Неразрушающий экспрессный контроль при строительстве нефтегазопромысловых и нефтегазоразведочных скважин

13. Лебедев M.Б., Усачев Е.Ю., Чумаков Д.М., Касьянов В.А., Касьянов C.B., Сиду-ленко O.A., Штейн М.М., Чахлов C.B. Установка для рентгеновского контроля крупногабаритных объектов (грузовых и легковых автомобилей, контейнеров для морских и авиаперевозок) // Неразрушающий контроль и техническая диагностика в промышленности: материалы 6-й Международной конференции. Москва, 15-17 мая 2007. - М.: Машиностроение, 2007. - С. 69-71.

НЕРАЗРУШАЮЩИЙ ЭКСПРЕССНЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ И НЕФТЕГАЗОРАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН

К). А. Волченко, О.Т. Нургалиев г. Томск, Россия

Описаны новые информационно-измерительные системы для экспрессного не-разрушающего контроля процессов бурения и цементирования нефтегазопромысло-вых и нефтегазоразведочных скважин, по ряду параметров контроля превосходящие все известные отечественные и зарубежные аналоги. Приведены результаты их опытно-промышленной эксплуатации на территории Российской Федерации.

При строительстве эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ на качество работ определяющее влияние оказывают свойства бурового раствора, на котором производится бурение скважин, качество подготовки и проверки обсадных труб перед спуском в скважину, а также качество цементирования обсадных колонн. Современные исследования показали, что когда контроль за параметрами бурового раствора осуществляет лаборант путем отбора проб и анализа их на существующих для полевых условий приборах отечественного или импортного производства, то в лучшем случае только 30 % времени от общего времени прокачивания бурового раствора через скважину параметры этого раствора находятся под контролем. Для успешного и качественного проведения процесса бурения скважины необходимо в течение всего времени прокачивания раствора через скважину экс-прессно (через каждые 5-10 мин) измерять, а затем поддерживать в заданных пределах следующие параметры бурового раствора: плотность, водоотдачу, концентрацию твердых частиц в растворе, вязкость, степень засоленности раствора, температуру, расход раствора через скважину. Однако лучшие отечественные (Разрез-2, Геотек, Геофит) контрольно-измерительные комплексы решают эту задачу только частично, так как не измеряют водоотдачу, вязкость, концентрацию твердых частиц в растворе, а плотность раствора измеряют только в приемной емкости и с достаточно большой погрешностью. Лучшие зарубежные комплексы (Оео8етсе8, БсЫитЬе^ег, Магйп-Оекег) также не измеряют водоотдачу, вязкость и концентрацию твердых частиц в растворе, однако, в отличие от вышеупомянутых отечественных комплексов, позволяют оценить качество промывки скважины после спуска обсадной колонны за счет экспрессного контроля плотности бурового раствора в манифоль-де и желобе с помощью гамма-плотномеров[ 1, 2, 3].

Полностью задачу контроля параметров раствора в процессе бурения скважин решает информационно-измерительный комплекс КИБР, разработанный нами по техническому заданию ОАО «Томскгазпром» и успешно испытанный в 1998 г. на Мыльджинском газокон-денсатонефтяном месторождении. Отличительной особенностью комплекса КИБР является измерение водоотдачи, вязкости и степени засоленности раствора в мерной емкости, а также измерение плотности и концентрации твердых частиц непосредственно в манифольде, же-

лобе и в трубопроводе после системы очистки. Это позволяет вскрывать продуктивный пласт при оптимальных величинах водоотдачи, вязкости и плотности раствора и обеспечивать качественную промывку скважины перед цементированием обсадной колонны. Конструктивно комплекс КИБР состоит из датчиков плотности, массовой доли жидкой фазы, вязкости, температуры, расхода, газосодержания, засоленности раствора, подключенных к концентратору с встроенным микропроцессором, который, в свою очередь, подключен к персональному компьютеру, управляющему работой комплекса. Индикаторные линейки, входящие в состав комплекса, обеспечивают оперативную информацию персоналу буровой бригады для контроля за качеством приготовления раствора. Комплекс КИБР может быть включен в локальную компьютерную сеть любого из вышеперечисленных информационно-измерительных комплексов процесса бурения скважин и устранить присущие им недостатки [2]. Схема установки датчиков комплекса КИБР на буровой приведена на рис. 1.

Рис. 1. Схема установки датчиков комплекса КИБР на буровой: 1 - датчик расхода; 2, 7, 11- датчики плотности; 3, 8, 12 - датчики массовой доли жидкой фазы; 4 - манифольд; 5 -устье скважины; 6 - желоб; 9 - датчик общего газосодержания; 10 - система очистки раствора; 13 -мерник; 14 - датчик температуры; 15 - датчик степени минерализации; 16- датчик вязкости; 17 - растворонасос

Перечень параметров, измеряемых комплексом КИБР, их диапазоны и погрешности приведены в табл. 1.

Таблица 1

Основные технические характеристики комплекса КИБР_

Контролируемые параметры Диапазон измерения Основная погрешность

1 2 3

Плотность на входе/выходе скважины (0,8-2,5) г/см3 ±0,01 г/см3

Массовая доля жидкой фазы на входе/выходе скважины

Массовая доля твердой фазы на входе/выходе скважины

1 2 3

Расход на входе / выходе скважины (0-100) л/с ± 1,5 %

Водоотдача раствора (4-20)см3 ± 1 см3

Засоленность раствора (0-150) г/л ± 1 г/л

Температура (0-80)°С ± 0,5 °С

Вязкость условная (15-120)с ± 1,5 с

Газосодсржание раствора

Температура окружающей среды для датчиков плотности, массовой доли жидкой фазы, газосодержания и расхода (-45 -+45)°С

Температура окружающей среды для датчиков водоотдачи, вязкости, степени засоленности и температуры раствора (0^5)°С

Температура окружающей среды для пульта бурильщика (-45 -+45)°С

Температура окружающей среды для компьютера (10-35)°С

Рис. 2. Комплекс технических средств экспрессного контроля параметров бурового раствора в процессе бурения нефтегазопромысловых и нефтегазоразведочных скважин «КИБР»: 1 - датчики уровня, 2 - датчик температуры, 3 - датчик вязкости, 4 - датчик расхода, 5 - датчик степени засоленности, 6 - датчики плотности и массовой доли жидкой фазы, 7 - эквивалентные меры, 8 - датчик общего газосодержания, 9 - системный блок компьютера, 10 - клавиатура, 11 —монитор, 12 - блок бесперебойного питания, 13 — концентратор,

14 - цифровые индикаторы

На базе комплекса КИБР разработан комплекс КИБР-1М, который решает проблему контроля процесса бурения скважин, включая экспрессный контроль параметров бурового раствора без отбора проб и технических параметров бурения. Схема установки датчиков комплекса КИБР-1М приведена на рис. 3.

Рис. 3. Схема установки датчиков комплекса КИБР-1 М на буровой: 1 - буровая вышка; 2 - бурильная колонна; 3 - желоб; 4 -устье скважины;

5 - доливочная емкость; 6 - уровнемер; 7 — датчик оборотов лебедки; 8 — датчик натяжения неподвижной ветви каната талевого блока; 9 - датчик величины момента свинчивания;

10 — труба манифольда; 11- датчик общего газосодержания; 12 — датчик уровня раствора в желобе; 13 - датчик плотности раствора; 14 - датчик расхода {из скважины); 15 — вибросито; 16 - емкость ЦСРО; 17-уровнемер; 18 — шламовый насос;

19 - пескоилоотделитель; 20 - датчик плотности раствора; 21 -уровнемер;

22 - емкость приема и подготовки раствора; 23 - датчик температуры;

24 - датчик вязкости; 25 - датчик засоленности раствора; 26 - растворонасос; 27 - датчик давления; 28 - датчик расхода (на входе); 29 - датчик плотности раствора

Перечень параметров, измеряемых комплексом КИБР-1М, их диапазон и погрешности приведены в табл. 2.

Конструкция датчиков плотности, датчика общего газосодержания и датчика засоленности, содержащих радиоизотопные источники гамма-квантов и нейтронов, обеспечивает их радиационную безопасность при использовании на буровой в соответствии с «Основными санитарными правилами обеспечения радиационной безопасности (ОСПОРБ-99)».

Таблица 2

Основные технические характеристики КИБР-1М

Контролируемые параметры Диапазон измерения Основная погрешность

1 2 3

Вес на крюке (0-150)т ± 1,5 %

Нагрузка на долото (0-150)т ± 1,5 %

1 2 3

Плотность раствора на входе/выходе скважины и после очистки (0,8-2,5) г/см3 ±0,01 г/см3

Расход на входе (0-100) л/с ± 1,5 л/с

Расход на выходе (из скважины) (0-100) л/с ±4%

Уровни раствора в приемной и доливочной емкостях, в емкости ЦСГО

Момент свинчивания труб (0-4) Мпа ± 1 %

Давление в манифольде (0,1-25) Мпа ± 1 %

Положение крюка над столом ротора (0-30)м ± 1 %

Положение нижнего конца колонны бурильных или обсадных труб над забоем (0-3500)м ±0,1 %

Глубина скважины (0-3500)м ±0,1 %

Скорость бурения (0-100) м/час ± 1 %

Скорость движения колонны бурильных или обсадных труб (0-100) м/с ±2%

Водоотдача раствора (4-20)см3 ± 1 см3

Вязкость эффективная

Вязкость условная (15-50)с ± 1 с

Уровень раствора в желобе

Засоленность раствора (0-100) г/л ± 1 г/л

Газосодержание раствора

Температура раствора (в прием, емкости) (0-100)°С ± 0,5 °С

Для осуществления контроля за качеством крепления скважин, по техническому заданию ОАО «Томскгазпром» на базе комплекса КИБР нами разработана компьютеризированная информационно-измерительная станция контроля параметров процесса цементирования скважин КСКЦ-01, которая превосходит ближайший аналог станцию КСКЦ-32 и ее модификации (Украина) за счет того, что обеспечивает экспрессный контроль плотности цементного раствора от каждого цементировочного агрегата с передачей оперативной информации машинистам агрегатов, за счет более высокой точности определения плотности (погрешность не более ±0,02 г/см3) и расхода (погрешность не более 2,0 л/с) цементного раствора, а также за счет отображения параметров процесса цементирования в реальном масштабе времени на дисплее компьютера и записи информации о процессе цементирования на жесткий диск и дискету. Схема установки датчиков станции КСКЦ-01 при способе цементирования с использованием осредни-тельной емкости приведена на рис. 4.

Основные технические характеристики станции КСКЦ-01 приведены в табл. 3.

Пилотный образец станции КСКЦ-01 изготовлен по договору для ОАО «Томскгаз-промгеофизика» и смонтирован на шасси автомобиля ЗИЛ-131. который показан на рис. 5.

Общий вид оборудования станции КСКЦ-01, установленного в КУНГе автомобиля ЗИЛ-131, приведен на рис. 6.

цементирования скважин: 1, 26 - цементносмесителъная машина mima 2СМН-20; 2, 18 - цементировочные агрегаты тина ЦА-320Мдля нродавливания раствора через скважину;

3,19 - цементировочные агрегаты типа ЦА-320М для подачи раствора в манифольд; 4, 6, 20, 22 - цементировочные агрегаты типа ЦА-320Мдля затворения цементного раствора; 5, 21 - гидроактаваторы; 7, 8, 16, 17 - гамма-плотномеры; 9 - цементировочная головка; 10 - гамма-плотномер; 11, 23 - датчики давления типа «Сапфир»; 12, 24 — расходомеры РГР-100; 13 - блок манифолъда 1БМ-700; 14 - манифольд; 15 — осреднительная емкость тина УСО-15; 25 - цементировочный агрегат типа ЦА-32ОМ для пуска пробки; 27, 28 - заглушки

Таблица 3

Основные технические характеристики компьютеризированной станции экспрессного контроля процесса цементирования скважин КСКЦ-01

Число датчиков плотности на трубопроводы с внешним диаметром 60 мм, шт. 4

Число датчиков плотности на трубопроводы с внешним диаметром 114 мм, шт. 1

Число датчиков расхода типа РГР-100, шт. 2

Число датчиков давления типа «Сапфир», шт. 1

Длина соединительных кабелей, м 50

Температура окружающей среды для всех типов датчиков, °С -45 +45

Температура окружающей среды для концентратора и персонального компьютера, °С 10 + 35

Диапазон измерения плотности, г-см 1 0,8 + 2,5

Основная погрешность измерения плотности, г-см 3 ±0,02

Диапазон измерения расхода, л-с 1 0^ 100

Основная погрешность, л-с 1 ±2,0

Диапазон измерения давления, кгс-см 3 0 + 300

Основная погрешность, кгс-см 3 ±5,0

Рис. 5. Автомобиль ЗИЛ-131 с КУНГом, в котором размещены пультовая и технологический отсек для установки оборудования станции КСКЦ-01

Рис. 6. Основное оборудование станции КСКЦ-01: 1 - контейнер переносной; 2 - контейнер транспортный; 3 - эквивалентная мера диаметром 114 мм; 4 - датчики расхода; 5 - датчик плотности на трубу диаметром 114 мм; 6 - датчики давления; 7 - эквивалентные меры диаметром 60 мм; 8 - датчики плотности на трубу диаметром 60 мм; 9 - кабельное хозяйство; 10 - принтер; 11 - клавиатура компьютера; 12 - монитор; 13-системный блок компьютера; 14,15 - блоки бесперебойного питания; 16 - концентратор; 17 - звуковые колонки; 18 - цифровые индикаторы

Пилотный образец станции КСКЦ-01 передан ОАО «Томскгазпромгеофизика» в опытно-промышленную эксплуатацию на Мыльджииском газоконденсатонефтяном месторождении ОАО «Томскгазпром» в марте 2000 г. и в настоящее время успешно применяется для контроля цементирования обсадных колонн при строительстве промысловых скважин на Мыльджииском и Северо-Васюганском месторождениях ОАО «Томскгазпром».

Второй экземпляр станции КСКЦ-01 передан в эксплуатацию в январе 2001 г. ОАО «Томскнефтегеофизика» ВНК ЮКОС и используется для контроля цементирования обсадных колонн при строительстве промысловых скважин на Крапивинском и Игольско-Таловом месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК ЮКОС.

Третий экземпляр станции КСКЦ-01 изготовлен для ОАО «Буровая компания «Пурнефтегазгеология» и используется с октября 2002 г. для контроля цементирования обсадных колонн промысловых и разведочных скважин на месторождениях Пуровско-го района Ямало-Ненецкого национального округа.

Для контроля качества цементирования скважин с помощью мощных цементировочных комплексов («Костромич» и др.), где достаточно одной точки контроля параметров цементирования (плотность, расход, давление) в напорном трубопроводе, идущем на цементировочною головку, нами разработана мобильная станция КСКЦ-02 на базе автомобиля - вездехода типа УАЭ-3741, общий вид оборудования которой показан на рис. 7, а технические характеристики приведены в табл. 5. Опытная партия из двух таких станций изготовлена «Сибирской геофизической компании» и передана в эксплуатацию в августе 2006 г.

Таблица 4

Основные технические характеристики компьютеризированной станции экспрессного контроля процесса цементирования скважин КСКЦ-02

Число датчиков плотности на трубопроводы с внешним диаметром 60 мм, шт. 1

Число датчиков расхода типа РГР-100, шт. 1

Число датчиков давления типа «Метран 55-ДИ», шт. 1

Длина соединительных кабелей, м 50

Температура окружающей среды для всех типов датчиков, °С -45 + +45

Температура окружающей среды для концентратора и персонального компьютера, °С 10 + 35

Диапазон измерения плотности, г-см 0,8 + 2,5

о Основная погрешность измерения плотности, г-см ±0,02

Диапазон измерения расхода, л-с 1 0+ 100

Основная погрешность, л-с 1 ±1,5

Диапазон измерения давления, кгс-см 3 0 + 400

Основная погрешность, кгс-см 3 ±5,0

Для экспрессного анализа керна нефтеносных пород непосредственно на разведочной скважине и шлама нефтеносных пород на промысловой скважине (вместо геохимического модуля) нами разработан и изготовлен для ОАО «ТатНИПИнефть» анализатор керна и шлама нефтеносных пород АНКР-2М общей вид которого представлен на рис. 8, а технические характеристики в табл. 4.

Рис. 7. Основное оборудование станции КСКЦ-02: 1 — контейнер транспортный; 2 - датчик плотности на трубу диаметром 60 мм; 3 - труба с эквивалентной мерой внутри; 4 - датчик расхода (РГР-100)/ 5 - датчик давления (Метран 55-ДИ); 6 кабельное хозяйство; 7 — блоки проверки работоспособности измерительных каналов станции (ГРД и ПРВ); 8 - принтер; 9 - ноутбук; 10 - блок бесперебойного питания; 11 - концентратор; 12 - цифровой индикатор

Рис. 8. Общий вид анализатора керна АНКР-2М: 1 - компьютер, 2 - концентратор, 3 - измерительный блок, 4 - держатели с контейнером для керна

Таблица 5

Основные технические характеристики анализатора АНКР-2М

Диаметр анализируемого керна, мм 80, 100

Длина анализируемого керна, мм 120

Минерализация пластовой воды, г/л 10-300

Диапазон измерения суммарного количества нефти и пластовой воды, % 10-40

Основная погрешность (абсолютная), % 0,5

Диапазон измерения количества пластовой воды, % 10-40

Основная погрешность (абсолютная), % 1,0

Диапазон измерения плотности керна, г/см.3 1,8-3,0

Основная погрешность, г/см 0,01

Диапазон определения коэффициента пористости керна, % 0^0

Основная погрешность, % 1,3

Диапазон измерения минерализации пробы воды, г/л 10-300

Основная погрешность, г/л 1,5

Время на анализ одного керна, мин не больше 20

Выход источника нейтронов (252-калифорний), нейтр/с не больше 106

Активность источника гамма-квантов (137-цезий), Бк не больше 3-10Ч

Масса анализатора, кг измерительного блока пульта не больше 30 не больше 8

Таким образом, для повышения качества строительства скважин целесообразно использовать комплекс КИБР совместно с отечественными комплексами Разрез-2, Геотек, Геофит и др. либо использовать комплекс КИБР-1М, который решает проблему контроля процесса бурения скважин, включая экспрессный контроль технологических и реологических параметров бурового раствора без отбора проб. Для контроля за процессом цементирования скважин целесообразно использовать станцию КСКЦ-01, которая обеспечивает экспрессный контроль плотности, расхода и давления цементного раствора в напорном коллекторе манифольда типа БМ-700, плотности цементного раствора от 4-х и более цементировочных агрегатов, расхода и давления раствора в линии агрегата для продавлива-ния пробки, передачу оперативной информации о плотности раствора на цифровое табло машинистам цементировочных агрегатов, вычисление объема раствора, закачанного в скважину, отображение параметров процесса цементирования в реальном масштабе времени на дисплее компьютера и записи информации о процессе цементирования на жесткий диск и дискету. Либо использовать станцию КСКЦ-02.

Срок службы данного оборудования составляет 6 лет. Стоимость комплекса КИБР -6,0 млн рублей, комплекса КИБР-1М - 10,0 млн рублей, станции КСКЦ-01 6,0 млн рублей, КСКЦ-02 - 3,5 млн рублей, анализатора АНКР-2М - 2,0 млн рублей. Окупаемость затрат на приобретение этого оборудования не превышает 11 месяцев.

Список литературы

1. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технические исследования в процессе бурения. -М.: Нефть и газ, 1997.

2. Компьютеризированная система оперативного управления технологий бурения скважин ГЕОТЕК. - Саратов.: Изд-во ЗАО «ГЕОТЕХНОЛОГИЯ», 2001.

3. Станция геолого-технологических исследований при бурении скважин «Разрез-2». - Тверь.: Изд-во ЗАО «Тверьгеофизика», 2000.