Содержание к диссертации
Введение
РАЗДЕЛ 1. Промылово-технологическая характеристика объектов добычи и эксплуатации ООО «Оренбурггеофизика»
1.1 Геолого-геофизические основы построения промыслово-технологической модели ОНГКМ
1.2 Промыслово-технологическая модель месторождения
1.3 Промысловые характеристики объектов добычи и эксплуатации ОНГКМ
1.4 Особенности проведения многоцелевых комплексных исследований на объектах ООО «Оренбурггеофизика» ,
1.5 Характеристика промыслово-геофизического Контроля в информационном обеспечении разработки месторождения
РАЗДЕЛ 2. Разработка принципов построения, анализа и создания информационно-измерительных систем для промыслово-геофизического контроля строительства и эксплуатации нефтегазовых скважин
2.1 Структурные решения и модели ИИС
2.2 Аналоговые и цифровые телеметрические ИИС ...
2.3 Определение комплекса параметров контроля по результатам экспертных оценок 2.4 Информативность как критерий сравнения параметров контроля
2.5 Разработка метода и аппаратуры скважинной пассивной акустики (шумометрии)
Анализ эффективности и пути развития технического и методического обеспечения систем геолого-технологического контроля бурящихся скважин
3.1 Задачи и методы геолого-технологических исследований
3.2 Классификация систем автоматического контроля
3.3 Классификация информационно-измерительных систем ГТИ
3.4 Информационно-измерительные системы оперативных исследований шлама и керна
3.5 Некоторые пути развития систем и обработки геолого-технологической информации
Совершенствование системы выработки управляющих решений по оптимизации комплексов промыслово-геофизического контроля на основе всестороннего анализа информационных потоков данных многоцелевых разноуровневых исследований
4.1 Классификация информации и технологии ее получения в зависимости от решаемых задач при контроле строительства и эксплуатации скважин.
4.2 Совершенствование автоматизированной системы сбора, обработки, интерпретации и хранения геофизической и гидродинамической Информации 256
4.3 Разработка структуры организации многоцелевых комплексных технологий контроля строительства и эксплуатации нефтегазовых скважин 301
РАЗДЕЛ 5. Промышленное внедрение разработанной технологии промыслово-геофизического Контроля строительства и эксплуатации нефтегазовых скважин 314
5.1 Особенности и перспективы использования мето дов ГИС и ГТИ при комплексных исследованиях нефтегазовых вертикальных и горизонтальных скважин 314
5.2 Информационный мониторинг разработки Оренбургского НГКМ промыслово-геофизи ческими методами 349
5.3 Принятие решений по изменению структуры фонда скважин на основе мониторинга их технического состояния 379
РАЗДЕЛ 6 Совершенствование системы организации и управления промыслово-геофизическим контролем за разработкой нефтяных и газовых месторождений ООО «Оренбурггеофизика» 398
6.1 Совершенствование производственной структуры организации и управления контролем строительства скважин и эксплуатации месторождения 398
6.2 Экономическая эффективность промышленного внедрения разработанной технологии геолого-геофизического контроля строительства и эксплуатации нефтегазовых скважин 406
6.3 Совершенствование информационного обеспечения контроля строительства и эксплуатации нефтегазовых скважин 414
Заключение 418
Литература
- Промысловые характеристики объектов добычи и эксплуатации ОНГКМ
- Аналоговые и цифровые телеметрические ИИС
- Классификация информационно-измерительных систем ГТИ
- Информационный мониторинг разработки Оренбургского НГКМ промыслово-геофизи ческими методами
Промысловые характеристики объектов добычи и эксплуатации ОНГКМ
Валообразная структура фундамента северной части Соль-Илецкого поднятия в осадочном чехле отражается протяженным, также широтно ориентированным, поднятием длиной до 120 км и шириной 22 км, названным Оренбургским валом. В плане в строении ордовикских терригенных образований и вышележащего полихронного и полигенного карбонатного массива, в том числе и продуктивной части разреза, отчетливо выделяется трехкупольная структура с наиболее высоким положением центрального купола. По кровле карбонатной пачки артинского яруса амплитуда поднятия составляет 580 м для центрального купола, 400 м для западного и 330 м для восточного. С востока к крайнему куполу примыкает Караванный участок, имеющий мелкокупольное строение по подсолевым отложениям с максимальной амплитудой до 200 м и являющийся, по сути, продолжением Оренбургского вала, тектонически осложненного в зоне его сочленения с Предуральским прогибом. В целом, в пределах западного, центрального и восточного участков месторождения продуктивная часть разреза наряду с нижележащими карбонатными отложениями представляет собой структуру облекания ордовикского рельефа. Сравнение структурных планов по кровлям разновозрастных толщ показывает, что каждая из них в своем залегании повторяет основные элементы нижележащих отложений.
Общепринятый взгляд на геологическое строение месторождения практически исключает существование разрывных нарушений в изученной части разреза, однако недооценивать влияние дизъюнктивной тектоники в формировании структурных форм — это слишком упрощенно подходить к созданию геологической модели Оренбургского вала. Вполне вероятно, что картируемые три основных купола ОНГКМ разделены разломами. Наличие разломов между центральным и восточным куполами месторождения, восточным куполом и Караванным участком косвенно подтверждается резким изменением фациальной характеристики и толщин отдельных пачек и стратонов при переходе от одной структуры к другой, что свидетельствует, в свою очередь, в пользу различных условий седиментогенеза в пределах рассматриваемых участков. С позиции развития дизъюнктивных дислокаций фундамента и супракрустального комплекса в процессе палеозойского осадконакопления указанный гетерогенный характер одновозрастных отложений вполне объясним и логичен. Дальнейшее подновление разломов в более поздние периоды тектонической активности, скорее всего, приводит к разрыву сплошности вышезалегающих комплексов.
Помимо нарушений, ограничивающих наиболее крупные структурные формы Оренбургского вала, в пределах месторождения по ряду геологических признаков можно выделить и другие разломы. Один из них сечет центральный купол вдоль меридионального течения р. Донгуз и проявляется в разрезе месторождения зоной повышенной трещиноватости пород и изменением температурных характеристик. Серия нарушений, малоамплитудных в верхней подсолевой части разреза и с более протяженной поверхностью сместителя в глубокозалегающих горизонтах, характеризует тектоническое строение Караванного участка и выявлена по результатам интерпретации материалов сейсморазведки 3 Д. Это не только субмеридиональные разломы, разделяющие погруженные и приподнятые участки осадочного чехла, но и субширотные, отражающие смещение отдельных блоков относительно друг друга.
Наиболее отчетливо тектонические дислокации выражены структурами соленосного комплекса. В целом, эвапориты в пределах Оренбургского вала отличаются слабо нарушенным залеганием лишь в крайней западной части месторождения, а на остальной его территории образуют в плане две широтные гряды, приуроченные к северному и южному крыльям вала. Гряды, в свою очередь, характеризуются расчлененным характером рельефа с обособлением отдельных куполов, высота которых в отдельных случаях превышает 1000 м. В межкупольной полосе, разделяющей две грядообразные зоны, количество солей резко сокращается и местами едва достигает 100 - 200 м. В пределах Караванного участка соляные структуры меняют простирание — от восточного купола к прогибу субширотные в плане грядово-купольные структуры постепенно сменяются дугообразными и затем субмеридиональными.
В региональном отношении структурный план надсолевого терригенного комплекса на месторождении и за его пределами повторяет структурные формы соленосных отложений, но в более сглаженном виде. Локальные участки, приуроченные к высокому положению соляных штоков, характеризуются структурами «битой тарелки», когда на поверхность мезо-кайнозойской денудации в результате тектонических разрывов, сопровождающих галокинез, оказываются выведенными мелкие блоки разновозрастных верхнепермских отложений. Подобные структуры картируются преимущественно в центральной части месторождения. На востоке, включая Караванный участок, высокое положение соляных куполов фиксируется развитием своеобразных структур — синклиналей оседания, выполненных мезозойскими осадками. Эти структуры образуются вследствие размыва соляных штоков в зоне действия подземных вод и связанного с этим карстообразования, сопровождающегося проседанием и захоронением вышележащих юрских и меловых отложений, что уберегло их от последующей эрозии.
Аналоговые и цифровые телеметрические ИИС
Одним из важных резервов увеличения производительности труда и повышения качества управления технологическими процессами является создание и внедрение в практику измерительных информационных систем. Большие и сложные задачи предстоит решить в ближайшие годы работникам топливно-энергетического комплекса, в частности обеспечить увеличение добычи нефти и газа.
Решение этих задач возможно осуществить за счет ускоренного ввода новых месторождений, повышения эффективности работы скважин и комплексной автоматизации и компьютеризации промыслов.
Поиски новых месторождений характеризуются все более возрастающими трудностями, связанными с проведением геолого-разведочных работ в новых, более сложных в геологическом и природно-климатическом отношении районах, в частности на шельфах морей.
Ключевая роль при решении геологических и технологических задач в этих условиях отводится измерительно-информационным системам (ИИС), функционирующим как непосредственно в процессе бурения скважин, так и после окончания определенного цикла бурения. Важное место среди информационно-измерительных систем занимают системы, предназначенные для контроля процесса разработки месторождений геофизическими и газогидродинамическими методами, особенно актуально применение методов контроля для крупных сложнопостроенных залежей, которые, как правило, характеризуются высокой глубинностью залегания, неблагоприятными для проведения измерений термобарическими условиями и неоднородностью геолого-физических свойств пластов.
Промыслово-геофизические ИИС представляют собой системы дальнего действия или телеметрические системы. Независимо от назначения и конкретного применения общее требование к ИИС состоит в том, чтобы исходное, в общем случае аналоговое измерительное сообщение, передаваемое системой от каждого источника (датчика), могло быть восстановлено на выходе (у оператора) с заданной точностью (даже если фактически такое восстановление не делается, как, например, при обработке информации на ЭВМ, входящей в состав системы). Для ИИС, являющейся частью контура системы автоматического управления, в частности, процессом управления бурением скважин, обязательным является также требование передачи информации в реальном масштабе времени. Поэтому, в настоящее время, следует отдавать предпочтение разработке методов, алгоритмов и систем, удовлетворяющих общим этим требованиям. [ 182 ]
Одной их основных научных проблем, возникающих при разработке геофизических ИИС, является выбор методов дискретизации по времени (глубине), квантования по уровню, экономного кодирования, выделения и объединения при ограниченных ресурсах (энергетических, информационных и др.) сообщений, предназначенных для передачи. Так как в промыслово-геофизических ИИС информация передается на значительные расстояния по геофизическому кабелю или (и) в условиях сильных помех (в системах, использующих датчики, размещенные на оснастке буровой), то возникает проблема передачи-приема, включающая выбор помехоустойчивых методов кодирования-декодирования, модуляции-демодуляции.
Следует особо отметить, что проблема обработки геофизической информации должна включать такие неизбежные процедуры, как экстраполяция, интерполяция, аппроксимация, которые для случайных процессов, к которым могут быть отнесены изменения многих промыслово-
геофизических параметров с глубиной, исследованы не так детально, как для классов детерминированных функций, а также фильтрацию при негауссовских распределениях сигналов и помех, где требуется поиск нелинейных решений, сочетающих эффективность с простотой технической реализации.
Для более ясного представления о структуре и назначении подсистем геофизических ИИС рассмотрим обобщенную структурную схему (модель) системы (рис.2.1). Структурная схема включает в себя только преобразователи, входящие в информационный тракт системы. Вспомогательные преобразования (согласование уровней сигналов, усиление и т.п.), связанные с техническим осуществлением функций в системе опускаются, чтобы не усложнять схему.
В состав системы входят подсистемы, характеризующиеся выполнением самостоятельных функций и могущие работать автономно. Перечислим эти подсистемы: I- подсистема датчиков (источники сообщений), II- подсистема формирования сообщений, III- подсистема передачи сообщений, IV -подсистема записи воспроизведения, V — подсистема цифровой обработки сообщений. На вход системы поступают аналоговые электрические сигналы, сформированные геофизическими датчиками. Эти сигналы (сообщения) обычно масштабированы соответствующими преобразователями.
Классификация информационно-измерительных систем ГТИ
Еще более сложными структурами являются аналоговые ТИС с группами датчиков различной природы. В таких системах возможно осуществить временное разделение групп каналов при помощи аналогово коммутатора, а внутри групп использовать частотное, фазовое, амплитудное и другие виды разделения каналов. На рис. 2.6 представлена аналоговая ТИС с временным разделением групп датчиков разной физической природы. I группа датчиков представляет из себя зонды электрического каротажа, II группа датчиков приемники радиоактивного каротажа, в частности, фотоэлектронные умножители (ФЭУ), III группа датчиков приемники акустического каротажа.
На рис. 2.6: 1-4 - зонды электрического каротажа; 5-8 - ФЭУ; 10,11 — приемники акустического каротажа; 9 — источник акустических колебаний; 12,13 -усилители; 14,15 — преобразователи амплитуда-частота; 16,17 — полосовые фильтры; 18,31 — усилители мощности; 19,22,24,26 - усилители сигналов радиоактивного каротажа с коэффициентами усиления ку( 19,24) и #2(22,26); 20-23, 25,27 — формирователи прямоугольных сигналов; 21, 28,30 -смесители сигналов; 29-фазовый модулятор; 33- генератор питания акустического излучателя; 32- блок меток, индицирующих акустические приемники; 34,35 - усилители; 36 — смеситель акустических сигналов; 37- разделительный фильтр информационного сигнала и напряжения питания генератора; 33,38 - скважинная часть аналогового коммутатора; 39- линия связи (одножильный каротажный кабель); 40 -наземная часть аналогового коммутатора; 41-44 — канальные фильтры; 42,45 -преобразователи частота-код, 43,46,58,59,60,61,65 - интерфейсные устройства; 47,48 - фазовые детекторы; 49,50, 54,55 - амплитудные детекторы; 53 -фазоинвертор; 51, 52, 56, 57 - преобразователи числа импульсов в код; 64 — АЦП; 63 — блок управления работой скважинной и наземной частей аналогового коммутатора; 62 - магистраль; 66 - ЭВМ.
Он В первой группе сигналы с датчиков частотно модулируются, а четыре измерительных канала частотно разделяются и затем смешанный сигнал усиливается по мощности и подается на вход коммутатора 38. В наземной аппаратуре линейный сигнал расфильтровывается по отдельным каналам (фильтры 41-44). Канальные сигналы преобразователями 42-42 кодируются и поступают через интерфейсные устройства 43-46 в магистраль 62, а затем в ЭВМ 66, где и обрабатываются.
Импульсные сигналы второй группы усиливаются по амплитуде с разными коэффициентами усиления к1 и к2 для различных пар каналов (19,24 и 22,26), т.е. эти каналы отличаются друг от друга величиной амплитуд измерительных сигналов. Далее сигналы формируются в прямоугольные импульсы и попарно смешиваются, причем сигналы,, после смесителя 28 фазоинвертируются на 180 в блоке 29. После смесителя 30 линейный сигнал усиливается по мощности и поступает на вход коммутатора 38. В результате перечисленных преобразований линейный сигнал представляет собой композицию канальных сигналов разделенных по уровню и фазе. В блоках наземной аппаратуры линейный сигнал преобразуется в канальные сигналы в блоках 47,48,49,50,53,54,55 и далее через преобразователи числа импульсов в код 56,57 и интерфейсные устройства 60,61 сигналы поступают в магистраль 62. Время счета импульсов (скорость счета) задается программным путем ЭВМ66.
В группе датчиков III на выходе смесителя 36 образуется обычный для скважинной акустической аппаратуры сигнал, представляющий из себя волновые картинки первого и второго приемника (Пі и П2) индуцируемые положительным и отрицательным в наземном блоке 64 волновые картинки оцифровываются (блок 64) и через интерфейсное устройство 65 подаются в магистраль 62.
Скважинный и наземный коммутатор 38,40 управляются от блока 63, причем время опроса групп датчиков зависит от времени счета импульсов в импульсных каналах 5-8. Так если время счета составляет 3 сек., то датчики группы I и III могут подключаться только через это время к коммутатору, что уменьшает информативность этих каналов, за счет увеличения дискретизации отсчетов по глубине. При скорости, принятой для радіоактивного каротажа порядка 1000 м/час, за 3 сек скважинный прибор поднимется в скважине на 1 м. При скорости счета в импульсных каналах 9 сек, дискретизация по глубине для сигналов электрометрии составит уже 3 м, что может привести к пропуску геологического объекта при исследовании разреза скважины.
Выход из этого положения может заключаться в использовании специального алгоритма последовательности подключения групп каналов и накопления данных радиоактивного каротажа. На рис. 2.7 приводится один из вариантов такого алгоритма (для скорости 1000 м/час и постоянной времени радиоактивного каротажа 3 сек). Как видно из рисунка канал электрического каротажа подсоединяется к коммутатору на 1 сек, через 1 м глубины, (то же для датчиков сек 1 сек 2,57 сек сек 1 сек 2.57 сек
Алгоритм опроса групп датчиков скважинным коммутатором акустического каротажа АК), что приемлемо. Каналы радиоактивного каротажа коммутируются на 2,5,7 сек через 0,56 м глубины. Чтобы набрать необходимое время счета в 3 сек необходимо осуществить 2 цикла переключения коммутатора, при этом каналы радиоактивного каротажа пропустят сканированием 0,56 м глубины.
Возможно, использование нескольких системо-технических приемов для уменьшения числа блоков системы, таких как индикация групп измерительных каналов скважинного устройства и использования в последнем структуры параллельно-последовательного принципа действия.
На рис. 2.8 представлена схема 12-ти канальной ИИС с частотно-временным разделением и индикацией групп измерительных каналов. На схеме 1-датчики, 2-усилители, 3-переключатели, 4-амплитудно-частотные преобразователи, 5-полосовые фильтры, 6-усилители мощности, 7-аналоговый коммутатор, 8-блок управления коммутатором, 9-линия связи, 10-канальные полосовые фильтры, 11-преобразователи частота-код, 12-интерфейсные узлы, 13-шины магистрали, 14-ЭВМ.
В наземной аппаратуре ИИС присутствует всего лишь одна 4-х —канальная группа каналов, вместо 3-х групп. Такое уменьшение числа групп стало возможным в связи с введением индикации групп измерительных каналов скважинного устройства. Для осуществления индикации в скважинном устройстве используется коммутатор с 6-ю входами (см. рис.2.9). В первом положении коммутатора на его вход подаются смешанные в блоке 6 информационные сигналы сі группы датчиков. Одновременно с установкой коммутатора в положение 1 блок управления 8 выключает переключатель 3 первого канала группы I. Вследствие разрыва связи между выходом усилителя 2 и входом преобразователя 4, последний вырабатывает на своем выходе не модулированную низкочастотным сигналом с датчика несущую частоту Fj.
Информационный мониторинг разработки Оренбургского НГКМ промыслово-геофизи ческими методами
Для контроля за прихватами бурового инструмента используется известный метод определения верхней границы прихвата по натяжению инструмента, в основе которого лежит закон Гука. После определения места прихвата рассчитывается требуемый объем ванны для ликвидации и допустимый угол закручивания инструмента при проворачивании ротором.
При возникновении поглощений определяется давление начала поглощения и требуемая для его ликвидации плотность бурового раствора двумя различными методами. Первый метод основан на линейной модели фильтрации, второй - на контроле объема и плотности доливаемой в скважину легкой жидкости до получения статического уровня на устье и последующего расчета давления на забой и соответствующей плотности раствора.
Алгоритмы решения задачи контроля за выбросами должны быть основаны на официальных документах, регламентирующих эти работы (ВНИИКрнефть, Госгортехнадзор ) и содержать следующие расчеты: - допустимый объем притока для каждого опасного сечения и допустимое число свечей, поднимаемых без долива; - контроль за доливом/вытеснением в процессе СПО (задача должна решаться в реальном времени); - параметры глушения скважины (требуемая плотность раствора и режим закачки); - давление на забое, на стояке и внутри обсадной колонны для каждого опасного сечения в момент прохождения мимо него пачки газа, максимально допустимое давление и максимально допустимый объем притока для трех методов глушения скважины: метода бурильщика, метода ожидания и утяжеления, а также задавки на поглощение. Задача оптимизации отработки долот в скважине должна решаться на базе следующих методов, проверенных практикой ведения геолого-технологических исследований: - определение времени подъема долота по экстремальным значениям рейсовой скорости и стоимости метра проходки; - определение оптимальных параметров режима на основе планируемого эксперимента; - выбор оптимального типа долота по критериям максимума рейсовой скорости и минимума энергоемкости разрушения пород.
В процессе геолого-технологических исследований должен решаться определенный круг геологических задач, обязательными из которых являются литологическое расчленение разреза, выделение коллекторов и определение характера насыщения выделенных пластов [130,136,138].
Задача литологического расчленения разреза должна решаться на основе анализа проб шлама, основными из которых являются процентное содержание каждой литологической разности в пробе шлама, содержание кальцита и доломита, определение плотности пород, оценка пористости, результаты люминисцентно-битуминологического анализа. Кроме фактических данных по шламу должны быть зафиксированы данные прогнозной литологии и стратиграфии, описание коллекторов и реперов.
Задача выделения коллекторов должна решать с привлечением данных механического каротажа, газовой хроматографии и результатов исследования шлама. Очевидно, должен быть предусмотрен расчет абсолютных и относительных концентраций компонентов, выделение аномалий относительно фоновых газопоказаний и уточнение границ коллектора на основании скорости проходки.
Задача определения характера насыщения пород должна решаться на основе данных хроматографии с привлечением результатов ЛБА по шламу. Для анализа необходимо проводить расчеты известных флюидных коэффициентов, а также использовать метод «треугольника» фирмы "Geoservices", который предполагает расчет флюидных коэффициентов для каждого цикла анализа, построение базового треугольника и треугольной диаграммы, определение характера насыщения коллектора - газ, нефть, газоконденсат, и оценку промышленной значимости коллектора.
Весьма важной задачей 11И является задача сопровождения наклонно-направленного бурения. Методическую основу данной задачи должны составить наиболее известные и получившие практическое подтверждение методы обработки данных инклинометрии и проектирования профиля наклонной скважины, содержащие следующие расчеты: - определение фактических координат каждой точки замера в стволе скважины для построения проекций; - параметры искривления для выхода на заданную точку; - угол установки отклонителя и интервал бурения; - профили ствола с прямолинейным наклонным участком и участком свободного уменьшения зенитного угла. ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПИ Разработка программного обеспечения ГТИ прошла последовательно несколько стадий. В конце 80-х годов большое распространение получили программируемые микрокалькуляторы, которые вполне отвечали требованиям того времени - оперативные расчеты в условиях буровой. Для этих ПМК типа БЗ-34 и МК-52 во ВНИИнефтепромгеофизике был разработан ряд прикладных программ по АВПД, гидродинамике, обработке данных инклинометрии, интерпретации газового каротажа, оптимизации и т.д. Ручной ввод больших программ представлял значительные затраты времени и не гарантировал от ошибок. В связи с этим было разработано специальное устройство, позволяющее хранить в энергонезависимой: памяти записанные программы и вызывать их в микрокалькулятор по мере необходимости. Эти устройства получили название «Микропак ГТИ». Они содержали до 50-ти программ и получили достаточно большое распространение. Специально для специалистов буровых работ был разработан пакет программ «Буровик», содержащий программы по ряду технологических задач проводки скважины - обработка раствора, расчет цементирования, гидравлическая программа и т.д. С появлением персональных компьютеров встала задача создания полноценных программ, реализующих все возможности операционных систем - создания и хранения файлов данных, обработки по сложным алгоритмам, формирования и выдачи отчетной документации в виде диаграмм, графиков, таблиц и т.д. С учетом этих требований разными независимыми разработчиками выпускаются пакеты обработки данных ГТИ для IBM-совместимых персональных компьютеров, работающие под управлением DOS. К ним можно отнести «OFF LINE» разработки ВНИГИК, г.Тверь, «Пакет обработки данных ГТИ» разработки ВНИИНПГ, г.Уфа и т.д.
Данные пакеты решали достаточно ограниченный круг задач, но свою главную функцию - автоматическая обработка цифровой информации ГТИ с выдачей на печать диаграмм, графиков и таблиц решали весьма успешно. Эти пакеты можно было использовать как в составе станций ГТИ, когда на входе имелись данные реального времени, так и в автономном режиме, когда на вход пакетов подавались данные, отконвертированные с любого другого источника информации, в том числе и введенные вручную.
