладает неокомский комплекс, 18% приходится на ачимовскую толщу, 10% — на верхнеюрский комплекс и 18.6% — на среднеюрский; в Пур-Тазовской НГО потенциальные ресурсы жидких УВ почти равны ресурсам газа; в Ямальской НГО, в преимущественно газоносных сеноманских отложениях, выявлено 53% потенциальных ресурсов газа, в аптских — 62% потенциальных ресурсов нефти, в юрских — 9% газа и 13% нефти.

Поиски новых месторождений нефти и газа в Западно-Сибирской провинции связываются, в основном, с ловушками неантиклинального типа в ачимовской толще и с глубоко залегающими юрскими и триасовыми отложениями северной части Западной Сибири.

Всего на 1.01.1994 года в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, включая и акваториальную её часть, числятся 29 уникальных месторождений - нефтяных, нефтегазоконденсатных, газоконденсатных и газовых. Два из них — Русановское и Ленинградское открытые в 90-х годах находятся на акватории Карского моря.

Продуктивные пласты залегают на глубине от 1100 м до 2700 – 2900 м и более сложенные, как правило, терригенными отложениями, мощность которых колеблется от единиц до нескольких десятков, а порой и сотен метров. На месторождениях, находящихся в эксплуатации, продуктивные пласты подпираются, как правило, водонасыщенными пластами. Пластовые давления достигают 25,0-30,0 МПа, температура в продуктивных пластах – до 110°, в основном до 60С.

Конструкция и последовательность бурения скважин такова. Бурение под кондуктор на глубину 200-300 м производится долотом диаметром 300 мм, затем спускают кондуктор и цементируют его. Бурение долотом 215,9 мм вертикального ствола производится до глубин 2-3 км в зависимости от места расположения куста и выбранной сети разбуривания скважин по проекту разработки [27, 36].

В процессе проводки скважины после очередного долбления и подъема бурового инструмента выполняются геофизические исследования аппаратурой. спускаемой на каротажном кабеле (рис. 3).

Бурение наклонного участка, вход в продуктивный горизонт вертикальным стволом или вскрытием продуктивного пласта наклонным и горизонтальным участком определяется геолого – техническим нарядом. По

завершению этого этапа работы выполняется окончательный каротаж. Спуск технической колонны и цементирование ствола, контроль качества цементирования — обязателен [31].

Для оптимизации режима бурения скважин, контроля режима работы долота, параметров бурового раствора, предотвращения аварийных ситуаций, включая выбросы газа или фонтанов нефти, как правило, в составе буровой функционирует станция геолого–технологического контроля. Так как геологический разрез сложен осадочными породами, буримость горных пород изменяется в диапазоне от 1 до 9 (категории 1-12), при твердости от 10 до 400-500 кГц/мм².

Промывка скважины и нормальный режим работы забойных двигателей обеспечивается одним или двумя буровыми насосами с производительностью до 60 л/с. Температура на забое скважин достигает 90-96С. Следует отметить, что в процессе бурения за счет охлаждения глубинного прибора потоком проходящей мимо прибора промывочной жидкости, температура окружающей среды на 25-30С ниже температуры вскрываемого пласта.

Давление на забое зависит от плотности бурового раствора и глубины бурящихся скважин Западной Сибири в пределах 2,8-3,6 км колеблется от 45 до 60 МПа.

Применяемые буровые растворы, несмотря на их очистку, содержат значительное количество абразивного материала (до 10-15%), что вызывает существенный износ лопастей турбобура, разрушает детали крепления буровых долот и поверхности забойных систем.

Исходя из геолого–технических условий бурения скважин на месторождениях нефти и газа Западной Сибири скважинная аппаратура телесистем должна надежно работать до температур 70-85С (снижение температуры окружающей среды за счет прокачки бурового раствора позволяет облегчить температурный режим работы скважинной аппаратуры).

При глубинах бурения скважин до 3.0 км при плотности бурового раствора до 2.0 г/см³ гидростатическое давление на скважинный прибор не будет превышать 60.0 МПа. При глубине скважин до 5.0 км гидростатическое давление на корпус скважинного аппаратурного контейнера может достигать 100.0 МПа (при плотности бурового раствора –2 г/см³).

Скважинная аппаратура должна быть частью буровой колонны и по физико–механическим (прочностным) свойствам иметь параметры, не ухудшающие параметры бурового оборудования, должна надежно работать с растворами с содержанием песка (до10-15%) при расходах от 15 до 60 л/с. Учитывая, что давление в линии достигает ___ МПа, это создает дополнительное давление на скважинную аппаратуру, его надо прибавить к гидростатическому. Таким образом, общее давление на корпус прибора составляет 66 МПа при глубине скважин 3 км и 106 МПа при глубине 5 км.

Особое внимание необходимо уделить условиям работы скважинного прибора телесистем в условиях бурения. Как показали исследования вибрационных и ударных перегрузок, действующих на скважинную аппаратуру 62, 87 отраженных в ГОСТ на аппаратуру, работающую в процессе бурения (режим МС4), уровень вибраций достигает 30-40 g в диапазоне 2-80.0 Гц и более. Ударные перегрузки составляют 30-60 g (до 150 g) при длительности воздействия до 6-12,5 мс и частоты ударов от 10 до 50 в минуту.

При турбинном бурении уровень вибраций значительно меньше, чем при роторном бурении. При этом частотный спектр продольных колебаний определяется режимом работы долота. Основная частота вибраций определяется скоростью вращения долота. При турбинном бурении при оборотах вала 1000-1200 оборотов в минуту составляет 17-20 Гц, увеличиваясь при холостых оборотах до 33 Гц и уменьшается при нагрузке долота до 5 Гц. При бурении винтовыми забойными двигателями режим вибраций несколько иной. Так как скорость вращения вала ВЗД составляет, как правило, 75  250-300 оборотов в минуту (см. таблицу ) максимум уровня (амплитуд) вибраций лежит в диапазоне 1,3-5 Гц с уменьшением уровня с увеличением частоты.

Более высокочастотные колебания обусловлены вращением шарошек и комбинаций частот вращающихся элементов.

Поперечные вибрации более низкочастотны и обусловлены закручиванием колонны под действием забойного двигателя и сколом горных пород.

Исследованы перегрузки от вибраций на забое при бурении горизонтальных стволов укороченными винтовыми гидравлическими двигателями, что безусловно являлось сдерживающим фактором при разработке надежных забойных навигационных систем. Такие исследования были выполнены в компании "Геоэлектроника сервис", г. Тверь 52. Анализ этих материалов показывает, что статистические характеристики вибраций при бурении горизонтальных скважин укороченными винтовыми двигателями, спектральный состав колебаний имеют достаточно широкий диапазон и практически не отличаются от подобных характеристик, полученных при турбинном бурении наклонно – направленных скважин.

Измерения вибрационных перегрузок проводилось в нескольких горизонтальных скважинах Оренбуржья и одной скважине Западной Сибири ("Сургутнефтегаз") автономным вибрографом, в качестве первичного преобразователя применяли пьезоэлектрический акселерометр.

Таблица 3

Частота вибраций при бурении забойными гидравлическими двигателями

Число выступов и впадин забоя, m	Тип долота и число оборотов
	Д1-170 100-150 об/мин	ТР2Ш-195 300-350 об/мин	ЗСТСЕ-172 ЗТС-56-195 600-1200 об/мин
	Частота вибраций f·gmax, Гц
0	1.66-2.5	5-5.83	10-20
3	5-7.5	15-17.5	30-60
6	10-15	30-35	60-120
9	15-22.6	45-52.5	90-180
12	20-30	60-70	120-240

Перед использованием виброграф калибровался на специальном стенде и устанавливался непосредственно над винтовым (объемным) двигателем. Режимы бурения менялись в широких пределах. Оценивались максимальные амплитуды продольных, поперечных и крутильных колебаний. Все измерения при бурении укороченным объемным двигателем позволяют сделать ряд выводов. Во-первых, фактически полученные перегрузки ниже ожидаемых. Перегрузки на долоте, работающем в горизонтальном стволе, меньше, чем перегрузки при бурении наклонно – направленных скважин ротором или турбобуром. Так как виброграф располагался над шпинделем винтового двигателя с точкой записи, удаленной от долота на 6-7 м, можно предположить, что перегрузки на самом долоте значительно выше измеренных. Значения продольных перегрузок при бурении горизонтальных участков адекватны поперечным перегрузкам, причем спектр колебаний существенных аномалий не имеет, что объясняется спецификой контакта долота с породой в ГС. Спектр продольных и поперечных колебаний имеет максимум на частотах 15-26 Гц. Редко встречаются участки с пиками на более высоких частотах (120 Гц и более), что соответствует зубцовым колебаниям в породах большой твердости. При бурении ГС с постоянными режимами средние значения ускорений почти не изменяются в течении длительного времени (таблица 3).

Анализ полученных виброграмм показывает, что корреляционная связь между отдельными участками и различными скважинами (и для одной и той же скважины) очень слаба, коэффициент корреляции не превышает 0.4, но низкий уровень продольных и поперечных ускорений, а также их средние значения (оценка математических ожиданий) позволяют сделать несколько очень важных для выбора конструкции системы выводов:

- уровень вибрационных перегрузок при бурении горизонтального участка ствола скважины значительно ниже ожидаемых значений;

- уровень крутильных перегрузок достаточно высок и это обстоятельство обуславливает дополнительные требования к материалу для изготовления корпусных деталей.

Результаты этих исследований обусловили ряд технических требований к забойным телеметрическим системам.

Для обеспечения режима работы электронных схем необходимо применять защиту блоков от вибраций и ударов.

Учитывая, что скважинная аппаратура прибывает на забое и подвержена влияния протекающей промывочной жидкости с _с от 0,05 до 10 Омм, необходимо предусмотреть при конструировании электрических разделителей устройств ввода сигнала передатчика в канал связи стабильность их электроизоляционных характеристик.

Конструкция скважинной аппаратуры телесистем не должна создавать значительных потерь давления на участке размещения аппаратуры. Перепад давления не должен превышать 0,2-0,5 МПа.

Совершенно очевидно, что для отработки конструкции скважинной аппаратуры телесистем, стендовые испытания должны включать климатические, вибрационные в т.ч. транспортные, механические, гидравлические испытания.

Условия эксплуатации для наземной аппаратуры значительно легче по температурному и вибрационному режиму, поэтому требования к режиму ее работы обусловлены лишь надежностью работы в условиях длительной эксплуатации на буровых.