НИР ГНВП. Нир гнвп. Отчет по научноисследовательской работе магистранта направления 21. 04. 01 Нефтегазовое дело по программе
 Скачать 0.79 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКО ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин» ОТЧЕТ по научно-исследовательской работе магистранта направления 21.04.01 Нефтегазовое дело по программе . . наименование программы . наименование учреждения, места прохождения НИР Совершенствование технических мероприятий по предупреждению ГНВП при строительстве нефтяных скважин Магистрант группы __________ / ___________________ / _____________ наим. группы, Ф.И.О подпись, дата Научный руководитель _________________ / ____________ / _____________ должность, степень, звание Ф.И.О подпись, дата Руководитель магистерской программы________________ / ____________ / _____________ должность, степень, звание Ф.И.О подпись, дата Тюмень 2020г. РАБОЧИЙ ПЛАН МАГИСТРАНТА по научно-исследовательской работенаправления 21.04.01 Нефтегазовое дело по программе . наименование программы
Магистрант группы __________ / ___________________ / _____________ наим. группы, Ф.И.О подпись, дата Научный руководитель _________________ / ____________ / _____________ должность, степень, звание Ф.И.О подпись, дата Руководитель магистерской программы ________________ / ____________ / _____________ должность, степень, звание Ф.И.О подпись, дата График исследования
Магистрант группы __________ / ___________________ / _____________ наим. группы, Ф.И.О подпись, дата Научный руководитель _________________ / ____________ / _____________ должность, степень, звание Ф.И.О подпись, дата Согласованно: Руководитель магистерской программы________________ / ____________ / _____________ должность, степень, звание Ф.И.О подпись, дата Отзыв научного руководителя о результатах прохождения научно-исследовательской работы магистранта___________________________________________________ Ф.И.О обучающегося по направлению 21.04.01 «Нефтегазовое дело» по программе __________________________________________________________________ __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ «___» ____________20___г Научный руководитель _________________ / ____________ / _____________ должность, степень, звание Ф.И.О подпись, дата Содержание
Введение ГНВП (газонефтеводопроявления) представляют собой проникновение одновременно нефтяного флюида и газа через колонны внутрь скважины или во внешнее заколонное пространство. ГНВП является достаточно серьёзным типом проблем, которые могут возникать при бурении и требующий немедленного устранения. Наиболее вероятное возникновение газоводонефтепроявления при высоких пластовых давления вследствие значительного заглубления забоя, а также при недостаточной квалификации бурильщиков или ремонтников. Особую опасность Газонефтеводопроявления, как осложнения технологических процессов строительства и ремонта скважин, представляют из-за возможности их трансформации (перехода) в открытые фонтаны - один из самых тяжелых видов аварий, которые наносят огромный материальный ущерб и создают опасность для жизни людей и окружающей среды, сравнимый с экологическими катастрофами. Ежегодные затраты времени на ликвидацию явления ГНВП по предприятиям нефтегазовой промышленности составляют сотни тысяч часов. Это направление продолжает испытывать трудности, связанные со значительным удельным весом непроизводительных затрат материально-технических ресурсов и времени. Особенно велик их удельный вес в осложненных условиях и составляют свыше 10 %, а в наиболее осложненных условиях 25 – 30 % от общих затрат. Повышение эффективности борьбы с ГНВП при строительстве скважин является весьма актуальной задачей. 1. Горно-геологические и технико-технологические факторы, обусловливающие возникновение ГНВП при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин Под физическими условиями возникновения ГНВП понимается наличие в скважине (как правило, в зоне открытого ствола) геологических или технологических факторов, которые потенциально могут вызвать непредусмотренное технологией работ и неуправляемое поступление пластового флюида в ствол скважины в процессе ее сооружения, эксплуатации или ремонта. Под ГНВП, как физическим явлением, понимается перенос пластовых флюидов из пород, слагающих разрез, в буровой раствор, заполняющий пространство скважины. Открытый фонтан это последняя стадия развития ГНВП, когда пластовый флюид, поступающий из проявляющего пласта, полностью вытесняет буровой раствор из скважины и беспрепятственно изливается на поверхность. Пластовые жидкости и газы могут поступать в скважину только из проницаемых пород, насыщенных соответствующим флюидом. Поэтому можно, безусловно констатировать, что горно-геологическим фактором возникновения ГНВП и открытых фонтанов является наличие по разрезу геологических объектов (пластов), характеризующихся различного рода проницаемостью, и насыщенных пластовым флюидом. Первостепенное значение имеет наличие пластового флюида. Это значит, что насыщенность объекта потенциального проявления жидкостью или газом является необходимой при отнесении его к объекту потенциальной опасности возникновения ГНВП, но не достаточной. Только совместное событие - наличие пластовых флюидов и проницаемость пласта - позволяет считать этот пласт фактором потенциального возникновения проявлений. Каждый конкретный геологический объект, потенциально предрасположенный к возникновению ГНВП, по-разному воспринимается технологическими службами с позиций опасности возникновения подобных осложнений и аварий. Это восприятие зависит, во-первых, от способности предотвратить возможное ГНВП, а, во-вторых, от степени опасности последствий от ГНВП для обслуживающего персонала и окружающей среды. В свою очередь, возможность предотвращения ГНВП, а также степень опасности последствий от их возникновения определяется геолого-физическими характеристиками флюидо содержащих пластов и свойствами пластовых флюидов. Каждая скважина (на стадии строительства, эксплуатации или при ремонте) представляет собой технико-технологический объект, с определенной технической оснащенностью и номенклатурой технологических действий. Технические средства, как фактор возникновения ГНВП, можно разделить на три основные группы: 1. Технические средства, не связанные напрямую с предупреждением возникновения и ликвидации ГНВП, режимы работы которых (особенно неисправности или выходы из строя) являются источником возникновения ГНВП. В качестве примера можно привести следующие технические средства: буровые насосы и элементы циркуляционной системы (устройства очистки и дегазации); система долива бурового раствора при СПО; механизмы спуска и подъема бурильных труб; элементы фонтанной арматуры; подземное оборудование для ремонта и эксплуатации; элементы технологической оснастки бурильных и обсадных колонн и т.д. 2. Технические средства, устанавливаемые на скважинах для обеспечения фонтанной безопасности проведения технологически предусмотренных работ. Примером тому являются все виды противовыбросового оборудования и дополнительные элементы устьевой оснастки скважин при их бурении, эксплуатации и ремонте. 3. Контрольно-измерительные приборы и аппаратура, предназначенные для своевременного обнаружения признаков газонефтеводопроявлений. Выход из строя или неисправности технических средств каждой из вышеперечисленных групп если и не приводит непосредственно к возникновению ГНВП то, во всяком случае, способствует увеличению опасности (риска) возникновения этих осложнений или аварий. Технология проведения работ при строительстве, эксплуатации или ремонте скважин должна планироваться и реализовываться таким образом, чтобы исключить возможность возникновения любых осложнений или аварийных ситуаций, в том числе, связанных с ГНВП и открытым фонтанированием. Однако на практике вступают в силу различного рода противодействующие обстоятельства: неверный выбор режимно-технологических параметров из-за недостаточности информации о горно-геологических условиях бурения, ошибочные действия исполнителей работ, принятие непродуманных инженерно-технологических решений, невыполнение технологических требований и предписаний исполнителями работ, в результате чего может сложиться ситуация, когда эти, упомянутые выше, факторы технологического характера приведут к возникновению ГНВП. Можно сказать, что реализация технологических операций при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин, как фактор воздействия на состояние геолого-технического объекта (скважины), несет в себе опасность создания таких условий, при которых возможно возникновение ГНВП и даже открытых фонтанов. Таким образом, из всего вышеизложенного следует сделать вывод о том, что при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин основными факторами, от которых зависит потенциальная возможность возникновения газонефтеводопроявлений являются: - горно-геологические факторы; - технические факторы; - технологические факторы. Очевидно, что только совместное влияние этих факторов определяет уровень опасности возникновения ГНВП в каждом конкретном случае при определении аварийной обстановки. В зависимости от сочетания характеристик этих факторов можно судить о потенциальной осложненности проведения процессов строительства, эксплуатации и ремонта скважин. Иными словами, в каждом конкретном случае можно оценить уровень опасности возникновения аварийной ситуации. Такая оценка состоит в анализе, характеристик горно-геологических, технических и технологических факторов, от которых зависят условия поступления флюидов из пласта в ствол скважины. Основными характеристиками пластов, которые определяют возможность и интенсивность поступления содержащихся в них флюидов в ствол скважины (ГНВП) являются: - пластовое давление; - пористость; - проницаемость; - упругоемкость (сжимаемость); - фильтрационные постоянные (коэффициенты проницаемости и пьезопроводности); - температура. Перечисленные выше параметры не охватывают всей гаммы геофизических свойств пластов горных пород, но позволяют достаточно полно оценить пласт с позиции проявления ГНВП. Таким образом планирование и реализация технологических операций строительства скважин без учета геолого-физических характеристик пластов может привести к возникновению ГНВП и стать причиной серьезных аварий. 2. Строительство горизонтальных скважин в зонах АВПД Одним из самых современных проектов по добыче, сжижению и поставкам природного газа является проект Ямал СПГ, источником углеводородов (УВ) для которого служит Южно-Тамбейское месторождение. В 2018 г. на проекте была пробурена глубокая скважина в условиях АВПД, на примере которой рассмотрим основные мероприятия по предупреждению ГНВП Основанием для начала подготовки к бурению глубокой скважины с горизонтальным окончанием являлись планы по доразведке юрских отложений, залегающих в интервале глубин 3450 – 3850 м, с целью ввода их в добычу после выработки запасов газового конденсата по вышезалегающим пластам. Несмотря на накопленный опыт, полученный при бурении основного фонда скважин, процесс планирования горизонтальной скважины в зоне АВПД требовал пошагового рассмотрения, так как помимо более высоких капитальных затрат возникали новые технологические сложности, в том числе вырастал риск аварийных ситуаций. Не исключено было и возникновение газонефтеводопроявлений (ГНВП) в зонах аномально-высоких пластовых давлений в отложениях юрского возраста. Проектирование эксплуатационной скважины на юрские отложения было начато с определения перечня задач, которые планировалось решить строительством скважины, выявления и анализа технологических и геологических рисков, с которыми можно столкнуться в процессе ее строительства. В качестве исходной информации использовались статистические данные и обновленные карты рисков по скважинам, пробуренным на отложения мелового периода, анализировались практики бурения скважин с АВПД, полученные от сервисных подрядчиков, буровых и добывающих компаний. Как было сказано выше явление ГНВП зависит от множества факторов. Так, например, по итогам аналитической работы «НОВАТЭК» на Южно-Тамбейское месторождение были выявлены основные риски: – ГНВП в продуктивной части, высокие нагрузки на буровое оборудование (пластовая температура в интервале юрских пород достигает 120 ºC, пластовое давление превышает 60 МПа); – ГНВП при преждевременном вскрытии АВПД пластов на недостаточном удельном весе бурового раствора (неопределенность положения кровли продуктивных интервалов ачимовской толщи нижнемеловых отложений и пород юрской системы может достигать 40 м); – ГНВП катастрофические поглощения раствора в зонах с узким окном плотности бурового раствора (в продуктивном пласте была отмечена минимальная разница между пластовым/поровым давлением и давлением гидроразрыва); – Снижение механической скорости бурения (выявлены интервалы особо плотных пород с ожидаемым пределом прочности до 250 МПа); – Недоспуск секций обсадных колонн до проектных глубин, а также возможные обрушения ствола скважины (континентальные условия осадконакопления части меловых пластов и группы пластов ЮЯ7-9 предполагает наличие углистых пропластков). В ходе второго этапа проектирования эксплуатационной скважины были рассмотрены меры по снижению вероятности возникновения вышеперечисленных рисков и меры по минимизации последствий в случае их возникновения. Методы снижения рисков включали в себя как технологические методы, например, бурение с контролируемым давлением для минимизации вероятности ГНВП, расширенный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС) во время бурения для снижения геологических неопределенностей и более точного определения глубин залегания пластов АВПД, так и инженерные расчеты, геомеханическое и геологическое моделирование. В процессе изучения технической и геологической информации были условно выделены три основных интервала: – Верхний интервал связан с отложениями марессалинской, яронгской и танопчинской свит. Данные породы представлены переслаиванием глин, алевролитов и пластов песчаников. Вниз по разрезу от пород марессалинской свиты к продуктивным интервалам танопчинской свиты наблюдается существенное увеличение макронеоднородности залегающих отложений. Разрез танопчинской свиты имеет континентальный генезис, в разрезе часто встречаются пропластки углистого детрита. В целом на Южно-Тамбейском месторождении данный интервал довольно хорошо изучен эксплуатационным и разведочным бурением (построено более 100 эксплуатационных и 59 разведочных скважин). Градиент пластового давления соответствует нормальному гидравлическому давлению, а температура не превышает 80 ˚С. Градиент гидроразрыва пласта – 1,75 – 2,10 г/см3. – Средний интервал. Отложения танопчинской свиты залегают на породах ахской свиты, которые совместно с баженовским горизонтом и абалакской свитой были объединены во второй комплекс. Глины ахской свиты в пределах Южно-Тамбейского месторождения имеют выраженное клиноформное строение, что хорошо прослеживается на каротажных диаграммах пробуренных скважин и на временных сейсмических разрезах. Комплекс пород нижнего мела и верхней юры (бажен+абалак) практически полностью заглинизирован, за исключением песчаных пластов, появляющихся в фондоформенных частях клиноформ. Согласно расчетам по методу Итона аномальность пластового давления в отложениях ахской, баженовской и абалакской свит постепенно нарастает от кровли ачимовки до 1,59 г/см3. Градиент гидроразрыва данного интервала соответствует диапазону 2,11 – 2,15 г/см3. – Нижний интервал разреза связан с целевым юрским горизонтом. Юрские породы в пределах Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения (ГКМ) представлены переслаиванием терригенных пород в виде мелкозернистых песчаников, серых алевролитов, аргиллитов, в нижней части разреза встречаются угли [3, 4]. Продуктивные пласты ЮЯ2-ЮЯ4 выделены в интервале залегания малышевской свиты, внутри вымской свиты продуктивные пласты индексируются на ЮЯ7-ЮЯ9. Интервалы залегания продуктивных пластов ЮЯ2-ЮЯ4 и ЮЯ7-ЮЯ9 разделяет мощная глинистая пачка толщиной до 120 м. При сопоставлении результатов бурения поисково-разведочных скважин и материалов ГИС коэффициент аномальности пластового давления целевого юрского интервала был определен в диапазоне 1,72 – 1,76 при градиенте ГРП 2,5 г/см3. Задачей одного из заключительных этапов проектирования был выбор конструкции скважины. После технической и экономической оценки различных типов конструкций, учитывающих ограничения, накладываемые специфическими термобарическими параметрами интервалов бурения, была принята конструкция скважины с диаметром горизонтальной секции 155мм под хвостовик диаметром 114 мм с нестандартными диаметрами вышележащих секций. Например, диаметр секции под эксплуатационную колонну 194 мм составлял 245 мм, под одну из промежуточных колонн – 317 мм. Для обеспечения оптимального (перпендикулярно стволу скважины) направления трещин при выполнении многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) азимут горизонтальной части ствола скважины был направлен вдоль минимального горизонтального стресса. Подобное направление горизонтальной секции скважины также является оптимальным для поддержания стабильности ствола. Для осуществления работ в зоне АВПД некоторые узлы одного из станков подверглись модернизации. В частности, дополнительно установили манифольд, способный выдерживать давление до 70 Мпа. Также для соблюдения требований противофонтанной безопасности было изготовлено, завезено и смонтировано противовыбросовое оборудование (ПВО) на 105 МПа по схеме ОП-10 со срезными плашками. В связи с нестандартными диаметрами секций особое внимание уделили дизайну компоновок низа бурильной колонны (КНБК), выбору наиболее эффективного оборудования для наклонно-направленного бурения (ННБ), а также соответствующего породоразрушающего инструмента. Наличие глубоких секций большого диаметра потенциально могло не только усложнить выполнение задач наклонно-направленного бурения, но и привести к чрезмерному накоплению усталостных нагрузок и аварийным ситуациям, поэтому для каждой КНБК при выполнении механического моделирования были подобраны оптимальные стабилизирующие элементы. Дополнительно, в связи с ожиданием длительной работы оборудования в агрессивной углеводородной среде, в лаборатории произвели тесты совместимости резиновых элементов винтовых забойных двигателей (ВЗД) и роторных управляемых систем (РУС) с промывочной жидкостью. Для секций 317 мм и 245 мм с учетом решаемых задач создали новый долотный дизайн. В верхней секции предпочтение было отдано увеличению механической скорости проходки (МСП), а в нижней – повышению управляемости. Для обеспечения максимальной МСП при бурении горизонтальной секции подготовили долото с гребнеобразными алмазными режущими элементами (RDE), обеспечивающее большее внедрение резца в породу по сравнению с обычными поликристаллическими алмазными резцами (PDC). Центральной задачей при проектировании промывочной жидкости было создание рецептуры раствора для бурения протяженной горизонтальной секции. Узкое окно бурения, значительная разница температур по стволу скважины, а также высокий градиент пластового давления предопределили основные требования к буровому раствору: высокий удельный вес, оптимальная и стабильная реология для поддержания минимальной эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) и снижения общих потерь давления, совмещенная с седиментационной устойчивостью утяжелителя (барита) для недопущения его оседания. Данным требованиям удовлетворял специально разработанный раствор на углеводородной основе (РУО) с удельным весом 1,89 г/см3, обладающий низкой вязкостью и плоским реологическим профилем. Сопровождение процесса бурения скважины, помимо персонала на месторождении, круглосуточно осуществляли инженерные центры всех участвующих сторон, включая Центр сопровождения бурения НОВАТЭК-Нтц. Роли и полномочия определялись регламентом взаимодействия при строительстве скважины. Данный подход позволил решать новые задачи, возникающие во время бурения, качественно и оперативно. Например, для устранения проблем в режиме реального времени вводились новые процедуры промывки и проработки, а также подбирались оптимальные режимы бурения. После окончания бурения секции обновлялась карта рисков. В процессе бурения горизонтальной секции удалось выдержать безопасный диапазон между эквивалентной статической и циркуляционной плотностью, установленный геомеханическим расчетом. По итогам проведенного планирования и бурения на Южно-Тамбейском месторождении была построена первая скважина на породы юрского возраста с последующим проведением многостадийного гидроразрыва пласта. Таким образом исходя из данного примера предупреждение проявления ГНВП является комплексной и взаимосвязанной системой технологических, технических решений, тщательный анализ геофизических данных, постоянный контроль и телеметрия в процессе производства работ и ряд других факторов. 3. Повышение эффективности ликвидации зон катастрофических поглощений при строительстве скважин Рассмотрим такое явление, приводящее к ГНВП как поглощение бурового раствора – это осложнение в скважине, характеризующееся полной или частичной потерей циркуляции бурового раствора в процессе бурения. По разным оценкам в среднем 20 % календарного времени строительства скважин занимает ликвидация поглощений промывочной жидкости. Поглощение промывочной жидкости может поспособствовать развитию в скважине нового и опасного осложнения – ГНВП. По интенсивности поглощения разделяются на 3 группы: 1. Поглощения малой степени интенсивности < 10 – 15 м3/час; 2. Поглощения средней степени интенсивности 15 – 40 м3/час; 3. Поглощения высокой степени интенсивности > 40 м3/час. Ликвидация поглощений малой и средней степени интенсивности возможна традиционными способами – закачкой блок-пачек со сшивателем (например, на основе ацетата хрома) через циркуляционный переводник PBL в составе КНБК с последующей продавкой в бурильную колонну и задавкой в поглощающий объект по заколонному пространству с помощью ЦА-320. Поглощения высокой степени интенсивности характеризуются отсутствием циркуляции бурового раствора, снижением статического уровня ниже устья скважины. Борьба с поглощениями данной категории требует особого подхода по причине того, что в этой ситуации, как правило, поглощающий объект представлен пластом с высокоразвитой сетью естественных или искусственных трещин, который характеризуется высокими фильтрационно-емкостными свойствами и низким пластовым давлением. В этом случае закачка сшивающих блок-пачек, либо изоляционная заливка будут неэффективны, если не исключить влияние гидростатического давления вышерасположенного столба бурового раствора, поскольку вероятен сценарий размыва тампонажного раствора в начальный период схватывания смеси. Кроме этого, установка мостов в поглощающих интервалах имеет существенные риски прихватов заливочных труб вследствие благоприятных условий для ускоренной водоотдачи цементного раствора и потери его подвижности. Для решения данной задачи оптимальным вариантом является разобщение интервала интенсивного поглощения и вышерасположенного интервала наличия устойчивой циркуляции. Вариант использования гидромеханического пакера приемлем для интервалов с прогнозом намыва зоны поглощения блокирующими пачками с вводом инертных наполнителей. В остальных случаях наиболее оптимальным является использование компоновки с разбуриваемым пакером, которая состоит из следующих элементов: 1) Посадочное устройство; 2) Разбуриваемый пакер РПК (типоразмер в зависимости от диаметра скважины); 3) Стингер с заглушкой. Последовательность технологических операций при ликвидации полного ухода промывочной жидкости с использованием разбуриваемого пакера следующая: 1. Спуск разбуриваемого пакера выше интервала поглощения; 2. Активация посадки пакера, освобождение от посадочного инструмента, открытие сообщения с подпакерной зоной; 3. Закачка и продавка тампонажного состава; 4. Подъем выше пакера бурильной колонны вместе с посадочным устройством и стингером, на конце которого имеется заглушка с цанговым захватом. Заглушка фиксируется в пакере, перекрывает проходное отверстие и надежно разобщает подпакерную и надпакерную зоны, тем самым исключая влияние гидростатического давления промывочной жидкости на поглощающий интервал; 5. Контрольная промывка в надпакерной зоне; 6. Подъем бурильной колонны и посадочного устройства; 7. Сборка КНБК (компоновка низа бурильной колонны) на бурение; 8. Спуск КНБК, разбуривание пакера и цементного моста, дальнейшее углубление скважины. Для предотвращения фильтрации и создания надежного изоляционного экрана перед закачкой тампонажного раствора необходимо закачать блок-пачку со сшивателем, возможен ввод в блок-пачку инертных наполнителей.  Рисунок 1 – План схема работ по изоляции зоны ухода промывочной жидкости Таким образом для безаварийного строительства скважин необходимо соблюдения комплекса как технических, так и технологических, и организационных мер которые позволяют охватить и проконтролировать широкий круг предпосылок по протекающим внутрискважинным процессам для предотвращения возникновения явления ГНВП. 4. Мониторинг при выполнении строительных работ. Для выполнения и планирования строительных работ требуется большой объем разнородных данных. Наиболее важными данными при выполнении являются данные бурения скважин. На основании анализа информационного состава ГРР для планирования, организации и контроля работ предлагается специалистами ООО «СибГеоПроект» была разработана трехкомпонентная информационная систем мониторинга. Представлены компонентный состав и архитектура информационной системы. Геологоразведочные работы на нефть и газ, в зависимости от стоящих перед ними задач и состояния изученности нефтегазоносности недр, подразделяются на три этапа: – региональный; – поисково-оценочный; – разведочный. Для выполнения и планирования ГРР требуется большой объем разнородных данных: полевые материалы и результаты обработки сейсморазведки 2D, 3D сетки геофизических полей, результаты поисково-оценочного бурения, скважинная информация (данные геоинформационной системы (ГИС), испытаний, добычи), результаты научно-исследовательских работ (стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность), результаты лабораторных исследований (керн, пластовые флюиды) и многое другое. Кроме того, немаловажным показателем является степень изученности территории. Основные виды информации, используемые и получаемые при проведении ГРР: 1. Общая геологическая информация по районированию перспективных территорий, результаты геологической съемки, сейсморазведки, гравиразведки; 2. Обработанная и обобщенная информация для дальнейшего проектирования ГРР, отчеты НИР, модели; 3. Картографический материал, в том числе структурные карты по основным отражающим горизонтам; 4. Данные поисково-оценочных и разведочных скважин; 5. Подсчеты запасов, баланс запасов; 6. Проектная информация, используемая при проведении ГРР, в том числе технические проекты на строительство скважин и проекты выполнения ГРР. Виды информации, получаемой и используемой для планирования и проведения геологоразведочных работ на различных стадиях ГРР, представлены на рис. 2.  Рисунок 2 - Виды информации Наиболее важными данными при выполнении ГРР являются данные бурения скважин, являющиеся источником получения наиболее полной и достоверной информации о недрах. Данная информация является основной при подсчете запасов и корректирует данные дистанционных методов исследования (сейсморазведка, гравиразведка и т.д.). Возможность оперативного контроля за соблюдением проектных требований позволяет выявлять отклонения при проведении работ, анализировать их причину (геологическая, технологическая, организационная) и предупреждать возможные осложнения. Дальнейшее хранение и обобщение полученной информации дает возможность проведения анализа качества строительства скважин и повышения эффективности ГРР. Планирование, организация и контроль работ происходят по схеме, представленной на рис. 3.  Рисунок 3 - Планирование организация и контроль Таким образом, информационная модель создается и поддерживается информационными продуктами на основе данных об изученности территории и первичной информации, полученной при бурении скважин. На основании анализа информационного состава ГРР разработана трехкомпонентная система, которая позволяет объединить в единое информационное пространство всю геологическую и технологическую информацию, содержащую проектные решения и включающую в себя показатели по текущему выполнению буровых работ. Разработанная в ООО «СибГеоПроект» информационная система состоит из трех модулей, которые логически взаимосвязаны и информационно дополняют друг друга (рис. 4).  Рис. 4 – Модули системы Модуль сбора полевых сводок разработан для ежедневного заполнения и отправки полевым исполнителем на сервер. Модуль сбора данных разработан в среде Delphi 10.0. Суточный рапорт вводится супервайзером через Win-клиент модуля сбора полевых сводок и по протоколу SMTP передается на сервер сбора данных в виде архива с паролем. Архив содержит XML-файлы. Пароль для архива перед отправкой автоматически генерируется в модуле сбора с использованием алгоритма AES (Advanced Encryption Standard) с длиной ключа 128 бит (256 бит в версии 5). Для генерации пароля также используется идентификатор проекта. Алгоритм AES относится к симметричным алгоритмам шифрования (аналогичен алгоритму по ГОСТ 28147-89) и имеет такую же длину ключа. На сервере сбора данных по идентификатору проекта повторно генерируется пароль, который используется для распаковки архива. Все обработанные файлы на сервере сразу удаляются. Модуль сбора суточных рапортов по строительству скважин включает два блока: – блок информации суточных рапортов по бурению скважины; – блок информации суточных рапортов по испытанию скважины. Модуль ведения проектных показателей является самостоятельным программным продуктом, для работы с которым необходимо установить систему управления базами данных Microsoft Office Access. Блок-схема модели пространственных данных геологических объектов представлена на рис. 5.  Рис. 5 - Блок-схема модели пространственных данных геологических объектов Функциональные возможности модуля позволяют: – вводить информацию по геолого-техническому наряду на скважину с возможностью автоматического контроля качества; – хранить введенные данные в файле, который должен быть передан ответственному лицу для дальнейшего экспорта в базу данных геологической информации планирования и проведения ГРР. Аналитический модуль по буровым работам повышает эффективность обработки технологической и геологической информации при проведении ГРР. С помощью данного модуля возможно проведение сбора и структурирования информации о проведении работ. Для решения аналитических задач необходима возможность обобщения данных. Основной целью создания программного продукта являлись оперативный сбор и обработка информации о строительстве и испытаниях на скважине с последующим сравнением полученных и проектных данных. Логическая модель хранения пространственных данных геолого-геофизической информации объектов включает структурированное описание: – групп пространственных данных; – пространственных таблиц; – типов геометрии; – атрибутивных полей. Заключение Таким образом использование комплексных инженерно-технических решений с применением передовых технологий, включающие геомеханическое моделирование в реальном времени, растворы на углеводородной основе, КНБК с роторными-управляемыми системами, PDC долотами и расширенным комплексом мониторинга рабочих процессов и ГИС во время бурения можно достичь безаварийности строительства скважины. Обнаружение ГНВП на ранних стадиях позволяет предотвратить развитие осложнений, простоев в работе и финансовых потерь. Список используемой литературы Байтимиров Э. М. Эффективные решения по ликвидации поглощений бурового раствора. Байтимиров Э. М., Комаров А. О., Бармин А. В., Гладков А. А., Чувьюров М. Ю.// Бурение и нефть. 2012. № 3. С. 58 – 60. Харламов К.Н., Шешукова, Г.Н., Нестерова Т.Н. Поздеев И.А. Проектирование схем разбуривания месторождений горизонтальными и многоствольными скважинами // Бурение и нефть. 2005. №10. Карачёв A.А., Карсаков В.А., Кудрявцев. И.А., Третьяков С.В. Оптимизация капитальных затрат на строительство скважин при концептуальном проектировании разработки месторождения / Строительство и ремонт скважин -2013: Сб. докл. Международной научно-практической конференции / Краснодар: ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», 2013. 128 с. Григорьев М.С. Построение 3D геомеханической модели участка Южно-Тамбейского месторождения для трех кустовых площадок / Григорьев М.С., Зиновьев А.А. Тюмень: Новатэк НТЦ, 2018. 64 c. Гурари Ф.Г., Девятов В.П., Демин В.И. и др. Геологическое строение и нефтегазоносность нижней-средней юры Западно-Сибирской провинции. Новосибирск: Наука: СНИИГГиМС, 2005. 156 c. Горонович С. Н. Ликвидация катастрофического поглощения в горизонтальном участке ствола скважины при вскрытии продуктивных отложений большой толщины. Горонович С.Н., Цыцымушкин П. Ф., Мязин О. Г., Ефимов А. В.// Бурение и нефть. 2009. № 6. |