Контроль технологических параметров бурения

В результате операций по контролю параметров бурения скважин получают сведения о технологических процессах с целью управления ими.

Контроль величины технологического параметра включает его измерение и отнесение к тому или иному из ряда качественно различаемых интервалов, на которые разбивается весь диапазон изменения параметра.

Измерение величины параметра - это определение количества содержащихся в ней единиц измерения.

Развитие технологии бурения скважин сопровождается увеличением количества контролируемых признаков, характеризующих бурение скважин. Это связано с усложнением геолого-технических условий бурения, увеличением его глубин, повышением температур и давлений, ростом ответственности за принятое решение по управлению технологическим процессом, регулированию свойств буровых и тампонажных растворов.

Разработаны и используются комплекс СКУ-Море-2, унифицированные модульные средства контроля параметров технологических процессов бурения, станция контроля и управления процессом цементирования нефтяных и газовых скважин СКЦ 2М-80, комплекс СКУБ (СКУБ-М1).

Разработаны и выпускаются измеритель длины колонны бурильных труб, прибор для определения общего содержания газа в буровом растворе, плотномер и расходомер бурового раствора на выходе из скважины, измеритель уровня бурового раствора в приемной емкости, измеритель крутящего момента на роторе.

В практике бурения с использованием буровых установок БУ-80 и БУ -125 спользуют пульты контроля бурения ПКБ-2, на БУ-160 и БУ-200 используют ПКБ-3. ПКБ предназначены для регистрации параметров режима бурения (Рд, n, Q), показателей работы долота (h и vм), давления в нагнетательной линии, веса бурильной колонны и вращающего момента на роторе.

Для буровых установок БУ-80БрДУ (БУ-2500БрДУ) создан комплект аппаратуры ИРБ-61, позволяющий регистрировать те же параметры, которые регистрирует ПКБ.

В США и странах Западной Европы выпускаются станции Визулогер (фирма "Тотко"), НДТ и СДТ (Бароид), М/Д-3200 (Мартин Деккер), ТДС, АЛС (Геосервис), Адвизор-система (Арадрил Шлюмберже) и др.

Указанные комплексы предназначены для измерения параметров процессов бурения, их индикации на стрелочных и цифровых показывающих приборах или регистрации в аналоговом виде на самописцах, а также контроля отклонения некоторых параметров от заданных значений.

К основным контролируемым параметрам бурения скважин относятся: вес инструмента и нагрузка на долото, крутящий момент на роторе, частота вращения ротора, механическая скорость бурения, давление нагнетания бурового раствора, уровень бурового раствора в емкостях, расход бурового раствора на входе в скважину и выходе из нее, момент на ключе, плотность, температура бурового раствора.

Дополнительные параметры - крутящий момент на механическом ключе, вес материалов в бункерах циркуляционной системы.

Кроме того, зарубежные комплексы контролируют суммарное газосодержание и компонентный состав углеводородов в растворе, глубину скважин, расстояние долото — забой, время бурения и промывки.

Датчики усилий позволяют проводить измерение усилия на крюке, вращающий момент на роторе,  вращающий момент на машинном ключе. Они представляют собой либо гидравлический трансформатор давления, преобразующий воздействующее усилие в пропорциональное давление жидкости, либо дифференциально-трансформаторный преобразователь, в котором воздействующие усилия вызывают деформацию мембраны и перемещают плунжер дифференциального трансформатора, изменяя напряжение выходного сигнала, либо трубчатый чувствительный элемент с наклеенными тензосопротивлениями, величина которых изменяется при деформации трубчатого элемента под воздействием приложенных усилий, а следовательно, изменяется напряжение выходного сигнала.

Для контроля положения талевого блока, подачи инструмента используется преобразование:

1) вращения вала лебедки в перемещение с помощью червячной передачи плунжера дифференциального трансформатора и соответственно пропорциональное напряжение выходного сигнала;

2) частоты вращения ролика кронблока в число импульсов, пропорциональное подаче инструмента, с помощью крыльчатки, перекрывающей зубцами пазы в датчике;

3) угла поворота барабана лебедки в изменение фазных напряжений сельсина. Аналогичным образом измеряется частота вращения ротора.

Давление бурового раствора в нагнетательной линии измеряют либо манометром, либо мембраной с кронштейном, которая, прогибаясь при изменении давления, перемещает плунжер дифференциального трансформатора и изменяет выходное напряжение преобразователя.

Для измерения расхода бурового раствора на входе в скважину используется закон электромагнитной индукции. Система магнитного возбуждения создает переменное магнитное поле. В нем по немагнитной изолированной внутри трубке протекает буровой раствор. Индуцируемая в ней э.д.с, пропорциональная средней скорости потока жидкости, измеряется с помощью электродов, введенных внутрь трубки и расположенных в одном ее сечении диаметрально противоположно.

Контроль расхода раствора, закачиваемого в скважину, осуществляется по числу ходов поршня бурового насоса в единицу времени, измеряемых с помощью тахометра.

Расход бурового раствора на выходе из скважины определяется с помощью индикатора потока, состоящего из флажка, находящегося в потоке раствора, и возвратной пружины. Дифтрансформатор преобразует отклонение флажка в пропорциональный сигнал выходного напряжения.

Уровень бурового раствора в приемных емкостях измеряется либо с помощью поплавковых уровнемеров, либо с помощью ультразвуковых уровнемеров, принцип действия которых основан на измерении времени прохождения ультразвуковых колебаний, отраженных от поверхности бурового раствора.

Средства контроля параметров бурения скважин можно разделить по видам измерений на силоизмерительные (вес инструмента, крутящий момент на роторе, крутящий момент на машинном ключе), контроля давления (давления нагнетания бурового раствора), расхода (расход бурового раствора на входе в скважину и выходе из нее), перемещения (подача бурового инструмента, длина колонны, механическая скорость бурения, уровень бурового раствора в приемной емкости) и тахометрические (частота вращения ротора).

Все средства измерений относятся к устройствам непрерывного действия.

Системы контроля параметров бурения скважин проектировались таким образом, чтобы датчик был прост и надежен, а нормирующий преобразователь находился во вторичной аппаратуре. При этом возникали трудности, связанные с помехозащищенностью линий связи, поверкой датчиков. Поэтому в дальнейшем создавали датчики в виде одного или нескольких блоков.

Следует ожидать, что развитие датчиков будет осуществляться в направлении создания одноблочных конструкций по мере внедрения надежных микроэлектронных схем нормирующих преобразователей.

В отечественной практике для контроля параметров бурения скважин использовались целые приборные комплексы, например, типа ПКБ, СКУБ.

Зарубежные фирмы изготавливают как отдельные датчики и измерительные каналы для контроля технологических параметров бурения скважин, так и системы контроля с микропроцессорной техникой. Крупные приборные комплексы целесообразны при бурении глубоких скважин, когда используются все их потенциальные возможности.

В качестве показывающих приборов в комплексах, выпускавшихся в СССР,  использовались стрелочные приборы. В аналогичных изделиях зарубежного производства применяются как стрелочные, так и цифровые показывающие приборы.

В качестве регистраторов в комплексах контроля параметров бурения скважин, выпускаемых в нашей стране, используются общепромышленные приборы, которые по форме представления информации не отвечают современным требованиям. Необходимо разработать специальные регистраторы с бесчернильной записью измерений нескольких параметров на одной ленте.

Применение вычислительной техники позволяет существенно расширить функциональные возможности комплексов контроля (диагностика, прогнозирование состояний скважин, накопление, хранение информации и др.) .

Компьютеризованной станцией контроля и оптимизации бурения является система Visulogger фирмы Totco . Visu-logger контролирует в режиме реального времени до 36 параметров процесса бурения и спуско-подъемных операций, выводит собранные данные на видеодисплей и печать. Кроме того, Visulogger осуществляет контроль пересечения технологическими параметрами аварийных границ, задаваемых бурильщиком, и выдает их на видеотерминал в цифровом и аналоговом виде. Эта же фирма выпускает микропроцессорную систему контроля бурения Dritl-Scan III , контролирующую 25 технологических параметров процесса бурения. Результаты контроля, в том числе по верхнему и нижнему допустимым пределам, выводятся на видеотерминал и принтер. Разработана система Data-Sentry , которая контролирует 35 параметров, сохраняет по каждому параметру 10-часовую историю, визуализирует данные в цифровом и графическом виде на видеотерминале, позволяет документировать данные в реальном времени и по окончании бурения, предупреждает о предаварийной ситуации.

Аналогичные характеристики имеет станция M/D-3200 фирмы Martin-Decker.

Фирма Aradzil Schlumberger разработала компьютеризированную систему контроля бурения The Advisor System , которая обрабатывает данные как с поверхностных, так и с забойных датчиков; программное обеспечение осуществляет в реальном времени и в неоперативном режиме обработку данных, контроль бурения, оценку эффективности механического бурения, оценку геологическую и пластового давления, контроль спуско-подъемных операций, траектории скважины, контроль скважины при глушении, гидравлические расчеты.

Фирмой Geoservice выпускается станция геолого-технологического контроля бурения ALS . Станция производит измерения, обработку, индикацию, распечатку и аналоговую регистрацию до 120 параметров. На экран видеотерминала одновременно индицируется до 31 параметра, данные документируются в цифровом и графическом виде. Данные по скважине накапливаются системой и доступны для дальнейшей обработки. Программное обеспечение состоит из четырех комплексов: обслуживание бурения (контроль работы долота, выбросов, искривления скважин, гидравлическая оптимизация), контроль АВПД (d-экспонента, а-каротаж и др.), газовый каротаж (газосодержание, хроматологический анализ и др.) и геология (оценка пласта по данным бурения, керну и т.д.). Этой же фирмой выпускается станция комплексного контроля бурения TDC. Система принимает и обрабатывает информацию с датчиков, контролирующих параметры бурения, бурового раствора и данные газового каротажа; часть данных вводится в систему оператором через клавиатуру. Программное обеспечение TDC позволяет выполнять обработку поступающей информации в режиме реального времени и по мере накопления информации в перерывах между бурением. Результаты обработки выводятся на видеотерминал, устройство печати и графопостроитель. Система контролирует параметры процесса бурения и СПО, сигнализирует о возникновении осложнений, выполняет расчет гидравлических характеристик, обрабатывает данные газового каротажа, позволяет осуществлять определение зон АВПД, контроль газового выброса, отработки долота по стоимости 1 м бурения и траектории скважины. Имеется пакет для обработки данных скважинного каротажа и пластоиспытаний.

В состав КТС и ВТ компьютеризованной станции обычно входят процессор (центральное вычислительное устройство), ОЗУ (оперативное запоминающее устройство), УСО (устройство связи с объектом), видеотерминал алфавитно-цифровой с клавиатурой, видеотерминал графический, НГМД (накопитель на гибком магнитном диске), НМД (накопитель на магнитной ленте), печатающее устройство (принтер), плоттер.

Вторая важнейшая характеристика станции — число автоматически решаемых функциональных задач и контролируемых выходных параметров. Эти показатели определяют "функциональную мощность" или потребительскую ценность станции, так как определяют результаты геолого-технологического контроля и управления, выполняемых станцией.

Третьей основной характеристикой станции является число параметров, индицируемых оператору, и автоматически регистрируемых (документируемых) параметров. Эти показатели определяют возможности станции по представлению оперативной информации непосредственно в процессе контроля и управления и для последующей неоперативной интерпретации.

Для большинства станций геолого-технологического контроля число автоматически принимаемых входных сигналов не превышает 32: вес на крюке, перемещение крюка, частота вращения и момент ротора, число двойных ходов насосов и давление нагнетания, уровень и общий объем раствора в емкостях, плотность, температура и электросопротивление раствора на входе и выходе из скважины, общее содержание газа и компонентный состав углеводородов, расход на выходе, давление на штуцере, возможность подключения забойных датчиков (контроль нагрузки на долото, частоты вращения долота, давления, температуры, параметров кривизны скважины) и других специфических измерительных средств.

К числу важных и сложных объектов контроля при бурении скважин относится буровой раствор. Эффективность бурения глубоких скважин в сложных условиях и ввод скважин в эксплуатацию с хорошей производительностью зависят от качества бурового раствора, а затраты средств на него стали одной из главных статей расходов при бурении скважин.

Тип бурового раствора, его компонентный, долевой состав и область применения устанавливаются исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов; пластового и горного давления; забойной температуры.

Комплекс контролируемых показателей свойств бурового раствора для различных условий бурения скважин в нашей стране и за рубежом включает плотность, условную вязкость, статическое и динамическое напряжение сдвига, эффективную и пластическую вязкость, водоотдачу, содержание твердой фазы и нефти, водородный показатель, содержание газа, твердых примесей, показатель "напряжение пробоя" бурового раствора на нефтяной основе, концентрацию коллоидных частиц, показатель стабильности и седиментации, содержание ионов кальция, магния, карбонатов, гидрокарбонатов, хлора, сульфатов, калия и др.

Физическая сущность методов измерений показателей свойств буровых растворов: для измерений плотности бурового раствора используются принципы гравитации (т.е. взвешивания определенного объема бурового раствора), гидростатики (т.е. измерения давления бурового раствора постоянной высоты) и закона Архимеда (т.е. измерения выталкивающей силы, равной весу вытесненного бурового раствора); смазочная способность бурового раствора оценивается коэффициентом трения — скольжения и трения качения, а также временем работы до появления заеданий трущихся шариков при заданном контактном напряжении; для косвенной оценки стабильности бурового раствора на нефтяной основе используется напряжение электропробоя слоя раствора, расположенного между электродами, погруженными в раствор; для определения газосодержания бурового раствора используется принцип компрессии, т.е. сжатия при определенном давлении пробы раствора; для определения содержания ионов кальция, магния, карбонатов, гидрокарбонатов, хлора, сульфатов, калия и др. используются методы химического анализа.

Реологические свойства буровых растворов в отечественной и зарубежной практике определяются ротационными вискозиметрами с коаксиальными цилиндрами, позволяющими измерять напряжения сдвига при различных скоростях сдвига.

При колебаниях температуры изменяются реологические свойства буровых растворов. Температура бурового раствора изменяется циклически. Особенно большие перепады температур наблюдаются при бурении глубоких высокотемпературных скважин.

Для учета воздействия высоких температур и давлений необходимо вносить в результате измерений коррективы, связанные с цикличностью изменения температуры. Следует отметить, что при циркуляции бурового раствора в скважинных условиях изменяются режим течения, скорость сдвига, вращательное движение колонны бурильных труб с поперечными и продольными колебаниями.

Достоверность результатов гидравлических расчетов зависит от степени учета скважинных условий течения буровых растворов и погрешности измерений показателей реологических свойств буровых растворов.

В отечественной и зарубежной практике определение показателей фильтрации бурового раствора в основном осуществляется в статических условиях. Разработаны и используются фильтр-прессы, позволяющие в таких условиях определять показатели фильтрации бурового раствора при нормальных и высоких температурах и давлениях.

Стабильность бурового раствора — это обобщенный показатель свойств, характеризующий неизменность характеристик во времени и по объему как при хранении, так и в процессе бурения скважин.

Одной из важнейших характеристик гидрофобной эмульсии является способность сохранять в равновесии дисперсную фазу в углеводородной среде.

При приготовлении гидрофобных эмульсий и контроле их качества в процессе бурения важно оценить их агрегативную устойчивость. Классические методы, основанные на измерении времени жизни капель, из-за их длительности не нашли применения в промысловых условиях. В практической работе для высокостабильных эмульсий в бурении за критерий стабильности принимают такие показатели, как скорость фильтрации, состав фильтрата, количество водной фазы, выделившейся после центрифугирования, длительность хранения эмульсии до разрушения. Эти критерии характеризуют эмульсию качественно, но не позволяют оперативно оценить ее стабильность и прогнозировать поведение в скважинных условиях.

Вопрос обеспечения заданных технологических параметров при приготовлении и промышленном использовании гидрофобно-эмульсионных буровых растворов достаточно сложен.

При применении этих растворов возникает необходимость контроля как за стандартными показателями свойств, характеризующими обычные растворы, так и за специфическими, основные из которых — концентрация и степень минерализации диспергированной водной фазы, устойчивость во времени и при воздействии внешних факторов.

Наиболее трудно оценить агрегативную устойчивость гидрофобно-эмульсионных растворов.

В.И. Тонунов, И.Б. Хейфиц и др. предложили ввести в практику оценки качества этих эмульсий показатель "электростабильность", дав ему следующее определение: "Электростабильность — параметр, характеризующий устойчивость обратной эмульсии к фазному обращению и определяемый величиной напряжения на дисковых электродах диаметром 20 мм, расположенных на расстоянии 3 — 6 мм, при появлении между ними тока утечки в 0,8—1 мА.

Ряд показателей свойств бурового раствора проявляется только при взаимодействии раствора с окружающей средой в скважинах. Так, окислительно-восстановительные процессы характеризуют электронный обмен между окружающей средой, буровыми и тампонажнымы растворами и являются мерой их химической активности.

Поэтому подобные характеристики необходимо контролировать в скважинных условиях либо в условиях, близких к ним.

Объектом контроля (ОК) в процессе бурения скважин являются технологическое оборудование, применяемые материалы, скважина и технологические процессы.

Понятие "контроль" включает совокупность специальных методов и аппаратуры контроля, в целом называемых средствами контроля.

К основным задачам контроля в процессе бурения скважин относятся:

   оценка работоспособности ОК; установление соответствия параметров ОК заданным проектным значениям;

   оценка состояния ОК;

   обнаружение отклонений параметров ОК от проектных в процессе его функционирования;

   выявление причин возникших отклонений;

   анализ ситуаций, возможных при наличии отклонений параметров ОК;

   прогнозирование состояния ОК на период времени Δt;

   получение информации для адаптации проектов.

Для правильной организации контрольно-измерительных работ необходимо решить три основные задачи: что контролировать (определение перечня контролируемых параметров), как контролировать (определение периодичности, точности, аппаратуры контроля), как оценивать результат контроля (определение методов обработки результатов контроля). Рассмотрим способы решения задач по каждому виду контроля.

При установлении работоспособности ОК визуальным контролем производят проверку его на функционирование, т.е. проверяют правильность работы без оценки точности. Целью такой проверки является обнаружение явных неисправностей бурового оборудования. Перечень параметров по данному виду контроля определяется техническими характеристиками оборудования, выбранного на стадии проектирования процесса бурения скважин.

Задача контроля соответствия параметров ОК заданным проектным значениям — обнаружение отклонений входных параметров материалов, бурового раствора и работы оборудования от проектных значений. Данный вид контроля предусматривает локальную проверку работы оборудования, бурения скважин в процессе приготовления, обработки и закачки исходного объема бурового раствора и параметров бурового раствора на входе в скважину и в запасных емкостях.

Перечень контролируемых параметров устанавливается на стадии составления проекта на бурение скважины в зависимости от геолого-технических условий и выбранного типа бурового раствора.

Решение второй задачи — как контролировать — предусматривает разработку методов определения периодичности и точности по каждому виду контроля, создание аппаратуры контроля, удовлетворяющей заданной точности, и разработку схемы контроля, предусматривающей необходимость перехода от одного вида контроля к другому.

Решение третьей задачи — как оценивать результат контроля — предусматривает разработку методов оценки значений измеренных параметров и выдачу рекомендаций или сигналов для принятия соответствующих управляющих воздействий.