Растущая роль газового каротажа
advertisement
Растущая роль газового каротажа Питер Эблард Крис Белл Chevron North Sea Limited Абердин, Шотландия Дэвид Кук Иван Форназье Жан-Пьер Пуайе Сашин Шарма Руасси-ан-Франс, Франция Кевин Филдинг Лора Лотон Hess Services UK Limited, Лондон, Англия Джордж Хейнс Хьюстон, штат Техас, США Марк А. Херкоммер Конро, штат Техас, США Кевин МакКарти BP Exploration Хьюстон, штат Техас, США Майа Радакович Sinopec-Addax Женева, Швейцария Лоренс Умар Petronas Carigali Sdn Bhd Куала-Лумпур, Малайзия Нефтегазовое обозрение, том 24, № 1 (весна 2012 г.). Copyright © 2013 Schlumberger. Данная статья является русским переводом статьи "The Expanding Role of Mud Logging," Oilfield Review Spring 2012: 24, no. 1. Copyright © 2012 Schlumberger. Благодарим за помощь в подготовке данной статьи Джастина Эшара, Камаля Бенседдика, Режиса Галлара, Вилли Стокера и Крейга Уильямсона (Хьюстон, штат Техас, США); Джона Кристи (Париж, Франция); Джен Хергу и Денис Джексон (Гатвик, Англия); Марка Джейна, Франсуа ле Буана, Реми Лепутра, Жака Лесси, Одри Мальмен, Кита Росса и Филипа Верденаля (Руасси-ан-Франс, Франция); Никхила Пателя (Сингапур); а также Ирвана Розе (Конро, штат Техас, США). FLAIR, MDT, PreVue, RFT, StethoScope и Thema являются товарными знаками компании Schlumberger. 30 В течение многих десятилетий пробы и измерения, получаемые на поверхности, давали специалистам по газовому каротажу представление об условиях на торце долота. Результаты газового каротажа предоставляли операторам самые ранние сведения о пластовом потенциале и даже предупреждали о грозящих проблемах с пластовым давлением. Новые методы отбора и анализа проб наряду с достижениями в области конструирования и контроля наземных датчиков выводят науку газового каротажа на новый уровень XXI века. Газокаротажная станция давно уже стала непременным атрибутом буровой площадки. Впервые примененные в отрасли в 1939 г., эти мобильные лаборатории размером чуть больше кофейника состояли из микроскопа для анализа выбуренной породы и термоанемометрического датчика для измерения количества углеводородного газа, поступившего в процессе бурения. Функции специалиста по газовому каротажу состояли в том, чтобы регистрировать глубину и описывать литологический состав пород, проходимых долотом, а затем определять, содержат ли указанные породы нефть или газ. За пределами каротажной станции сфера деятельности специалиста по газовому каротажу распространялась от вибросит до пола буровой. На выходе вибросит получаются буровой шлам и газ с бурового долота, вынесенные на поверхность в составе бурового раствора. Периодические походы к виброситам позволяли каротажнику собирать шлам для исследования под микроскопом, а по впускному трубопроводу, соединяющему вибросита с каротажной станцией, газ с газоуловителя поступал в термоанемометрическую систему обнаружения газа каротажной станции. Визиты на пол буровой позволяли каротажнику обмениваться важной информацией с буровиками. При помощи основных наземных измерений каротажник мог сделать краткий отчет о ходе буровых работ. В течение многих десятилетий измерения по газу, литологический состав пород и скорость проходки давали самые первые сведения о пластовом потенциале. До появления измерений в процессе бурения (measurements while drilling — MWD) и каротажа в процессе бурения (logging while drilling — LWD) специалисты по газовому каротажу получали ценные пластовые сведения из скважин, в которых условия бурения, характеристики пласта или траектория скважин создавали препятствия для работы каротажных приборов, спускаемых на кабеле. В таких скважинах анализ газа в растворе и шлама часто давали первое, и возможно, единственное, свидетельство потенциальной продуктивности пласта. Сегодня, хотя технология каротажа во время бурения может дать первое представление о наддолотных условиях в режиме реального времени, неблагоприятные условия в стволе порой не позволяют применять внутрискважинные каротажные приборы. В таких случаях газовый каротаж продолжает давать операторам информацию о продуктивности их скважин. Как минимум, газовый каротаж первый указывает операторам пласты, заслуживающие особого внимания, требующие дополнительных каротажных работ или испытаний на приток. Нефтегазовое обозрение Приемный амбар Буровые насосы Емкость для приготовления бурового раствора Пол буровой Газокаротажная станция Пескоуловитель Отстойная емкость Запасной резервуар для бурового раствора Газовый каротаж выполняет целый ряд различных функций. Одна из них — выявление корреляций. Кривые скорости проходки и суммарного содержания газа, получаемые в результате газового каротажа, прекрасным образом соотносятся с кривыми гамма-каротажа и каротажа сопротивлений, соответственно. 1 В течение всего процесса бурения диаграммы газового каротажа коррелируют в режиме реального времени с каротажными диаграммами соседних скважин, помогая оператору отслеживать положения долота по отношению к целевым горизонтам. Поскольку диаВесна 2012 грамма газового каротажа основана на анализе физических проб, она дает прямую, достоверную информацию о составе пород и содержании углеводородов. Эта информация может быть полезна, когда интерпретация диаграмм каротажа приборами на кабеле или диаграмм каротажа в процессе бурения осложнена или неоднозначна из-за характеристик пласта. Она также может заполнять пробелы в тех случаях, когда другие указанные измерения не были получены. Таким образом, в сочетании с результатами каротажа приборами на кабеле или каротажа в процессе бурения, а также с данными по керну и результатами гидродинамических исследований, диаграммы газового каротажа предоставляют независимые сведения для получения более полного понимания условий и геологических характеристик пласта. 1. Как и диаграммы электрического каротажа, большинство диаграмм газового каротажа по формату отвечают стандартам, установленным Обществом профессиональных интерпретаторов каротажных диаграмм (Society of Professional Well Log Analysts — SPWLA). Стандарты SPWLA для газового каротажа см.: Mercer RF and McAdams JB: "Standards for Hydrocarbon Well Logging," Transactions of the SPWLA 23rd Annual Logging Symposium, Corpus Christi, Texas, USA, July 6–9, 1982, paper LL. 31 Объем работ в рамках стандартного газового каротажа со временем увеличился по мере появления новых датчиков, подающих дополнительную информацию на каротажную станцию — от хроматографических газоанализаторов до индикаторов нагрузки на долото и уровнемеров амбара для бурового раствора. В настоящее время в рамках стандартного газового каротажа определяется механическая скорость проходки, литологический состав пород, визуальные индикаторы углеводородов, общее содержание в растворе горючих газов и отдельные углеводородные соединения, содержащиеся в газе, а также многочисленные параметры бурения. В качестве узла мониторинга хода буровых работ и показаний датчиков буровой, газокаротажная станция стала источником ключевой информации для представителя компании, буровика и геолога. Роль каротажника приобретает дополнительное значение в случае резкого повышения механической скорости проходки («проскока»). В таком случае каротажник предупреждает представителя компании и требует приостановки буровых работ до выноса раствора и шлама с торца долота на поверхность. Если в ходе анализа бурового раствора выясняется наличие углеводородов («проявление»), газокаротажник информирует геолога, который может принять решение об отборе керна или проведении опробования интервала. Кроме того, газокаротажники отбирают представительный керн для геохимиков и биостратиграфов, необходимый для выявления корреляций и разработки геологических моделей. В контексте бурения наиболее важной задачей газокаротажника является мониторинг газа. Отслеживание динамики содержания газа в буровом растворе в ходе бурения является неотъемлемой частью оценки плотности бурового раствора и выявления потенциальных пластов аномально высокого давления. Осуществляя тщательный контроль параметров газа и бурения, газокаротажник может распоз- 32 нать приближающиеся отклонения от нормальной динамики и заранее предупредить буровика и представителя компании для своевременного устранения этой проблемы путем корректировки плотности бурового раствора или останова скважины. Таким образом, успех работы скважины и безопасность бурения может зависеть от того, насколько быстро газокаротажник способен проводить синтез и интерпретацию несметного числа данных. C годами возможности газового каротажа получили существенное развитие. В середине 1950-х гг. пробы газа анализировали на буровой площадке методом газовой хроматографии. В 1960-х гг. компании, предоставлявшие услуги газового каротажа, начали предлагать услуги по определению геологического давления. 2 В 1970-е гг. газовый каротаж стали проводить с использованием автоматических регистраторов событий, обязанных своим появлением применению мощных микроэлектронных компонентов. В последующее десятилетие газокаротажные станции вошли в компьютерную эру. Теперь строить каротаж ные диаграммы стали компьютеры — раньше это было обязанностью газокаротажника, который тщательно компилировал данные, после чего рисовал диаграмму от руки. Кроме того, компьютеры позволили каротажникам осуществлять организацию и мониторинг данных из различных источников без сенсорной перегрузки. Достижения в компьютерных и сетевых технологиях, в области конструирования наземных измерительных датчиков и анализа проб выводят газокаротажную станцию на новый уровень XXI века. Сегодня в каротажной станции концентрируются показания еще большего числа датчиков, каждый из которых производит несколько замеров в секунду. Для обработки этого возросшего объема информации используется система контекстно-зависимой обработки данных: при помощи машинно-генерируемых линий тренда и библиотеки существующих моделей она обрабатывает данные, делая их более доступными для газокаро- тажника и других пользователей. Цифровые образы образцов, сделанные под микроскопом, теперь можно легко передавать с буровой площадки в офис заказчика. Кроме того, были разработаны новые методики отбора и анализа проб газа, позволяющие определять геохимические свойства на буровой площадке. В настоящей статье описана технология стандартного газового каротажа, методики отбора и анализа проб, используемые при оценке пластов, а также основные методы мониторинга давления. Обзор новейших сенсорных технологий дает представление об эволюции этих методов, прошедших путь от базовой оценки продуктивности пласта до современного анализа газа в буровом растворе (для геологов) и стабильности скважин (для буровиков). Механизм газового каротажа На месторождении буровой раствор является неотъемлемой частью любого проекта бурения. Будь то буровой раствор на водной, нефтяной или газовой основе, он является ключевым компонентом процесса бурения скважины: • Он подается под давлением через промывочные сопла долота для очистки долота и охлаждения торца долота. • Он уносит выбуренную породу с торца долота на поверхность, таким образом, играя ключевую роль в процессе очистки скважины. • Он компенсирует забойное давление, тем самым способствуя обеспечению устойчивости ствола скважины и предотвращению притока пластовых флюидов, которые могли бы вызвать неконтролируемые выбросы. 2. Геологическое давление — синоним пластового давления. В нефтегазовой отрасли этот термин, как правило, обозначает аномальное давление жидкости в пласте, которое выше или ниже нормального гидростатического давления на заданной глубине. Нормальное, повышенное или пониженное давление — это давление, равное гидростатическому, превышающее его или меньшее его соответственно. Подробнее на эту тему см.: Barriol Y, Glaser KS, Pop J, Bartman B, Corbiell R, Eriksen KO, Laastad H, Laidlaw J, Manin Y, Morrison K, Sayers CM, Terrazas Romero M and Volokitin Y: "The Pressures of Drilling and Production," Oilfield Review 17, no. 3 (Autumn 2005): 22-41. Нефтегазовое обозрение С течением времени были разработаны многочисленные варианты основной смеси буровых растворов на основе глины и пресной воды. Известные рецептуры имеют в своей основе соленую воду, минеральное масло, дизельное масло, полимеры, азот, туманообразующие агенты и пену. Каждый тип бурового раствора обладает отличительными характеристиками, обеспечивающими наилучшие показатели работы в определенных условиях бурения. И работа с каждым типом бурового раствора должна быть специально модифицирована для проведения газового каротажа: для некоторых типов применяются стандартные методы отбора проб; для других необходимы определенные процедуры очистки проб. В настоящем разделе будет рассказано о самых простых условиях, в которых применяются буровые растворы на пресноводной основе. В проведении газового каротажа важнейшую роль играет система циркуляции бурового раствора, которая выносит на поверхность буровой шлам и пластовые жидкости. Буровые насосы высокого давления откачивают буровой раствор из приемных амбаров и направляют его вниз по бурильной трубе (рис. 1). Буровой раствор выходит из бурильной колонны через сопла на торце долота. Под давлением насоса буровой раствор выталкивается вверх по затрубному пространству между бурильной трубой и обсадной колонной и выходит на поверхность через трубопровод, расположенный над противовыбросовым превентором. Затем буровой раствор проходит через вибросито, где выбуренная порода отделяется от жидкого бурового раствора. Раствор просачивается через сито в амбары для бурового раствора, а затем снова закачивается в скважину. По мере прохождения бурового долота через недра, выбуриваемая порода — вместе с содержащейся в ней водой, нефтью и газом — выносится на поверхность вместе с буровым раствором. Состав и момент выхода определенных веществ на поверхность — ключевая информаВесна 2012 Талевый блок Буровой стояк Ведущая труба Газокаротажная станция Стол ротора Пол буровой Подводящий трубопровод Газоуловитель Всасывающий трубопровод Вибросито Направляющий патрубок Противовыбросовый превентор Обсадная труба Буровой Приемныйй Резервуар Запасной насос амбар для бурового резервуар раствора для после выхода бурового из скважины раствора Бурильная труба Долото Рис. 1. Система циркуляции бурового раствора. — Буровой раствор закачивается из приемного амбара через кондуктор в скважину по центральной части бурильной трубы и попадает в необсаженный ствол через сопла (не показаны) долота. Раствор охлаждает и смазывает долото, а затем вымывает и уносит с собой выбуренную породу и жидкости при своем течении вверх по затрубному пространству между трубой и стенкой скважины. На поверхности раствор, пластовые жидкости и шлам отводятся через боковое отверстие в направляющем патрубке и по наклонному трубопроводу на вибросито. В напорной коробке вибросита располагается перемешиватель бурового раствора (газоуловитель), в котором газ выделяется из бурового раствора. По всасывающему трубопроводу в верхней части перемешивателя газ откачивается из раствора и направляется на газокаротажную станцию для анализа. Раствор проходит через вибросито, где при помощи экранов шлам отделяется от раствора, который возвращается в резервуар для бурового раствора после выхода из скважины. 33 Рис. 2. Образец шлама. — После очистки и сушки эти обломки глины будут изучены под микроскопом. 8 дюймов Обломки породы со следами от инструмента Рис. 3. Обломки породы, выбуренной долотом PDC. — На аргиллите в сите газокаротажника видны следы от инструмента — свидетельство деформации сдвига, вызванной долотом PDC. 34 ция в науке газового каротажа. На тип материала и время его выхода в разной мере влияют режим бурения, состав пород и давление. Газокаротажнику требуются образцы выбуренной породы для определения геологического строения разреза на определенной глубине. Поэтому обломки выбуренной породы должны быть достаточно большими для задерживания на виброситах или илоотделителях. В среднем обломки выбуренной породы имеют размер частиц кофейной гущи (рис. 2). Их размер в большой мере определяется степенью консолидации породы, а также размерами и цементацией ее зерен. В глинах давление может повлиять на размер бурового шлама, и крупные удлиненные частицы глины, вывалившиеся из стенок ствола, явно свидетельствуют об аномально высоком пластовом давлении. Существенную роль также играет и тип бурового долота. Шарошечные ко- нические долота с остроконечными зубьями производят более крупные обломки, чем долота с карбид-вольфрамовыми зубьями шарошки. В долотах, армированных поликристаллическими синтетическими алмазами (polycrystalline diamond compact — PDC), для бурения мягких пород, как правило, используются большие шарошки, которые производят крупные обломки породы (рис. 3). Для более твердых пород требуются более мелкие шарошки PDC, которые производят более мелкий шлам. Объем бурового шлама, проходящий через вибросито, зависит от размера долота и скорости проходки. 3 Размером долота определяется и площадь поперечного сечения ствола. Скорость проходки определяет мощность интервала бурения за заданный период времени. На эти факторы, в свою очередь, влияет скорость закачки, нагрузка на долото, скорость вращения, вязкость жидкости и плотность (удельный вес) бурового раствора. Для описания литологических характеристик конкретного интервала скважины, газокаротажнику необходимо учитывать скорость переноса шлама для корректного определения времени, необходимого для прохождения шламом расстояния от торца долота до вибросита. Это время подъема увеличивается с глубиной: оно составляет всего несколько минут при бурении верхних интервалов скважины, однако, в глубоких разрезах увеличивается до нескольких часов. Точное определение времени подъема крайне важно для правильной корреляции образцов шлама и флюидов с пластами и глубинами, на которых они были взяты. Один из методов определения времени подъема заключается в расчете времени, необходимого для вытеснения всего объема бурового раствора в затрубном пространстве. При использовании этого метода газокаротажнику необходимо учитывать длину и диаметр необсаженного ствола, емкость и пропускную способность трубных изделий — стояка, обсадной колонны и бурильной трубы, — а также производительность Нефтегазовое обозрение бурового насоса. При каждом изменении диаметра ствола или трубы все эти расчеты необходимо производить заново. Однако данный расчет дает слишком оптимистический результат — с занижением объема ствола, — поскольку в нем не учитывается шероховатость размывов ствола скважины, которые влияют на объем и скорость движения бурового раствора. Более надежный метод определения времени подъема заключается в использовании маркёра, который закачивается в скважину и отслеживается после подъема на поверхность. Были попытки использовать различные маркёры — от зерен овса, кукурузы или риса до комков краски или карбида кальция, а также закачки газа. Некоторые типы маркёров были отвергнуты из-за потенциально негативного влияния на внутрискважинное оборудование; другие применяются только в отдельных регионах. 4 В большинстве случаев маркёр просто оборачивается в папиросную бумагу, затем помещается в бурильную трубу при ее наращивании на полу буровой. Бумага растворяется во время спуска по бурильной трубе, и маркёр выходит через сопла долота. Газокаротажник запускает таймер в момент включения насосов и рассчитывает время, за которое маркёр спустится по стволу и вернется на поверхность, чтобы быть готовым к его возвращению. Таймер выключается в момент, когда маркёр достигает вибросита. Зная скорость подачи насоса и внутренний диаметр бурильной трубы, газокаротажник может вычислить объем жидкости в трубе до конечной глубины, после чего, зная объемную подачу насоса, можно рассчитать количество ходов плунжера для прохождения расстояния от поверхности до долота. Путем вычитания этого времени из общего замеренного времени можно рассчитать время подъема от бурового долота до поверхности. Время подъема также можно измерять в ходах плунжера бурового насоса. Датчики, размещаемые на буровых насосах, регистрируют движение плунжера и передают сигнал на счетчик-визуализатор хода плунВесна 2012 жера, расположенный на газокаротажной станции. Счетчик устанавливается на нуль при вводе маркёра в бурильную трубу и считывается по прибытии маркёра на поверхность. Счетчик ходов плунжера наращивает показания только при работающем насосе; таким образом, его показания отражают скорость закачивания, за исключением перебоев в связи или остановок из-за ремонта насоса. Число ходов плунжера, необходимое для закачки маркера в скважину до долота, вычитается из общего их числа, в результате чего получается число ходов плунжера, необходимое для подъема бурового раствора с обломками породы от бурового долота на поверхность. Время подъема обычно измеряется ежедневно на каждой глубине спуска обсадной колонны. Рассчитанное время подъема используется для определения эффекта вымывания пласта между измеренными периодами подъема. Например, карбидный маркёр поместили в бурильную трубу при ее наращивании на полу буровой. Через 1800 ходов плунжера детекторы газа зафиксировали пиковое содержание ацетилена. Поскольку рассчитанное время подъема составляет 1710 ходов плунжера, полученная разница времени подъема в 6% может объясняться расширением ствола скважины. Умножив объемную подачу насоса на разницу в количестве ходов поршня, можно определить общий объем гидромониторного расширения ствола скважины. Этот объем также используется для экстраполяции расчетов времени подъема за пределы измеренной точки подъема. В некоторых случаях каротажники могут применять другой газ для отслеживания времени подъема. Газ, проникающий в раствор при наращивании бурильной трубы, как правило, регистрируется в тех случаях, когда давление бурового раствора лишь немного превышает пластовое давление. Во время наращивания насосы останавливают, и трубу поднимают для выведения долота из забоя. При выключенных насосах эффективная плотность раствора уменьшается от эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора (equivalent circulating density — ECD) до статической плотности раствора, и скважина до некоторой степени свабируется во время подъема трубы. 5 Это может привести к снижению забойного гидростатического давления, достаточному для извлечения из пласта небольших объемов газа. 6 Если газ, проникающий в раствор при наращивании, присутствует, то он регистрируется с отставанием в один интервал от наращивания трубы. Каждое проявление такого газа отражает время подъема на глубине долота на момент наращивания. Базовая оценка пласта В своей базовой форме диаграмма газового каротажа представляет собой запись скорости бурения, литологических свойств шлама, общего количества горючих газов и содержания отдельных углеводородных соединений, вынесенных на поверхность в ходе бурения. Диаграмма газового каротажа — это краткое описание геологического строения разреза, обнаруженных углеводородов, а также особых событий во время бурения скважины (рис. 4). 3. Whittaker A: Mud Logging Handbook. Englewood Cliffs, New Jersey, USA: Prentice Hall, 1991. 4. Карбид кальция CaC2 вступает в реакцию с водой в буровом растворе: CaC2 + 2H2O → C2H2 + Ca(OH). Получаемый в результате этой реакции ацетилен C2H2 — это газ, который обычно отсутствует в осадочных породах. Этот ацетилен отбирается газоуловителем, и его появление будет автоматически отмечено детектором газа или газовым хроматографом газокаротажной станции. 5. Эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора (equivalent circulating density — ECD) — это эффективная плотность бурового раствора, проявляемая на определенной глубине ввиду циркуляции флюида вдоль пласта. ECD рассчитывается как ECD = d + P/(0,052D), где d — плотность бурового раствора, фунт/галлон США; P — перепад давления в затрубном пространстве от глубины D до поверхности, фунт/дюйм2; D —истинная вертикальная глубина, фут, и 0,052 — коэффициент пересчёта из фунт/дюйм2/фут в фунт/галлон США. 6. В данном случае свабирование обозначает небольшой спад затрубного давления при движении трубы во время наращивания. Количество газа, попадающего в ствол скважины в результате свабирования, зависит от реологических свойств бурового раствора, скорости трубы во время ее движения, а также диаметра трубы и кольцевого пространства. 35 Сланцевая глина CG Газ, проникающий в раствор при наращивании Ангидрит Уголь Нефть и газ Нефть Газ Смена долота, спуск и подъем Башмак Хроматограмма, частей на миллион C2 C3 C1 375 500 i-C4 n-C4 2000 2500 i-C5 n-C5 Общий объем газа, ед. 125 250 500 1000 1500 Плотность бурового раствора, фунт/галлон 7500 На входе: 10,8 На выходе: 10,8 7600 Спуск/подъем нового долота повышение на 6,3 барр. TG: 1548 ед. 7700 Увеличение ПБР до 11,3 Увеличение ПБР до 11,5 CG: 35 ед. CG: 39 ед. Увеличение ПБР до 11,7 CG: 45 ед. Литологическое описание и примечания 106 0 105 0 Доломит 104 50 Буровой шлам, % Известняк 103 100 Глубина, футы TG Газ свабирования Песок 102 Механическая скорость проходки, фут/час Флуоресценция FG Пластовый газ Песчаник 10 Глина 7800 Песчаник: Clr-lt gy-frst, m-f gr, sbelg-elg, sbang-sbrnd, m srt, tr Glau, calc mtx, p-m cmt, qtzc i/p, m ind, fri-m hd, p-fr intgran por, no fluor. Обсадная труба диаметром 9¾ дюйма задавлена на измеренную глубину 7580 футов и истинную вертикальную глубину 6691 футов. Испытание на герметичность: 14,8 фунт/галлон. Глина: Lt brn-tan, arg, calc, plas, sft, sol, slty, rthy, grty. Сланцевая глина: Lt gy-lt brn, grnsh gy, arg, calc, frm-hd, occ sft, p-m cpt, sbblky-blky, splty-ppy i/p, rthy, grty. Песчаник: Clr-lt gy-frst, m-f gr, sbelg-elg, sbang-sbrnd, m srt, tr Glau, calc mtx, p-m cmt, qtzc i/p, m ind, fri-m hd, p-fr intgran por, no fluor. Сланцевая глина: Lt gy-lt brn, grnsh gy, arg, calc, frm-hd, occ sft, p-m cpt, sbblky-blky, splty-ppy i/p, rthy, grty. Глина: Lt brn-tan, arg, calc, plas, sft, sol, slty, rthy, grty. Нагрузка на долото, 38—58 килофунтов Число оборотов в минуту 78—84 Приток 650 галлон/мин Песок: Clr-frst, trnsp-trnsl, m-c gr, occ f, sbelg-sbsph, ang-sbang, m srt, tr Glauc, uncons-p cmt, p ind, lse, n por, Qtz, no fluor. FG: 427 ед. 7900 Увеличение ПБР до 12,0 FG: 920 ед. Глина: Lt brn-tan, arg, calc, plas, sft, sol, stky i/p, rthy, grty. Песок: Clr-frst, trnsp-trnsl, m-c gr, occ f, sbelg-sbsph, ang-sbang, m srt, tr Glauc, uncons-p cmt, p ind, lse, Qtz, no fluor. 8000 Рис. 4. Фрагмент стандартной диаграммы газового каротажа. — Стандартная диаграмма газового каротажа представляет механическую скорость проходки, глубину, литологический состав шлама, измеренные объем и состав газа и описание шлама. Она может также содержать примечания о реологических показателях бурового раствора или параметрах бурения. Настоящая диаграмма описывает достаточно обычный процесс бурения: обсадная труба задавлена в глинистый интервал на глубину 7580 футов. После разбуривания обсадной трубы и проведения испытаний на герметичность, механическая скорость проходки составила порядка 25—30 фут/час (7,6—9 м/ч). В результате спускоподъемной операции по смене долота на глубине 7650 футов было получено 1548 единиц газа свабирования. При бурении при небольшом График механической скорости проходки показывает, за какое время долото преодолевает каждый метр или фут согласно показаниям датчика на буровой лебедке. График механической скорости проходки можно строить как ступенчатую кривую 36 превышении пластового давления отмечалось небольшое увеличение объемов проникающего в раствор газа после каждого наращивания, что побуждало увеличивать плотность бурового раствора (ПБР). Увеличение скорости проходки на глубине 7890 футов свидетельствовало о проскоке, который сопровождался увеличением содержания песка и выходом газа, объем которого достиг 920 единиц количества газа (пластовый газ). Показания детектора присутствия газа приводятся в частях на миллион эквивалента метана в воздухе по объему, где величина 10 000 частей на миллион равна 1% метана или 50 единицам количества. Газовый хроматограф на буровой площадке, как правило, регистрирует метан CH4, обозначенный как C1, а также этан C2H6 (C2), пропан C3H8 (C3), и нормальные и изополимеры бутана C4H10 (n-C4 и i-C4) и пентана C5H12 (n-C5 и i-C5). или непрерывную линию, возрастающую справа налево. Показанный таким образом график механической скорости проходки отражает изменения типа или пористости породы практически аналогично диаграмме каротажа собственного по- тенциала или гамма-каротажа, что облегчает корреляцию между двумя этими кривыми. На механическую скорость проходки влияет большое число факторов, включая тип и пористость породы, нагрузку на долото, плотность буроНефтегазовое обозрение вого раствора и скорость вращения (об/мин), а также тип, диаметр и состояние долота. Поскольку режим бурения определяет скорость проходки не меньше, чем геологические свойства, газокаротажник отмечает определенные параметры бурения на графике механической скорости проходки, особенно при их изменении. График механической скорости проходки интерпретируется аналогично диаграмме гамма-каротажа. Как правило, базовая линия глин определяется по мощному интервалу достаточно медленного стабильного бурения — это заключение можно проверить путем анализа выбуренных обломков пласта. Отклонения скорости проходки от этой базовой линии могут свидетельствовать об изменениях литологических свойств или других скважинных параметров. Например, проскок может указывать на переход от глин к пе- скам или на увеличение забойного давления вследствие перехода через разлом. Внезапное снижение скорости проходки, иногда называемое обратным проскоком, может свидетельствовать о переходе к более плотной породе или быть сигналом проблем с долотом. Такие показания необходимо сравнивать с другими измерениями для выявления их истинной причины. Литологическая колонка строится по результатам анализа запаздывающих проб выбуренной породы. Пробы обычно отбирают через регулярные интервалы, — например, через каждые 3 м (10 футов) или каждые 10 м (30 футов), а также перед подъемом бурильной колонны из скважины. Их также отбирают в случае значительных отклонений графика механической скорости проходки или кривой содержания газа от стандартной динамики, свидетель- ствующих об изменениях пластовых характеристик. Литологическая колонка представляет собой сводную разбивку литологических разновидностей пород в процентах от объема выбуренной породы, с показаниями через каждые 10%. Пробы выбуренной породы промывают и высушивают, после чего исследуют под бинокулярным микроскопом. Затем пробу описывают с указанием литологического состава, цвета, гранулометрического состава, формы, сортности, пористости, текстуры и других характеристик, актуальных для конкретного типа породы (рис. 5). Наличие углеводородов может не быть очевидным — даже под микроскопом, — поэтому каждая проба подвергается различным простым испытаниям для выявления углеводородов. Сначала пробу исследуют под ультрафиолетовым (УФ) Камера Описание проб выбуренной породы 1. Название породы 2. Цвет 3. Твердость, слоистость 4. Составляющие элементы или зерна Обломочные породы Карбонаты a. гранулометрический a. характер зерен состав b. размер зерен b. окатанность c. округлость d. сортность 5. Цементирующее вещество и материнская порода Обломочные породы Карбонаты a. распространённость a. распространённость b. характер b. кристалличность 6. Вторичные элементы, органические остатки 7. Визуальное определение пористости 8. Признаки углеводородов a. визуальные (пятна и выпотевание) b. прямая флуоресценция (степень, интенсивность, цвет) c. флуоресценция среза (уровень, интенсивность, цвет) Рис. 5. Исследование под микроскопом. — Промытые и высушенные пробы исследуют под микроскопом (слева на рис.) для составления литологических описаний (справа на рис.) для диаграммы газового каротажа. На врезке показана фотография типичной пробы, представляющей собой смесь различных типов пород с преобладанием серого аргиллита и небольшим содержанием Весна 2012 песка цветом от чисто- до грязно-белого. На некоторых каротажных станциях к микроскопу подсоединена камера. Это позволяет газокаротажнику тщательно регистрировать потенциально продуктивные зоны, необычные минералы, явные реперные пласты и даже металлические опилки (свидетельствующие об износе колонны или долота), обнаруживаемые в пробе. 37 Рис. 6. Флуоресценция под действием УФ-излучения. — Флуоресценция минералов (светлые цвета, слева на рис.), часто наблюдаемая в образцах пород, не является индикатором нефтяной залежи. Однако из нефтесодержащей пробы, помещенной в растворитель, могут истекать флуоресцирующие потоки нефти. На фотографии в центре рис. они видны как две слабо светящиеся струи, истекающие из образца в направлении часовой стрелки, указывающей на 5 и на 11 часов. Когда эти светом. Испытание на флуоресценцию — очень чувствительный тест на наличие углеводородов в растворе, шламе и керне. Флуоресценция проб оценивается по цвету (от коричневого до зеленого, золотого, синего, желтого и белого), по интенсивности и распределению. Цвет флуоресценции может указывать на плотность нефти: темные цвета характерны для низкой плотности по API (тяжелых нефтей), а светлые цвета — для высокой плотности по API (легких нефтей). Поскольку флуоресценция может объясняться несколькими причинами, флуоресцирующие обломки пород отделяются от основной пробы для дальнейшего анализа. Свечение пробы может быть вызвано различными добавками к буровому раствору, присутствием нефти в породе, а также определенными типами минералов — такими как пирит и кальцит. Газокаротажник должен сравнить возможную флуоресценцию добавок к буровому раствору с таковой для выбуренных обломков пород, чтобы 38 белесоватые потоки нефти смешиваются с растворителем, они придают прежде прозрачной жидкой среде светло-голубой оттенок. После испарения растворителя остатки нефти образуют флуоресцирующее кольцо на стекле для анализа проб (справа на рис.), что позволяет обнаруживать нефть в низкопроницаемых пробах, которые практически не дают явных истечений нефти. (Фотографии предоставлены G. Haines.) определить влияние добавок. Флуоресценция минералов может быть очень похожа на флуоресценцию нефти, однако их можно различить путем добавления растворителя. Картина флуоресценции минералов останется без изменения, в то время как светящиеся углеводородсодержащие области будут размываться и растекаться в направлении растворителя по мере растворения в нем нефти. На этом явлении основан диффузионно-флуоресцентный метод анализа пробы на признаки нефти («cut fluorescence» или просто «cut»). Под УФ-излучением можно увидеть истечение углеводородов через поры породы в окружающий их растворитель, что делает растворитель мутным. Если флуоресцирующего потока не наблюдается, пробу оставляют до испарения растворителя, а затем снова рассматривают под УФ-излучением. Флюоресцирующее кольцо вокруг пробы указывает на то, что углеводороды продиффундировали в растворитель (рис. 6). Газокаротажник отметит, произошла ли диффузия сразу или с задержкой, что позволит ему сделать качественный вывод о проницаемости. Запах является еще одним хорошим признаком углеводородов. Если можно исключить буровой раствор в качестве источника запаха нефти, то следует тщательно исследовать пробу на наличие углеводородов. Однако отсутствие запаха не свидетельствует об отсутствии углеводородов, особенно в газоносных пластах. На некоторых частицах породы могут быть пятна нефти. Цвет пятна может варьировать от темно-коричневого для нефтей низкой плотности по API до бесцветного, для нефтей высокой плотности по API и конденсата. Размер пятна или высачивания — медленного вытекания нефти — на нефтесодержащих обломках выбуренной породы или керне является качественным показателем проницаемости. Реакция на кислоту может быть хорошим индикатором нефти в пробах карбонатных пород, если в буровой Нефтегазовое обозрение раствор не добавлялись жидкости на нефтяной основе или углеводороды. Для проведения испытаний на нефть газокаротажник воздействует разбавленной соляной кислотой на частицы породы на многолуночном планшете (рис. 7). Признаком нефти является образование крупных пузырьков в результате реакции кислоты с карбонатами, высвобождающей нефть, содержащуюся в порах породы. В некоторых случаях нефть проявляется в виде радужного отлива на поверхности пузырька. Смачиваемость можно оценить качественно. Неспособность пробы поглощать воду или стремление шлама всплыть в воде может свидетельствовать о присутствии нефти и о том, что проба смачивается нефтью. 7 Однако пробы из скважин, пробуренных с продувкой сжатым воздухом, могут не смачиваться изза малого размера частиц и поверхностного натяжения. Положительный результат любого из этих предварительных исследований считается проявлением нефти, требующим немедленного уведомления представителя компании и геолога. Газокаротажник также отслеживает газопроявления путем мониторинга приборов обнаружения газа. Система обнаружения газа обеспечивает практически мгновенный отсчет значений, ограниченный лишь временем подъема от долота на поверхность. По всасывающим трубопроводам постоянный поток воздуха и газа течет от газоуловителя, расположенного на вибросите, в газокаротажную станцию. На станции чувствительные приборы обнаружения газа обрабатывают пробы, извлеченные из бурового раствора. Основным инструментом является пламенноионизационный детектор, который может обнаружить углеводородные газы в концентрации 5—20 частей на миллион. Результаты измерений выражаются в частях на миллион эквивалента метана в воздухе по объему, где величина 10 000 частей на миллион равна 1% метана или 50 единиц количества. Весна 2012 Показания пламенно-ионизационных детекторов используются для построения графика общего содержания газа на газокаротажной диаграмме. Фоновый газ — более или менее постоянное минимальное количество газа — изображается нулевой линией графика общего содержания газа. Уровень фонового газа может быть любым — от нескольких частей на миллион до нескольких процентов, в зависимости от пласта и условий циркуляции. Газопроявлением считается любое существенное увеличение содержания газа, которое обычно связано с зоной увеличения пористости или проницаемости. Газокаротажник обращается к газовой хроматографии для более детального анализа проявлений нефти и газа. Работая в автономном цикле, хроматограф разделяет поток газа на различные фракции по молекулярному весу. Продолжительность цикла — период времени, необходимый для прохождения пробы газа через хроматографическую колонку, — может варьировать от долей минуты до нескольких минут, в зависимости от типа хроматографической колонки. Обычно обнаруживаемые компоненты относятся к группе алканов: метан C 1 , этан C 2 , пропан C 3 , бутан C 4 и пентан C 5 . Измерение содержания этих легких углеводородов помогает геологам описывать состав пластового флюида в процессе бурения. Поскольку каждый пластовый флюид состоит из различных типов углеводородов с различной молекулярной массой, соответствующие доли легких углеводородов меняются от одного типа флюида к другому. Количество извлекаемого газа и относительное содержание различных газов применяется для идентификации зон, содержащих извлекаемую нефть или газ. 8 Мониторинг базового давления Буровые бригады во всем мире вынуждены бороться с аномально высокими значениями пластового давления. Высокое давление наблюдается в пластах, где непроницаемый слой, непроводящий сброс, диапир или другая преграда огра- Пузырьки Пузырек Рис. 7. Реакция карбонатной породы на кислоту. — Разбавленная соляная кислота растворяет карбонатную породу , высвобождая всю содержащуюся в ней нефть. Растворяясь, нефть окрашивает прозрачную кислоту в коричневый цвет. Три крупных пузырька — результат повышения поверхностного натяжения, вызванного присутствием нефти. ничивает естественное движение флюида и выравнивание давления. В таких пластах аномально высокого давления флюиды, заключенные в порах, принимают часть веса покрывающей породы. Аномально высокое давление обычно наблюдается в тех случаях, когда низкая проницаемость препятствует выходу порового флюида с той скоростью, которая требуется для сжатия порового пространства под весом свежих покрывающих осадков. Избыточное давление нарастает по мере того, как под весом покрывающей породы флюид сжимается. Этот процесс обычно называется недоуплотнением или дис- 7. Смачиваемость — это склонность твердой поверхности взаимодействовать с одной жидкостью более, чем с другой. Смачиваемость определяется межмолекулярными взаимодействиями между твердой поверхностью и жидкостью. Подробнее о смачиваемости см.: Abdallah W, Buckley JS, Carnegie A, Edwards J, Herold B, Fordham E, Graue A, Habashy T, Seleznev N, Signer C, Hussain H, Montaron B and Ziauddin M: "Fundamentals of Wettability," Oilfield Review 19, no. 2 (Summer 2007): 44–61. В русском переводе: В. Абдалла, Дж. С. Бакли, Э. Карнеги, Дж. Эдвардс, Б. Херольд, Э. Фордэм, А. Грауэ, Т. Хабаши, Н. Селезнев, К. Синьер, Х. Хусейн, Б. Монтарон и М. Зиауддин: «Основы смачиваемости», Нефтегазовое обозрение, том 19, № 2 (лето 2007 г.): 54–75. 8. Подробнее о хроматографии и анализе содержания газа см.: Haworth JH, Sellens M and Whittaker A: "Interpretation of Hydrocarbon Shows Using Light (C1-C5) Hydrocarbon Gases from Mud-Log Data," AAPG Bulletin 69, no. 8 (August 1985): 1305–1310. 39 lg R 60N lg 12W 6 10 D d= где d R N W D — экспонента бурения; — скорость проходки, фут/ч; — скорость вращения, об/мин; — нагрузка на долото, фунты; — диаметр долота, дюймы. Рис. 8. Формула d-экспоненты. — d-экспонента нормирует переменные, которые могут повлиять на скорость проходки, что сделает итоговый график более чувствительным к поровому давлению. (Jorden and Shirley, сноска 11.) d-экспонента изменяется обратно пропорционально скорости проходки. Новые варианты исходного уравнения были разработаны с момента его опубликования в 1966 г.; в этих вариантах учитываются изменения плотности бурового раствора или степени износа долота. (Rehm and McClendon, сноска 12.) балансом уплотнения. Недоуплотнение обычно имеет место в местах перехода от песчанистой к глинистой среде. 9 Обнаружение пластов аномально высокого давления крайне важно для процесса бурения. Благодаря предоставлению этой услуги, газовый каротаж играет очень важную роль в управлении скважиной. Буровики крайне заинтересованы в распознавании нависшей угрозы для управления скважиной, однако иногда бывает сложно выявить мелкие изменения параметров давления из-за примитивности оборудования на полу буровой. Незаметная поломка датчика или индикатора на полу буровой, отвлечение внимания в неподходящее время или неожиданное изменение режима бурения может помешать буровику заметить приближение опасной ситуации. Использование индикаторов на поверхности позволяет газокаротажникам выявлять опасные условия эксплуатации. Группа газокаротажников — это еще одна команда наблюдателей для мониторинга буровых систем и коррелирования многочисленных 40 параметров бурения. Исследование обломков выбуренной породы и тщательный мониторинг механической скорости проходки, газа, плотности бурового раствора, объемной плотности глины и объема бурового раствора в амбаре часто позволяет газокаротажникам заметить переход от нормальных условий давления к потенциально опасным. При приближении долота к пласту аномально высокого давления можно заметить явные изменения уплотнения и пористости. Пластовое давление может приближаться к забойному давлению. При сокращении разности этих давлений скорость проходки повышается, поскольку нормально повышенное забойное давление начинает превращаться в пониженное. 10 Поэтому механическая скорость проходки является ключевым параметром в определении пластов аномально высокого давления. Пористость глин давно считается надежным признаком аномального пластового давления. Поскольку под влиянием веса покрывающей породы плотность сжатия глин повышается с глубиной, скорость проходки с глубиной обычно сокращается. Если скорость проходки в глине увеличивается, буровик и газокаротажник имеют все основания подозревать увеличение пористости и возможность вскрытия зоны аномально высокого давления. Однако на механическую скорость проходки влияют различные факторы: нагрузка на долото, плотность бурового раствора, скорость вращения, размер и состояние долота. 11 Для учета этих механических переменных газокаротажник рассчитывает экспоненту бурения (d-экспоненту) (рис. 8). Некоторые газокаротажники применяют скорректированную d-экспоненту (dcs), учитывающую изменения плотности бурового раствора и степени износа долота. 12 После расчета d-экспоненты для нормализации скорости проходки, газокаротажник может отслеживать буримость как функцию прочности породы и плотности бурового раствора. По мере увеличения уплотнения и прочности породы с глубиной возрастает d-экспонента при бурении пласта с единообразными литологическими свойствами без изменения относительного давления бурового раствора или показателей работы долота. График изменения d-экспоненты с глубиной в общих чертах должен зеркально отражать механическую скорость проходки, с которой он находится в отношениях обратной зависимости (рис. 9). Проскок будет отображаться на графике в виде изменения наклона кривой d-экспоненты на обратный. Появление в растворе газа является еще одним индикатором нарушения равновесия уплотнения. Если пластовое давление превышает давление столба бурового раствора, начинается приток пластовых флюидов в ствол скважины. Резкий приток флюидов, называемый выбросом, ознаменует собой появление серьезных проблем управления скважиной. В случае если приток пластовой жидкости, — особенно газа — в ствол не ослабевает, последствия будут нарастать лавинообразно. Приток вызовет снижение суммарного веса столба бурового раствора, что сократит эффективное давление на фонтанирующий пласт, что, в свою очередь обеспечит увеличение скорости притока из пласта, что приведет к неконтролируемому выбросу. Газокаротажники должны стараться выявлять скрытые признаки аномально высокого давления по ряду параметров. Повышение температуры бурового раствора на выходе из скважины может быть вызвано ускорением бурения и увеличением кавернообразования в недоуплотненных глинах. Уровень содержания газа может повышаться вследствие наличия метана, растворенного во внутрипоровой воде некоторых глинистых пластов аномально высокого давления. Утечка газа из обломков выбуренной породы может быть обнаружена на газокаротажной станции как повышение общего количества газа. Однако этот признак может быть обманчивым, поскольку причиной увеличения общего колиНефтегазовое обозрение 9. Bowers GL: "Detecting High Overpressure," The Leading Edge 21, no. 2 (February 2002): 174–177. 10. Dickey PA: "Pressure Detection: Part 3. Wellsite Methods," in Morton-Thompson D and Woods AM (eds): Development Geology Reference Manual. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists, AAPG Methods in Exploration Series no. 10 (1992): 79–82. Скорость проходки Градиент пластового давления Зона нормального давления Переходная зона Зона аномально высокого давления Увеличение скорости проходки, d-экспоненты и градиента пластового давления Рис. 9. Влияние аномально высокого давления на скорость проходки и d-экспоненту. — В глинистом интервале нормального давления механическая скорость проходки (красная линия) в целом уменьшается с глубиной. d-экспонента (синяя линия) с глубиной увеличивается согласно тренду нормального уплотнения. Отклонения от этой динамики могут быть связаны с недостаточным уплотнением и могут свидетельствовать о том, что долото приближается к зоне аномально высокого давления. Признаком выброса может также являться увеличение или снижение веса буровой колонны. Небольшое вливание пластовой жидкости может снизить плавучесть жидкости в затрубном пространстве, и чувствительный датчик веса может показать это изменение как увеличение веса бурильной колонны. Однако при значительном выбросе пластовые жидкости могут проникать в ствол скважины с достаточной силой для выталкивания бурильной трубы, что приведет к заметному снижению показателя веса бурильной колонны. Способность предупреждать команду буровиков о грозящей опасности в существенной мере зависит от способности газокаротажника отслеживать изменения параметров бурения. Это не было бы возможно без дополнительной бдительности, обусловленной многочисленными датчиками, установленными в важных точках буровой. 11. Jorden JR and Shirley OJ: "Application of Drilling Performance Data to Overpressure Detection," Journal of Petroleum Technology 18, no. 11 (November 1966):1387–1394. 13. Dickey, сноска 10. 12. Rehm B and McClendon R: "Measurement of Formation Pressure from Drilling Data," paper SPE 3601, presented at the SPE Annual Meeting, New Orleans, October 3–6, 1971. Lyons WC (ed): Standard Handbook of Petroleum & Natural Gas Engineering, vol 2. Houston: Gulf Professional Publishing (1996): 1045. Весна 2012 d-экспонента Глубина чества газа могут также быть нефтеили газоносные пласты или глины с высоким содержанием органических веществ. Увеличение пористости, характерное для недоуплотненных глин, приводит к снижению плотности глин, обычно являющихся нормально уплотненными. Газокаротажник использует прибор измерения плотности на каротажной станции для определения плотности обломков глин через равные промежутки времени. 13 Увеличение возвратного потока в сочетании с возрастанием уровня бурового раствора в резервуарах свидетельствует об оттоке бурового раствора, т.е. о том, что из скважины выходит больший объем бурового раствора, чем в нее закачивается. Датчики уровня резервуаров и скорости потока, считываемые на полу буровой и на каротажной станции, активируют сигнал тревоги при обнаружении изменения уровня бурового раствора, что заставит буровиков отключить буровые насосы, проверить поток и подготовиться к закрытию противовыбросового превентора. Обратное явление — снижение уровня бурового раствора, свидетельствующее о том, что буровые насосы закачивают в скважину больше жидкости, чем возвращается на поверхность. Это явление, называемое потерей циркуляции бурового раствора, может быть признаком появления трещин в пласте и иметь серьезные последствия, в зависимости от скорости ухода раствора. 14 В случае слишком сильного понижения уровня бурового раствора падение гидростатического давления в скважине может обусловить приток пластовых флюидов в скважину, что вызовет выброс, аналогичный тому, который наблюдается при вскрытии зоны аномально высокого давления. Переход в XXI век Первые газокаротажники имели слух, приученный к звукам буровой установки, и зачастую могли сказать, что происходит внутри, просто по лязгу трубного ключа, звуку вращения мотора лебедки и визгу бурового тормоза. Любое изменение нормального режима и ритма работы буровой установки служило причиной расследований. Сегодня мощные высокочувствительные датчики считывают данные с частотой несколько показаний в секунду, а система контекстно-зависимой обработки данных помогает газокаротажнику собрать их все в одно целое. 14. Подробнее о предотвращении и ликвидации потери бурового раствора см.: Cook J, Growcock F, Guo Q, Hodder M and van Oort E: "Stabilizing the Wellbore to Prevent Lost Circulation," Oilfield Review 23, no. 4 (Winter 2011/2012): 26–35. В русском переводе: Д. Кук, Ф. Гроукок, Цюань Го, М. Ходдер и Э. ван Орт: «Повышение устойчивости ствола скважины для предупреждения и ликвидации поглощения бурового раствора», Нефтегазовое обозрение, том 23, № 4 (зима 2011–2012 гг.): 36–49. 41 Рис. 10. Датчик буровой лебедки. — Этот датчик состоит из диска, который вращается согласно движениям барабана с кабелем. Движения диска регистрируются датчиками положения, которые посылают импульсы на главный процессор каротажной станции. За многие годы ведущими газокаротажными компаниями был разработан или адаптирован для работы впечатляющий арсенал датчиков. Одна из таких компаний — Geoservices, принадлежащая компании Schlumberger, — является отраслевым лидером в области технологий газового каротажа. 15 За свою 53-летнюю историю компания Geoservices разработала или приобрела огромное число различных датчиков для измерения и регистрации ключевых показателей бурения и параметров циркуляционной системы. Большинство датчиков имеют искробезопасное выполнение для работы в опасных условиях и требуют прочной конструкции для обеспечения бесперебойной работы в суровых климатических условиях. Сигнал преобразуется из аналогового в цифровой как можно ближе к датчику для предотвращения проблем, связанных с передачей аналогового сигнала и с наличием множества кабелей на полу буровой. Датчики давления измеряют большое число важных параметров. Эти датчики могут устанавливаться на ключевые элементы оборудования буровой для измерения таких показателей как нагрузка на крюк, нагрузка на долото, вращающий момент на столе ротора, давление в напорной линии, затрубное давление, а также давление в цементировочной установке. Путем измерения небольших движений барабана буровой лебёдки датчик буровой лебёдки помогает газокаротажнику отследить движение бурильной колонны и положение долота в ходе буровых или спускоподъемных операций (рис. 10). Этот датчик устанавливается на коренной вал буровой лебедки. По- Амбар для бурового раствора Рис. 11. Датчик уровня в амбаре для бурового раствора. — Этот прибор (врезка) испускает серию ультразвуковых импульсов для выявления изменений уровня раствора в амбаре. 42 казания датчика буровой лебёдки помогают газокаротажнику определить скорость проходки и положения крюка и долота. Бесконтактные датчики положения отслеживают ход плунжера насоса и скорость вращения. Показания хода плунжера используются для расчета расхода бурового раствора, что важно для оптимизации гидравлических параметров бурения, оценки времени подъема и контроля выбросов. Мониторинг скорости вращения необходим для оценки буровых характеристик и расчета d-экспоненты. Датчик положения излучает электромагнитное поле и использует электромагнитную индукцию для определения прохождения металлического активатора. Изменения вращающего момента на столе ротора являются первыми признаками проблем с внутрискважинным буровым оборудованием. При определенной скорости вращения постепенное увеличение вращающего момента может свидетельствовать об износе и необходимости замены бурового долота. Газокаротажники могут также использовать изменения вращающего момента для определения изменения буримости пород в ходе бурения. В датчике вращающего момента применяется чувствительный элемент, зафиксированный на кабеле питания электродвигателя роторного ствола или верхнего привода. Электрический ток, потребляемый двигателем, пропорционален вращающему моменту на бурильной колонне. Выявление изменений уровня бурового раствора в амбаре очень важно для обеспечения безопасности процесса бурения. Ультразвуковой датчик уровня в амбаре располагается над амбарами и измеряет уровень жидкости. Датчик испускает ультразвуковую волну, которая отражается от поверхности жидкости (рис. 11). Этот датчик легок, компактен, точен и очень надежен; он не требует перемещения или погружения его отдельных частей. Точное измерение 15. Компания Geoservices была приобретена компанией Schlumberger в 2010 г. Нефтегазовое обозрение времени возвращения сигнала к датчику дает информацию о расстоянии между датчиком и уровнем жидкости в амбаре. На плавучих буровых установках может быть установлено несколько датчиков в каждом амбаре для учета изменений уровня бурового раствора, вызванных волнением океана. Датчики плотности быстро и точно измеряют плотность бурового раствора; они могут обнаружить малейшие изменения плотности раствора, что позволяет газокаротажнику предупредить буровиков о притоке в систему циркуляции пластовых жидкостей более низкой плотности. Датчики плотности также используются для контроля за добавлением утяжелителя в циркуляционную систему. Плотность бурового раствора измеряется при помощи двух датчиков давления, погруженных на различную глубину в амбар для бурового раствора, и рассчитывается на основании перепада давлений и разницы глубин между датчиками. Существуют три типа датчиков расхода для непрерывного мониторинга расхода бурового раствора: • Датчик потока бурового раствора на выходе измеряет высоту бурового раствора в выкидной линии. При подсоединении к компьютеру каротажной системы этот датчик дает непрерывный график относительной высоты. Газокаротажник может установить сигнал тревоги на высоту расхода выше и ниже заданных лимитов. • Электромагнитный расходомер — это объемный расходомер, действующий по принципу магнитной индукции. Его устанавливают на стояке для измерения потока раствора в скважину и на возвратном трубопроводе для измерения потока из скважины. Каждый блок датчиков заменяет собой короткий отрезок трубы, на которую он устанавливается. Каждый датчик состоит из пары дисковых электродов, прикрепленных заподлицо с внутренней стенкой трубы. Как только датчик включается, под прямым углом к оси трубы устанавливается магнитное поле, создающее между двуВесна 2012 мя электродами разность потенциалов, пропорциональную расхо ду жидкости. Электромагнит ный расходомер применяется в буровых растворах на водной основе или в буровых растворах с проводящей дисперсионной средой. Соединение с компьютером каротажной системы обеспечивает мониторинг в реальном времени и постоянную регистрацию параметров расхода, а также автоматическое вычисление дифференциального потока, что существенно для надежного выявления выбросов и потерь малого объема. • Расходомер Кориолиса точно измеряет массовый расход, температуру и плотность циркулирующей жидкости, газа или пульпы при давлениях от низких до средних. Этот датчик, обычно устанавливаемый на перепускном канале выкидной линии, использует эффект Кориолиса для измерения расхода (рис. 12). Жидкость попадает в датчик и проходит через пару расходомерных трубок, которые могут вибрировать и скручиваться под действием потока жидкости. Расход измеряется по степени крутки расходомерных трубок, пропорциональной массовому расходу раствора. Плотность раствора получают путем измерения резонансной частоты вибрации расходомерных трубок. Замеренные показатели автоматически корректируются на изменения температуры. Температура циркулирующего буро вого раствора может дать инфор мацию об изменении забойных условий. Температурные датчики, как правило, устанавливаются в прием ный резервуар для бурового раствора («температура на входе») и в напорный бак вибросита для измерения температуры в выкидной линии («температура на выходе»). Исходя из разницы значений температур на входе и на выходе можно рассчитать перепад температур, что поможет каротажникам выявлять переходные зоны и другие геологические границы. Датчик сопротивления измеряет электрическое сопротивление бурового раствора, отражающее его со- леность. Такие датчики устанавливаются в приемный резервуар для бурового раствора и в напорный бак вибросита. Соленость раствора может изменяться в случаях разбуривания залежей соли и соляных куполов, прохождения зон разломов, а также вскрытия зон перехода к аномально высоким значениям давления при попадании пластовой воды в столб бурового раствора. Эта система обеспечивает точные и линейные измерения проводимости в диапазоне от 0 до 300 мС. Современные газокаротажные станции отслеживают показания широкого спектра наземных измерительных датчиков для точного определения забойных условий или оценки показателей работы буровой. Эти датчики позволяют газокаротажнику выявлять изменения условий, которые могут повысить эффективность разработки перспективного объекта или поставить ее под угрозу. Передовые технологии Новые сенсорные технологии прокладывают путь к повышению качества бурения и увеличению объема данных, получаемых из бурового раствора. Технология газового каротажа компании Geoservices преследует две ключевые задачи: оценку продуктивности пласта и обеспечение буровых работ. Технологии оценки продуктивности пласта в настоящее время выходят за рамки анализа обломков выбуренной породы и флюидов для определения литологических характеристик и потенциальных продуктивных пластов. В целях поддержки новейших методов отбора проб и хроматографического анализа газа компания Geoservices разработала систему каротажа и анализа флюидов FLAIR для проведения геохимического анализа на буровой площадке. Помимо основного мониторинга давлений служба поддержки бурения обеспечивает анализ наземных данных для повышения безопасности и оптимизации буровых работ. Система измерения геологического давления в реальном времени PreVue предназначена 43 Течения нет Входное отверстие Течения нет Вид сверху Датчик потока на входе Поток на входе Датчик потока на выходе Магнит Выходное отверстие Синусоидальная волна Поток на выходе Течение есть Течения нет Датчик потока на входе ∆t Поток на входе Датчик потока на выходе Поток на входе Не в фазе В фазе Поток на выходе Поток на выходе Рис. 12. Расходомер Кориолиса. — Расходомеры Кориолиса устанавливаются в выкидной линии. При отсутствии течения, ток, проходящий через тензодатчики (слева вверху на рис.), генерирует синфазные синусоидальные волны на входе и на выходе расходомера (слева внизу и справа вверху на рис.). для того, чтобы способствовать сокращению риска выбросов, потерь бурового раствора и других проблем управления скважиной. А система обеспечения и анализа буровых работ Thema обеспечивает анализ механических характеристик бурения, состояния скважины и показателей работы буровой на самом современном уровне. Новейшая газокаротажная система FLAIR. — За последние 10 лет развитие технологий газового каротажа существенно повысило качество и полезность данных по оценке продуктивности пласта на буровой площадке. Сегодня газовая хроматография высокого разрешения и масс-спектрометрия бурового раствора обеспечивают получение данных и возможности интерпретации, 44 Движение жидкости через трубки заставляет их скручиваться в противоположных направлениях (справа внизу на рис.), а также вызывает сдвиг по фазе синусоидальных волн на величину ∆t, которую можно пересчитать в массовый расход. которые позволяют количественно измерять основные параметры пласта. Каротаж и анализ флюидов с помощью системы FLAIR в режиме реального времени дает информацию о составе пластовых флюидов. Интеграция данных системы FLAIR с данными, полученными при помощи других методов оценки продуктивности пласта, обеспечивает более точную оценку углеводородов в пласте. Система FLAIR осуществляет анализ углеводородов, выделяемых из бурового раствора, при постоянных термодинамических условиях. Эти углеводороды проходят непрерывный анализ для получения количественной оценки легких газов C 1 — C 5 , а также получения качественной информации о более тяжелых ком- понентах C 6 —C 8 , включая метилциклогексан и легкие ароматические вещества — бензол и толуол. 16 Также можно отследить и другие, неуглеводородные компоненты, такие как гелий, водород, углекислый газ и сероводород. Основным компонентом системы FLAIR является специализированное оборудование по извлечению газа из бурового раствора. Устройство для выделения флюидов FLEX непрерывно отбирает пробы бурового раствора из выкидной линии возврата бурового раствора из скважины. Устройство для выделения флюидов FLEX нагревает пробы бурового раствора до постоянной температуры при условиях постоянного давления и объема. Этот метод обеспечивает стабильное соотношение Нефтегазовое обозрение воздуха и бурового раствора в экстракционной камере, что обеспечивает высокую эффективность и повторяемость процесса. Способность нагреть пробу бывает особенно важна для глубоководных условий, где температура возврата бурового раствора может составлять от 10 до 15°C (от 50 до 59°F). При низких температурах внутренней энергии системы оказывается недостаточно для эффективного высвобождения тяжелых компонентов газа из бурового раствора. Традиционные устройства для выделения газа из бурового раствора, не нагревающие пробу, могут давать неточные данные из-за того, что в растворе остается больше газа в процессе его выделения. Благодаря экстракционному процессу FLEX, газокаротажная система FLAIR работает при постоянных термодинамических условиях, что обеспечивает возможность калибровки эффективности выделения компонентов C 1 —C 5 . Более тяжелые углеводороды, C 6 —C 8 , извлечь сложнее, однако их присутствие можно оценить качественно. Калибровка сочетается с корректировкой, при которой учитывается весь газ, который мог быть направлен обратно в циркуляционную систему. Это обеспечивается путем установки второго прибора FLEX на приемной линии насоса, в точке закачки раствора обратно в скважину (рис. 13). Таким образом, можно количественно измерить долю углеводородов, закачанных обратно в скважину с буровым раствором. Поправка на рециркулирующий газ становится возможна потому, что условия экстракции одинаковы для обоих приборов FLEX. Извлеченные углеводороды подаются на современный газовый хроматограф/масс-спектрометр, который определяет и анализирует газы в концентрациях на уровне нескольких частей на миллион (или мкг/г). При помощи масс-спектрометра анализатор FLAIR определяет и разделяет совместно элюируемые пики, создаваемые различными ионными токами, характеризующими компоненты, извлекаемые из бурового раствора. Это значительно Весна 2012 Вертлюжное соединение Шланг Ведущая труба FLEX на выходе Насос для бурового раствора Анализатор Результаты Флюид, поступающий из скважины Вибросита Амбар для бурового раствора Бурильная колонна FLEX на входе Газовый хроматограф Масс-спектрометр Шлам Интерпретации данных по флюиду Определение фаций Состав флюида Долото Флюид, закачиваемый в скважину Рис. 13. Расположение экстракционных установок FLEX. — При помощи специализированных установок экстракции газа, располагаемых на отводящей и приемной линии система анализа FLAIR сравнивает два потока газа для введения поправок за рециркулирующий газ, не выделенный системой дегазации бурового раствора. сокращает время анализа: до 85 с для выявления газов до C8, включая выделение нескольких изомеров. Сравнение результатов анализа давления, объема и температуры (PVT-анализа) реальных скважинных флюидов с данными, получаемыми при помощи анализатора FLAIR для компонентов C 1 —C 5 , показывает отличную корреляцию. Эта особенность была продемонстрирована в ходе совместной работы компаний Shell и Geoservices, когда данные PVT-анализа и системы FLAIR по скважинам в Мексиканском заливе оказались сравнимы, в то время как традиционная газокаротажная система постоянно выдавала заниженные концентрации газов C 2+ . 17 Другие возможности анализатора FLAIR помогают геологам и геофизикам распознавать различные виды жидкости. По мере проникновения долота в залежь, увели- чение показателей плотности газа, полученных на поверхности, может свидетельствовать о переходе от газовой шапки к нефтяной части. Такое увеличение плотности связано с пропорциональным увеличением содержания тяжелых газов C 3+ относительно более легких компонентов C 1 и C 2 . Показатели содержания тяжелых компонентов и их отношения к более легкой фракции используются для расчета соотношений баланса (Bh) и влажности (Wh) углеводородов, что помогает геологам и геофизикам проводить различие между нефтью и газом. 18 Система FLAIR была использована в Великобритании на морской разведочной скважине, пробуренной для компании Hess Corporation и ее партнеров Chevron, DONG Energy и OMV. Две основных задачи операторов по этой скважине заключались в подтверждении объема пла- 16. Легкие углеводороды, такие как C1—C5, легко выделяются из бурового раствора путем экстракции, поэтому их концентрации можно оценить количественно. Более тяжелые углеводороды, C6— C8, выделить из жидкости экстракцией сложнее. Можно выявить их наличие, но сложно определить количество, поэтому для них выдаются результаты качественных измерений. 17. McKinney D, Flannery M, Elshahawi H, Stankiewicz A, Clarke E, Breviere J and Sharma S: "Advanced Mud Gas Logging in Combination with Wireline Formation Testing and Geochemical Fingerprinting for an Improved Understanding of Reservoir Architecture," paper SPE 109861, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, USA, November 11–14, 2007. 18. Bh = [(C1 + C2) / (C3 + i-C4 + n-C4 + C5)]. Wh = [(C2 + C3 + C4 + C5) / (C1 + C2 + C3 + C4 + C5)] × 100. Подробнее об этих соотношениях и их интерпретации см.: Haworth et al, сноска 8. 45 C1/C2 C1/C3 iC4/nC4 Фации флюида, % C1 2a: 90% 2b: 92% 3a: 95%—96% 3b: 92%—93% C3/C4s C1/C4s 3c: 90%—91% 3d: 88%—89% 3e: 86%—87% 3f: 85%—86% C2/C4s Рис. 14. Определение характеристик фаций флюидов. — Различия в составе флюидов четко отображаются на лепестковых диаграммах, которые можно охарактеризовать как описания различных фаций флюидов. На данной диаграмме показаны различные уровни неоднородности. Самый легкий флюид был обнаружен в фации 3a, а самые тяжелые — в фациях 3e и 3f. стовых углеводородов в основном коллекторе, а также в выяснении наличия углеводородов в определенных пластах, расположенных выше и ниже коллектора. После успешного бурения направляющего ствола был зарезан боковой ствол, и скважина была успешно посажена горизонтально в целевой интервал основного коллектора, обозначенный S3. По боковому стволу возник ряд вопросов касательно вертикальной сообщаемости, разновидностей флюидов, наличия измененных и неизмененных флюидов, а также неопределенностей в забойной системе контроля параметров бурения на горизонтальном отрезке. 2500 Верхний коллектор C2/C3 1875 Более глубокий коллектор 1250 Биодеградированный флюид, направляющий ствол 0,625 Биодеградированный флюид, боковой ствол Небиодеградированный флюид, боковой ствол Компания Hess исследовала потенциальные зоны залегания углеводородов, где были зарегистрированы всплески газового фактора выше фонового уровня. Анализ газов из этих зон, выполненный системой FLAIR, позволил операторам разделить их на четкие фации флюидов. Эти фации были определены путем графического нанесения значений газового фактора на лепестковые диаграммы — многопараметрические графики в полярных координатах — для отображения химического состава и выделения их различий (рис. 14). На основании таких анализов оператору удалось выделить несколько четких фаций флюидов из различных горизонтов в одной скважине. Система FLAIR также помогла оператору оценить потенциал пласта по добыче нефти или газа. На основании соотношения тяжелых и легких фракций вычислялись соотношения баланса и влажности углеводородов. Еще одним индикатором потенциала являлось появление метилциклогексана C 7 H 14 , нафтенового углеводорода, обычно присутствующего в жидкой фазе (рис. 15). Кроме того, оператор стремился разделить биодеградированные и небиодеградированные флюиды в коллекторе. Биодеградация может негативно сказаться как на качестве углеводородов, так и на возможности их извлечения. 19 Помимо других факторов, биодеградация может увеличить вязкость нефти, снизить плотность по API и повысить содержание асфальтенов, серы и металлов. Кроме того, биогаз может вытеснить из коллектора нефть, двигаясь вверх по восстанию и нарушая существующие градиенты флюидов в залежи. Нарушения градиентов вследствие насыщения и пополнения коллектора могут свидетельствовать о его расчлененности. 0 0 0,25 0,50 nC7/C7H14 0,75 1,00 Рис. 15. Выявление разновидностей флюидов. — Ученые компании Hess выявили две четко выраженных семьи флюидов по уровню изменчивости флюида. Анализ углеводородного фактора подтвердил, что флюид в верхнем коллекторе был биодеградированным, а флюид в более глубоком коллекторе — неизмененным. 46 19. Подробнее о биодеградации в пласте см.: Creek J, Cribbs M, Dong C, Mullins OC, Elshahawi H, Hegeman P, O’Keefe M, Peters K and Zuo JY: "Downhole Fluids Laboratory," Oilfield Review 21, no. 4 (Winter 2009/2010): 38–54. Нефтегазовое обозрение Вертикальная глубина Пласт Фация флюида Литологические свойства X 100 R2 2a ft Гамма-каротаж –50 0 gAPI C1 Частей на млн X 700 C3 nC4 nC5 nC7 150 0 Частей на млн 500 0 Частей на млн 150 0 Частей на млн 100 0 C2 iC4 iC5 10k 0 Частей на млн 500 0 Частей на млн 150 0 Частей на млн 100 0 C7H14 Частей на млн 100 0 Частей на млн 250 0 nC6 C7H8 Частей на млн 100 0 Частей на млн 50 0 Bh 100 Wh 100 Нефть 2b 2a R3 2b S1 3a У ольный Уго льныйй га льн газ 3b 3c Нефть S2 T1 3a Угольн л ый газ г 3b T1 3a Угольн л ый газ г 3b 3d 3e Нефть 3e S3 3f Литологические свойства Глина Песок Уголь Фация флюида, % C1 2a: 90% 2b: 92% 3a: 95%—96% 3b: 92%—93% Рис. 16. Каротажная диаграмма фаций флюидов. — Точные замеры показателей углеводородов получаются в системе FLAIR и используются для различения флюидов, добываемых из различных интервалов пласта. Полученные фации флюидов последовательно нумеруются, при этом буквой обозначается подфация (столбец 3 и условные обозначения). Результаты измерений содержания компонентов C1—C7 (столбцы 4—8) используются для расчета соотношений баланса (Bh) и влажности (Wh) углеводородов (столбец 10). В этой скважине метилциклогексан C7H14 Весна 2012 3c: 90%—91% 3d: 88%—89% 3e: 86%—87% 3f: 85%—86% также помог в определении присутствия жидкой фазы (столбец 9). Пласты R2 и R3 (столбец 2) характеризуются фацией 2, а другие пласты содержат флюиды фации 3. Целевой пласт S3 являлся достаточно однородным, заполнен относительно легкими флюидами в диапазоне C1—C5, однако, имел пропорционально более высокое содержание C7H14, что позволило предположить наличие жидкой фазы. Угольные пласты S1 и T1 согласованно характеризовались высокими концентрациями газа — с содержанием C1 от 95 до 96%, но без метилциклогексана. 47 200 Ом·м S3 T1 T1 0 Пласт S2 C1 частей на млн 15k 0,2 Сопротивление в нижней части gAPI –50 Сопротивление в верхней части Ом·м 150 0,2 200 Гамма-каротаж Снижение сопротивления Литологические свойства Рис. 17. Диаграмма каротажа в процессе бурения. — В процессе разбуривания разреза анализ газа с помощью системы FLAIR (столбец 3) позволил снять вопросы касательно сниже- В рамках исследования, проведенного перед забуриванием скважины, компания Hess рассмотрела результаты PVT-анализа, полученные в соседних скважинах, для оценки влияния биодеградации на коллектор. Эти результаты позволили определить маркерные показатели, которые могли оказаться полезны при выявлении отклонений, вызванных биодеградацией. В ходе исследования было выяснено, что значения удельного содержания гептана n-C 7 , метилциклогексана C 7 H 14 и толуола C 7 H 8 были одинаковы для всех скважин, в которых наблюдалась биодеградация. Соотношение C 2 /C 3 оказалось еще одним полезным индикатором начала биодеградации, поскольку C 3 является одним из первых компонентов, который атакуют и поглощают бактерии; на более поздней стадии они поглощают C 2 . Анализ с помощью системы FLAIR позволил получить количественные значения содержания только для компонентов C 1 — C 5 и качественную оценку более тяжелых углеводородов. В скважине компании Hess результаты показали низкое значение соотношения n-C 7 /C 7 H 14 , что совпадает с последствиями биодеградации, наблюдавшимися в пластовых флюидах из соседних скважин. При 48 ния сопротивления. Анализ с использованием системы FLAIR подтвердил, что скважина не вышла за пределы нефтеносной зоны. обнаружении крайне низких значений содержания толуола — на грани порога чувствительности анализатора — потребовалось изменение процедуры анализа. Соотношение C 7 H 8 /n-C 7 заменили на C 2 /C 3 , что обеспечило четкое разграничение между биодеградированными и неизмененными флюидами (рис. 16). Возможности системы FLAIR также пригодились в работе забойной системы контроля параметров бурения. В процессе бурения горизонтального интервала в зоне коллектора наблюдалось снижение сопротивления (рис. 17). Это падение могло сигнализировать о приближении к концу кровли или фундамента целевого разреза или свидетельствовать о вскрытии водной части коллектора. Однако проведенный в реальном времени анализ фаций флюидов показал, что ствол скважины не вышел за пределы нефтеносной зоны. Снижение сопротивления объяснялось увеличением неснижаемой водонасыщенности нефтеносной зоны. Система анализа геологического давления в реальном времени PreVue. — Система PreVue обеспечивает прогнозирование давления непосредственно перед забуриванием, а также мониторинг порового дав- ления и устойчивости ствола скважины на буровой площадке. Задолго до мобилизации буровой установки специалисты по контролю давлений собирают данные из соседних скважин и сейсморазведки. Они анализируют каротажные диаграммы, результаты гидравлических испытаний и отчеты по буровым растворам для создания вертикальной прочностной модели каждого ствола, а затем проводят корреляцию скоростей и значений на каротажной диаграмме с аномалиями давления в скважине. После создания трехмерной модели пластовых скоростей по данным локальной и региональной трехмерной сейсморазведки специалисты по контролю давлений производят калибровку модели по данным акустического каротажа и сейсмокаротажа соседних скважин. 20 Затем они проводят анализ куба скоростей, рассчитывают тренды нормального уплотнения и создают модели порового давления и устойчивости ствола скважины. Данные испыта- 20. Согласно тренду нормального уплотнения, пластовые скорости увеличиваются с глубиной. Снижение скорости с глубиной может служить для выявления потенциальных зон аномально высокого пластового давления. Нефтегазовое обозрение ний на герметичность по соседним скважинам позволяют специалистам по давлению, использующим систему PreVue, выявить потенциальные зоны аномально высокого пластового давления, определить сопротивление флюидопроявлению, рассчитать окна плотности буровых растворов и спрогнозировать глубину спуска колонн (рис. 18). После начала бурения специалисты по давлению с помощью системы PreVue тщательно отслеживают показания скорости проходки и концентрации газа, а также диаграммы каротажа и измерений в процессе бурения; они обновляют графики давления, уточняют линии тренда и отслеживают отклонения от модели, созданной до бурения. Использование этой информации позволяет им извещать представителя буровой компании о грозящих проблемах. В процессе бурения каротаж во время бурения дает необходимые данные для объяснения изменений режима давлений. Диаграммы акустического каротажа, плотностного каротажа и каротажа сопротивления особенно важны для интерпретации градиента порового давления и давления гидроразрыва. Хотя на значения на каротажной диаграмме могут повлиять определенные факторы — такие как размыв ствола, тип пластового флюида и анизотропия — в целом эти инструменты отражают изменения пористости породы. Когда специалисты по системе PreVue замечают увеличение пористости с глубиной, они немедленно извещают об этом буровика и представителя компании. Быстрое выявление притока и изменения газосодержания — ключевая задача для специалиста, работающего с системой PreVue. Стандартной мерой реагирования является увеличение плотности раствора до устранения притока. Однако эта стратегия сопряжена с некоторыми рисками, такими как непреднамеренный гидроразрыв пласта, который может привести к внезапной потере бурового раствора. Увеличение плотности бурового раствора может привести к образованию новых или расширению имеющихся Весна 2012 Сопротивление флюидопроявлению 0 фунт/галлон Градиент давления гидроразрыва 23 0 фунт/галлон Поровое давление 23 фунт/галлон Градиент горного давления 23 Тренд нормального уплотнения 0,2 0,2 Глубина, футы 0,2 Ом·м 20 0 Индикатор порового давления Ом·м Сопротивление 20 0 фунт/галлон Градиент нормального гидростатического давления 23 Ом·м 20 0 фунт/галлон 23 Обсадная труба 1000 2000 Обсадная труба Испытание на герметичность 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Обсадная труба Испытание на герметичность Обсадная труба Испытание на герметичность 9000 10 000 11 000 12 000 Рис. 18. Анализ каротажной диаграммы по соседней скважине перед бурением. —Зоны аномально высокого давления или интервалы затрудненного уплотнения характеризуются повышением пористости, которое можно выявить по значениям на каротажных диаграммах соседних скважин. Индикаторы порового давления (столбец 1, красные точки) получены из среднего удельного сопротивления глин (черная линия) и позволяют выделить тренд нормального уплотнения пор (зеленая линия). Отклонения от тренда нормального уплотнения могут свидетельствовать об аномальном давлении. В рамках исследования порового давления в системе PreVue производится оценка сейсмических данных и каротажных диаграмм, результатов испытаний на герметичность и отчетов по буровым растворам из соседних скважин для прогнозирования приближения аномального давления, его величины и диапазона значений плотности бурового раствора, при которых буровой раствор можно применять для регулирования давления. В данном примере отклонения от тренда нормального уплотнения начинаются на глубине порядка 8800 футов. Кривые эквивалентной плотности бурового раствора (столбец 2) отражают соответствующую динамику давления. Сопротивление флюидопроявлению (голубая линия) определяется самым слабым вскрытым пластом в необсаженной скважине. Были рассчитаны градиент давления гидроразрыва (синяя линия), поровое давление (зеленая линия), градиент горного давления (красная линия) и градиент нормального гидростатического давления (черная линия) для определения допустимого окна значений плотности бурового раствора (заштриховано), ограниченного кривыми сопротивления флюидопроявлению и порового давления. 49 трещин и вытеснить буровой раствор в пласт. В проницаемых пластах это может привести к поглощению бурового раствора. Помимо затрат на потерю дорогостоящего бурового раствора, значительное поглощение бурового раствора в затрубном пространстве может привести к снижению гидростатического давления и усложнить управление скважиной. Включение буровых насосов ведет к увеличению давления бурового раствора, и это явление может рассматриваться как виртуальное увеличение плотности бурового раствора. Контроль этой разницы между эффективной статической плотностью (при выключенных насосах) и эффективной плотностью циркуляции (при включенных насосах) и ее соотношения с пластовым давлением и прочностью породы имеет ключевую важность для обеспечения успешного бурения. Основная цель комплекса работ в системе PreVue — обеспечение баланса плотности бурового раствора, как статического, так и циркулирующего, относительно пластового давления и прочности породы. В 2011 г. компания Petronas Carigali Sdn Bhd пробурила высоконапорную и высокотемпературную скважину SBD-2 в Малайском бассейне на шельфе Малайзии. На основании предыдущего опыта работы в этом регионе, буровики ожидали проблем с узким окном плотности бурового раствора, ограниченным поровым давлением и давлением гидроразрыва. 21 В ранее пробуренной соседней скважине SBD-1 наблюдались проблемы с давлением, сопро- вождавшиеся существенной потерей бурового раствора, что не позволило скважине достигнуть цели. При помощи каротажных диаграмм скважины SBD-1 геологи Petronas определили момент наступления аномального порового давления. Перед забуриванием скважины SBD-2 буровики Petronas хотели определить глубину перехода от более низкого градиента давления к более высокому, для чего специалисты по контролю давлений с помощью системы PreVue проанализировали данные сейсморазведки для определения кровли и подошвы зоны перепада порового давления. Они подробно рассмотрели куб данных трехмерной сейсморазведки по данному участку, выделили сведения по скоростям для соседних скважин, и сравнили их с данными каротажа на кабеле и каротажа в процессе бурения. Эти данные были использованы для расчета градиентов горного давления и трендов нормального уплотнения в соседних скважинах, после чего полученная информация была интегрирована в скоростную модель по участку расположения поискового объекта. Были проанализированы значения скоростей по участку расположения поискового объекта и другим участкам для определения глубины наступления аномального давления и его величины. Разница между поровым давлением и сопротивлением флюидопроявлению оставила буровикам крайне узкое окно эквивалентной плотности бурового раствора — всего лишь 1—1,5 фунт/галлон США (0,12—0,18 г/см 3 ). 21. Umar L, Azian I, Azree N, Ali ARM, Waguih A, Rojas F, Fey S, Subroto B, Dow B and Garcia G: "Demonstrating the Value of Integrating FPWD Measurements with Managed Pressure Drilling to Safely Drill Narrow Mud Weight Windows in HP/HT Environment," paper SPE/ IADC 156888, presented at the SPE/IADC Managed Pressure Drilling and Underbalanced Operations Conference and Exhibition, Milan, Italy, March 20–21, 2012. 22. Подробнее о прогнозных методах ВСП см.: Borland W, Codazzi D, Hsu K, Rasmus J, Einchcomb C, Hashem M, Hewett V, Jackson M, Meehan R and Tweedy M: "Real-Time Answers to Well Drilling and Design Questions," Oilfield Review 9, no. 2 (Summer 1997): 2–15. Ismail Z, Azian Bt A Aziz I, Umar L, Azree B Nordin N, Nesan TP, Rodriguez FR, Zapata FG, Garcia G, Waguih A, Subroto B and Dow B: "Automated Managed Pressure Drilling Allows Identification of New Reserves in a HPHT Exploration Well in SB Field, Offshore Malaysia," Paper IADC/SPE 151518, presented at the IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, San Diego, California, March 6–8, 2012. 50 Breton P, Crepin S, Perrin J-C, Esmersoy C, Hawthorn A, Meehan R, Underhill W, Frignet B, Haldorsen J, Harrold T and Raikes S: "Well-Positioned Seismic Measurements," Oilfield Review 14, no. 1 (Spring 2002): 32–45. В ходе последующей работы по планированию оператор решил получать вертикальный сейсмопрофиль (ВСП) ствола скважины после каждого спуска обсадной колонны. Эти промежуточные данные ВСП по стволу можно было получить в относительно безопасных условиях обсаженной скважины SBD-2. Более того, они позволили бы проектной бригаде проводить глубинно-временную трансформацию в своей исходной модели, основанной на данных наземной сейсморазведки. Данные ВСП также позволили бы оператору выявлять изменения в модели и могли применяться для измерения распределения порового давления перед долотом. Эта ценная опережающая информация смогла бы помочь буровикам в определении стратегии, позволяющей вскрыть целевой объект. 22 Ход бурения в направлении зоны перепада порового давления тщательно отслеживался путем интегрирования диаграмм каротажа сопротивления в процессе бурения и графиков d-экспоненты, при этом особое внимание уделялось измерению концентрации газа и ее динамики. Перед вскрытием переходной зоны оператор провел продольное ВСП для уточнения предыдущих оценок порового давления. На основании этих данных ВСП были разработаны сценарии для высокого и низкого давления при аналогичном тренде нормального уплотнения, которые использовались для построения графиков порового давления по скорости распространения сейсмических волн. Оба сценария показа- Blackburn J, Daniels H, Dingwall S, Hampden-Smith G, Leaney S, Le Calvez J, Nutt L, Menkiti H, Sanchez A and Schinelli M: "Borehole Seismic Surveys: Beyond the Vertical Profile," Oilfield Review 19, no. 3 (Autumn 2007): 20–35. В русском переводе: Дж. Блэкберн, Дж. Дэниэлс, С. Дингуолл, Дж. ХампденСмит, С. Лини, Ж. Ле Калвес, Л. Натт, Г. Менкити, А. Санчес и М. Скинелли: «Скважинные сейсмические исследования: больше, чем только вертикальное профилирование», Нефтегазовое обозрение, том 19, № 3 (осень 2007 г.): 24–43. Arroyo JL, Breton P, Dijkerman H, Dingwall S, Guerra R, Hope R, Hornby B, Williams M, Jimenez RR, Lastennet T, Tulett J, Leaney S, Lim TK, Menkiti H, Puech J-C, Tcherkashnev S, Ter Burg T and Verliac M: "Superior Seismic Data from the Borehole," Oilfield Review 15, no. 1 (Spring 2003): 2–23. Нефтегазовое обозрение ли, что диапазон увеличения градиента порового давления составляет порядка 1 фунт/галлон США. Это позволило буровикам получить более четкую картину того, что их ожидает, и повысило их уверенность в расчетной модели. Интервал между технической колонной и проектной глубиной в скважине SBD-2 бурился в два этапа. Первая часть была пробурена с использованием долота диаметром 10½ дюймов и расширителя диаметром 12¼ дюймов. После установки обсадной трубы диаметром 9⅝ дюймов была пробурена вторая часть указанного интервала до проектной глубины с использованием долота диаметром 8½ дюймов и расширителя диаметром 9¼ дюймов. Расширители увеличили объем затрубного пространства, что снизило давление циркуляции в кольцевом пространстве и сократило эквивалентную плотность циркулирующего бурового раствора, тем самым оказав противодействие влиянию утяжеленного раствора. В течение бурения этого интервала плотность бурового раствора поддерживалась на уровне, близком к расчетному профилю порового давления, а эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора — на уровне, близком к градиенту давления гидроразрыва. Любое увеличение давления, при котором забойная эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора превышала сопротивление флюидопроявлению, вело к фильтрационным потерям раствора, что давало буровикам четкий индикатор для поддержания забойного давления. Проектировщики, работающие с системой PreVue, также использовали показатели концентрации газа для получения точной информации о балансе бурового раствора. По мере приближения к проектной глубине после остановок насоса наблюдались всплески концентрации газа. Специалисты, использующие систему PreVue, проанализировали эти пиковые значения и выяснили, что они были вызваны не проблемными притоками, связанными с низкой плотностью бурового раствора, а фонтанированием скважины. Весна 2012 Градиент нормального гидростатического давления фунт/галлон Градиент порового давления в скоростном интервале, сценарий низкого давления фунт/галлон Градиент порового давления от сопротивления удаленной зоны фунт/галлон Градиент порового давления в скоростном интервале, сценарий высокого давления фунт/галлон Плотность бурового раствора на входе фунт/галлон Эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора фунт/галлон Градиент давления гидроразрыва в скоростном интервале, сценарий низкого давления фунт/галлон Градиент давления гидроразрыва от сопротивления удаленной зоны фунт/галлон Градиент давления гидроразрыва в скоростном интервале, сценарий высокого давления фунт/галлон Средний градиент горного давления фунт/галлон 8 8 8 8 8 8 8 8 8 Глубина, футы 8 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23 X100 X200 X300 X400 X500 X600 X700 X800 X900 Y000 Y100 Y200 Y300 Y400 Y500 Башмак обсадной колонны диаметром 133/8 дюйма Испытание на герметичность Испытание пласта на прочность Хвостовик обсадной колонны диаметром 113/4 дюйма Башмак обсадной колонны диаметром 95/8 дюйма Испытание на герметичность Прирост бурового раствора 5 bbl Испытание пласта на прочность Прирост бурового раствора 5 bbl Потери бурового раствора Y600 Динамическое испытание пласта на прочность Y700 Потери бурового раствора Глубина установки обсадной колонны Испытание на герметичность Выброс или расход Показания модульного динамического пластоиспытателя или StethoScope Потери бурового раствора Динамическое испытание пласта на прочность Испытание на герметичность Зоны потери циркуляции Рис. 19. Окончательный планшет комплекса. — Прогнозные оценки порового давления, сделанные на основании анализа данных ВСП, подтверждаются фактическими показаниями модульного прибора динамических измерений давления и прибора StethoScope. Плотность бурового раствора поддерживалась на предельно низком уровне для предотвращения превышения эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора над пределом прочности породы. Несмотря на эти усилия, наблюдались некоторые потери бурового раствора. Из графиков видно, что давление бурового раствора (красная линия) поддерживалось на уровне, близком к расчетным значениям порового давления. 51 Фонтанирование скважины может наблюдаться в некоторых скважинах после остановки бурового насоса. При приближении плотности бурового раствора к эквиваленту градиента давления гидроразрыва в слабых пластах или в зоне контакта пород могут образовываться небольшие трещины. При включении буровых насосов эти трещины могут раскрываться, обуславливая поглощения бурового раствора. Легкие газы просачиваются из пласта в буровой раствор. При кратковременном выключении буровых насосов, например, при соединении труб трещины медленно закрываются, выталкивая раствор с газом обратно в ствол скважины. При подъеме бурового раствора на поверхность регистрируется увеличение суммарной концентрации газа. Однако на хроматограмме такая ситуация характеризуется увеличением концентрации газов C 1 и С 2 при лишь незначительном изменении содержания газов C 3 , C 4 и C 5 . В целях поддержания значений плотности бурового раствора в узком окне применялись технологии бурения с контролем давления для ранней диагностики выбросов, поддержания постоянного забойного давления, а также проведения динамических проверок скважины на проявление и динамических испытаний пласта на прочность. 23 Когда проектировщики сравнили прогнозные кривые порового давления с фактическими показаниями модульного прибора динамического измерения давления пластовых флюидов и показаниями прибора контроля пластовых давлений в процессе бурения StethoScope, они обнаружили, что полученные значения практически совпадают (рис. 19). После достижения проектной глубины в ствол был закачан раствор для глушения скважины, и скважина был успешно закончена. Система сопровождения и анализа буровых работ Thema. — Система Thema обрабатывает в реальном времени высокочастотные потоки данных, получаемые с нескольких датчиков, расположенных на буровой, и осуществляет оперативный анализ 52 состояния ствола скважины, эффективности бурения, баланса давлений в скважине и технологических показателей буровой установки. Эта информация отображается на настраиваемых экранах, установленных на каротажной станции и на рабочем месте представителя компании, а также имеющих удаленный доступ из офиса оператора. В режиме определения состоянии ствола специалисты, работающие с системой Thema, анализируют устойчивость стенок и эффективность промывки ствола в режиме реального времени. Вес бурильной колонны регистрируется в статичном состоянии, при вращении и возвратно-поступательном движении. Данная программа может также обрабатывать показатели расходомеров шлама. Данные представляются по глубине или по времени, что позволяет пользователю быстро определить последовательность событий и корреляцию между ними. Данные анализируются для получения стандартных отраслевых показателей крутящего момента, эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора, веса при подъеме, снижении нагрузки и свободном вращении. В режиме обеспечения эффективности бурения определяются различные параметры бурения для оценки режима работы и износа долота. Наземные измерительные датчики отслеживают частоту и величину продольных колебаний, вызванных подскакиванием долота на забое и крутильными колебаниями по типу «прихват—провал». В целях оптимизации параметров бурения полученные сведения применяются для прогнозирования потенциальных проблем, таких как налипание породы на долото, вибрация бурильной колонны и износ долота. Режим обеспечения эффективности бурения может позволить повысить скорость проходки и увеличить срок службы скважинного и наземного оборудования. Система Thema помогла одному ближневосточному оператору увеличить вынос керна в пласте, склонном к разрушению. Разломы керна вызывали две основных проблемы. Во-первых, оператор испытывает сложности в плане извлечения репрезентативных образцов породы. Во-вторых, нарушение керна вызывает ошибки в расчетах длины выноса керна, что может существенно снизить качество интерпретации того керна, который в конечном итоге извлечен. Анализ данных бурового датчика из первого рейса с отбором керна выявил, что колонка керна испытывает серьезные крутильные колебания внутри колонковой трубы, что приводит к плохому качеству с большим количеством разломов и трещин. В ходе последующего кернового бурения использовалась система Thema для регулирования параметров бурения и минимизации колебаний бурильной колонны. Оператору удалось получить чистую ненарушенную колонку керна, что подтвердило достоверность анализа и рекомендаций в системе Thema. В целях мониторинга показателей работы буровой система Thema автоматически отслеживает и отображает определенную комбинацию параметров, таких как время на наращивание инструмента или чистое время бурения на свечу труб. Продолжительность каждого вида работ регистрируется, что позволяет оценить показатели буровой в ходе различных работ, таких как бурение, перемещение, освобождение инструмента и циркуляция. Специалисты на буровой площадке взаимодействуют с проектировщиками системы Thema в офисе оператора, и информация своевременно направляется на буровую установку и проектной группе в офисе. Недавно система Thema была использована для определения причины низкой скорости проходки в скважинах на шельфе Бразилии. В ходе трехлетней программы бурения оператор использовал газовый каро- 23. Подробнее о бурении с контролем давления см.: Elliott D, Montilva J, Francis P, Reitsma D, Shelton J and Roes V: "Managed Pressure Drilling Erases the Lines," Oilfield Review 23, no. 1 (Spring 2011): 14–23. Нефтегазовое обозрение 1,0 Вертикальная качка 0,8 Компенсатор 0,6 Высота, м 0,4 0,2 0 –0,2 –0,4 –0,6 –0,8 00:02 00:06 00:10 00:14 00:18 01:00 01:04 01:08 01:12 Время, мин:с Рис. 20. Сравнение качки до и после компенсации. — При помощи данных системы Thema специалистам компании Geoservices удалось выяснить причину проблемы колебаний бурильной колонны в скважине, расположенной в бассей- таж компании Geoservices и систему Thema на нескольких скважинах, пробуренных с полупогружной буровой установки в бассейне Кампус. В то время как большинство скважин были пробурены и закончены в срок, бурение некоторых скважин до проектной глубины заняло больше времени, чем ожидалось, вследствие резкого спада скорости проходки. В отличие от соседних скважин, где скорость проходки в среднем составляла 40 м/ч (130 фут/ч), в некоторых скважинах скорость не превышала 16 м/ч (52 фут/ч), что на 60% ниже. Оценка параметров бурения показала, что на скорость проходки негативно влияла вибрация. Однако буровикам не удавалось выяснить точную причину проблемы. В одной скважине система Thema использовалась для регистрации показателей различных датчиков для определения рабочих характеристик бурения, расположенных на буровой установке. Система Thema регистрирует данные с частотой до 50 Гц, что обеспечивает быструю корреляцию ответных сигналов датчиков на различные параметры бурения. Входные данные включали показатели датчиков регистрации движения в системе натяжения стояка, компенсатора качки и блока верхнего привода. Весна 2012 не Кампус на шельфе Бразили. Сравнение величины качки и компенсации (слева на рис.) продемонстрировало недостаток успокоения вертикальной качки, и проблема была устранена (справа на рис.). Анализ показателей датчиков позволил специалистам компании Geoservices выявить первопричину проблемы: буровая энергия рассеивалась через сопротивление удару и кручению, вызванным вертикальной качкой (рис. 20). Как обычно в полупогружных буровых установках, в данном случае применялись компенсаторы качки для сокращения вертикальных колебаний бурильной колонны, вызванных нарастанием и спадом морских волн. Путем точной настройки затухающего движения компенсатора качки буровому подрядчику удалось решить проблему и увеличить скорость проходки, одновременно снизив нагрузку на бурильную колонну. Механическая скорость проходки возросла от 16 м/ч до 45 м/ч (148 фут/ч), более чем на 10% превысив среднее значение 40 м/ч для соседних скважин. Полученные результаты побудили оператора применить аналогичную процедуру мониторинга и минимизации проблем на пяти буровых установках, используемых компанией в этом регионе. В свете этих результатов, оператор планирует применять систему Thema и на будущих скважинах. Объем услуг, предлагаемых газокаротажными компаниями, продолжает расширяться по мере разработки новых датчиков и инструментов анализа. Поэтому газокаротажник, в свою очередь, берет на себя важную роль по предоставлению оператору и буровикам ключевой информации для обеспечения успешного бурения скважины и безопасности буровой установки. Помимо экспертов по оценке продуктивности пласта, теперь на газокаротажной станции должны находиться специалисты, отвечающие за эффективность бурения и безопасность скважины. Газокаротажная станция, где огромное количество наземных датчиков соединяется с усилиями квалифицированных специалистов, способных к быстрому анализу, стремительно превращается в мозговой центр буровой установки. —МВ 53
