Замеры высокого разрешения

High deFINITION surveys

M. GORICHKA,
A. KUZNETSOV,
Z. ABZALOV,
V. BEVZENKO,
Schlumberger Company

Начиная с 1929 г., с момента изобретения первого скважинного геофизического прибора, наблюдается постоянное совершенствование технологий в нефтегазовой отрасли. Сегодня бо́льшая часть работ инклинометрии выполняется с применением акселерометров, магнитометров и гироскопических приборов. Гироскопические приборы лишь отчасти подходят для условий бурения и, в основном, применяются после завершения бурения, теряя при этом свои преимущества в режиме реального времени. Точное позиционирование скважин имеет большое значение для успешной добычи углеводородов. Для достижения геологических задач требуются точные измерения в режиме реального времени при бурении сложных 3D-скважин, с множеством геологических целей.

В последнее десятилетие была разработана технология, позволяющая проводить непрерывные измерения при помощи приборов телеметрии во время бурения, с последующей обработкой данных в режиме реального времени. Это позволяет устранить ошибки, связанные с частотой измерений, такие, как ошибка глубины по и (TVD), а также лучше отражает фактическую искривленность ствола скважины. Обеспечение точности глубины по вертикали с технологией замеров высокого разрешения также предоставляет несколько дополнительных преимуществ. Например, сокращение времени бурения на замеры путем увеличения интервала между стационарными замерами без ухудшения позиционной точности. Более точное описание извилистости ствола скважины оказывает влияние на оптимизацию бурения и стратегию завершения скважин, помогая инженерам лучше моделировать нагрузки в процессе бурения.

Авторами рассмотрены основные драйверы технологии замеров высокого разрешения при бурении на суше в России, методологии измерений и технологии, лежащей в основе этого уникального метода расчетов. Подробно рассмотрены несколько примеров и сделаны выводы о перспективности данной технологии.

Since 1929, when the first wellbore surveying tool was developed, drillers and geologists have looked on in anticipation as the industry worked persistently at improving the technology. Today, the majority of work is limited to accelerometers, magnetometers, and gyroscopic tools. Gyroscopic tools are not particularly suited to the drilling environment and are usually run after the drilling process, losing their real-time advantages. Accurate well placement is vital to the success of hydrocarbon production; accurate surveys are required in real time to drill complex 3D wells that penetrate multiple small geological targets and avoid costly risks of drilling out of the production zone.
In the last decade, Technology that enables taking surveys continuously with downhole tools while drilling and reprocessing the data in real time give us the opportunity to eliminate errors associated with surveying frequency such as true vertical depth (TVD) error or inaccurate tortuosity. TVD assurance utilizing the high-definition survey technology has been used with several new approaches, for example, to reduce rig time on surveys by increasing the interval between stationary surveys without degradation in positional certainty. This technology also helps in understanding real borehole tortuosity and thus has an influence on drilling optimization and well completion strategy, helping the drilling engineers to create better models, for example, by improving modeling torque and drag.
This article will discuss the drivers for high-definition surveying, the science of the measurements, and the technology behind this unique method for survey calculations. Case histories will also be discussed in detail before, finally, making some conclusions about the future of this method as it relates to increasing positional certainty.

Замеры высокого разрешения (HDS) позволяют эффективно и точно проводить инклинометрию скважины, используя непрерывные данные во время бурения. Данное инженерное решение, предназначенное для уменьшения ошибок, связанных с низкой частотой замеров, влияет в первую очередь на точность расчетной вертикали скважины. Метод основан на комбинации непрерывных данных и статических замеров приборов, проводящих измерения зенитного угла и азимута во время бурения. На рис. 1 представлен сравнительный графический анализ зенитных углов между стандартными измерениями и измерениями высокой плотности. Алгоритм основан на сочетании статических замеров при стандартной частоте измерения и динамических данных, измеренных прибором во время бурения. При этом отфильтровываются низкодостоверные динамические значения (резко отличающиеся от статических замеров) для получения более точного распределения по зенитному углу. Азимуты в статических замерах скорректированы с учетом влияния магнитной интерференции от компоновки низа бурильной колонны (КНБК). Данная коррекция также применяется и к динамическим данным.

Внедрение технологии замеров высокого разрешения позволяет производить бурение с уточненными данными об истинном расположении скважины в пространстве. Этот эффективный метод обеспечивает сокращение затрат и экономию времени бурения скважины.

Значительный рост объема добычи в нефтегазовой отрасли за последние несколько лет привел к увеличению доли направленного бурения и повышению сложности скважин. В свою очередь, это привело к увеличению количества скважин с бо́льшим отходом. Бурение нефтяных пластов со сложной геологией ведет к увеличению применения точных методов определения расположения скважины и требует высокой точности расчетной вертикали. Возникает потребность в улучшении понимания фактической извилистости и микроинтенсивностей интервала бурения, поскольку эти параметры очень важны для скважин с большими отходами и сложных 3D профилей горизонтальных скважин с высоким индексом направленного бурения. Эти требования привели к использованию непрерывных данных во время бурения для увеличения числа входных параметров, необходимых для расчета траектории скважины. Одним из важных параметров, получаемых замерами высокого разрешения, являются непрерывные данные зенитного угла.

Для решения задач по снижению стоимости бурения скважин многие компании идут на сокращение временных затрат на многих операциях, включая снижение количества замеров в каждой секции бурения. Тем самым ухудшается точность определения положения ствола скважины в пространстве. Одним из преимуществ технологии замеров высокого разрешения является возможность получения точной инклинометрии скважины без проведения частых статических замеров.

Преимущества Замеров Высокого Разрешения
Бурение является важной частью разработки месторождения. Буровые компании могут оптимизировать добычу и извлечение углеводородов, осуществляя бурение в лучшем направлении. В прошлом бурение было в большей степени искусством, чем наукой. Сегодня инженеры по бурению могут использовать обширную информацию и передовые технологии, которые устраняют бо́льшую часть предположений, допускаемых при традиционном бурении.
Внедрение технологии замеров высокого разрешения позволяет производить бурение с уточненными данными об истинном расположении скважины в пространстве. Этот эффективный метод обеспечивает сокращение затрат и экономию времени бурения скважины.
Сегодня буровые компании могут извлечь выгоду, используя новые подходы к бурению скважин, позволяющие снижать затраты на бурение, оптимизирующие расположение скважины в пространстве и обеспечивающие неизменно качественные результаты.
Ключевым моментом стало появление решения, позволяющего получать более производительные скважины, поскольку они расположены точнее относительно нефтяного пласта. Этот уровень производительности достигается при меньших затратах и без ущерба для безопасности скважины.


Частые (Высокого Разрешения) замеры позволяют:
1. Получать более высокую точность вертикали без использования каких-либо дополнительных инструментов. Точность проводимых измерений влияет на определение нахождения в пространстве каждой наклонно-направленной скважины. Проблема переменной кривизны влияет на те скважины, где кривизна значительно изменяется, а расстояние между замерами превышает 14 м.
2. Повышение точности определения расположения скважин в пространстве позволяет располагать их ближе друг к другу без увеличения рисков их столкновения.
3. Улучшить проводки горизонтальных скважин в тех случаях, когда отсутствуют очевидные геологические маркеры. Влияние разности позиционирования по вертикали в горизонтальных скважинах может привести к частичному прохождению по пласту или прохождению полностью мимо нефтяного пласта. Поскольку как операторы, так и сервисные компании не знают об этой проблеме, вызванной непостоянной кривизной в замерах, то эта проблема обычно объясняется неожиданным изменением геологической структуры.
4. Четко увидеть границы пласта, используя доступную технологию «Проведение геологического каротажа во время бурения» (LWD).
5. Избегать проблем с интерпретацией каротажа из-за падения пласта во время бурения (как правило, хуже в горизонтальной секции). Литология может изменяться между стационарными замерами (плотные породы или изменения горных пород и изменения угла наклона слоя), что изменяет тенденции направления при бурении пласта. Эти события, как правило, являются не явными случаями, и их трудно обнаружить с более длинными интервалами между замерами. Плотные пласты могут привести к большой искривленности за короткий интервал. Все это может привести к проблемам при бурении и заканчивании скважин, в дополнение к различиям по вертикали. В случае, когда замеры высокого разрешения используются в режиме реального времени, эти случаи можно оперативно определить и предпринять меры по их устранению, чтобы свести к минимуму неблагоприятные последствия.
6. Экономить время бурения скважин путем сокращения количества необходимых статических замеров.
7. Оптимизировать параметры бурения и улучшить их анализ, используя фактические значения извилистости, а не базовые значения, что будет подробно описано ниже в статье.
8. Правильно размещать электроцентробежные насосы (ЭЦН) в интервале с очень низкими интенсивностями, которые имеют решающее значение для долговечности и продуктивных возможностей ЭЦН.

Метод минимальной кривизны предполагает постоянную кривизну в интервале между стационарными замерами, что является неверным. Изменения непрерывного зенитного угла указывают на скорость набора/падения зенитного угла, достигаемую при направленном или роторном бурении.

Метод минимальной кривизны предполагает постоянную кривизну в интервале между стационарными замерами, что является неверным. Изменения кривизны изменения непрерывного зенитного угла указывают на скорость набора/падения зенитного угла, достигаемую при направленном или роторном бурении.
На рис. 2 на начальном интервале выполняется роторное бурение, затем следует интервал направленного бурения c минимальным радиусом кривизны. Фактическое положение будет ниже, чем то, что было бы рассчитано при допущении постоянной кривизны между точками замеров.
На рис. 3 показана ситуация, в которой интервал бурения ротором (т.е. с отсутствием кривизны) следует за интервалом направленного бурения с умеренно высокой кривизной или с минимальным радиусом кривизны. Фактическое положение будет выше, чем то, что было бы рассчитано при допущении постоянной кривизны между точками замеров. На рис. 4 интервал направленного бурения расположен между интервалами роторного режима бурения. Между точками замеров будут наблюдаться различные значения кривизны, но фактические и расчетные положения позиции скважины будут примерно одинаковыми.


Пример 1
В этом примере рассмотрено применение технологии замеров высокого разрешения для 11 скважин компании-оператора в России на одном из крупнейших нефтедобывающих месторождений в Ямальском регионе.
Первая скважина на этом месторождении была пробурена в 1971 г., и было подтверждено наличие запасов углеводородов. С 2011 г. нефтегазоконденсатное месторождение разрабатывается горизонтальными скважинами с многоступенчатым гидроразрывом.
Месторождение со сложной геологией, запасы сосредоточены неоднородно. Песчаники в продуктивном интервале имеют сложную геометрию и часто имеют форму линзы. Наблюдаемая геология склонна к сильным изменениям во время бурения.


Описание конструкции скважины
Все профили скважин на проекте, выбранном для внедрения, – горизонтальные. Технология применялась во время бурения трех секций: 295,3 мм, 220,7 мм и 155,6 мм. На рис. 5 показана типовая конструкция скважин, а в табл. 1 приведены сводные данные по траекториям.
Применение винтовых забойных двигателей (ВЗД) на верхних и промежуточных секциях может привести к значительным накопленным ошибкам по вертикали, что связано с низкой частотой измерений и, как следствие, к неспособности добиться целей бурения. Внедряя технологию замеров высокого разрешения, возможно добиться максимального эффекта при бурении горизонтальной секции и приземлении в горизонт.
В нашем примере, во время бурения промежуточной секции, геологи принимали решения, основанные только на показаниях гамма и значений вертикали. Наличие ограниченного набора данных в режиме реального времени очень важно на данном этапе для того, чтобы свести к минимуму возможные ошибки по вертикали и добиться точного приземления в продуктивный интервал, учитывая, что резервуар имеет неоднородный состав и толщину менее 1 м в некоторых местах. Влияние разности позиционирования глубины по вертикали в горизонтальных скважинах может привести к плохой проводке ствола скважины или даже полному промаху мимо целевого продуктивного интервала.

Реализация
На этапе планирования проекта было принято решение о применении технологии замеров высокого разрешения для минимизации ошибки по вертикали, возникающей в связи с недостаточной частотой замеров.
После проведения детального обследования были выбраны скважины, для которых было возможно уменьшение количества статических замеров и, соответственно, затрат времени на инклинометрию. Это скважины с длинным интервалом стабилизации. Интервал между замерами был увеличен с 28 м до 56 м. Всего для оптимизации затрат времени на замеры было отобрано 5 скважин из 11.

Существует несколько преимуществ технологии замеров высокого разрешения по сравнению с традиционными замерами. Все эти преимущества были отчетливо наблюдаемы и реализованы в ходе проекта.

Скважинные данные были обработаны в несколько этапов. Непрерывные данные инклинометрии а также статические замеры с приборов телеметрии были совмещены в интервал замеров высокой плотности с интервалом 3 м. Затем эти данные были проанализированы на предмет различия ТВД глубины по вертикали. Результаты представлены ниже.
Обработка выполнялась после завершения бурения секции. Это позволило геологам получать оптимизированную траекторию на обновленных данных по вертикали до начала бурения горизонтальной секции. В отношении азимутальных данных статические замеры были скорректированы с учетом магнитной интерференции КНБК, используя метод многоточечной коррекции.
Данная поправка для статических замеров была применена и для непрерывных данных. Данные зенитного угла корректировались от прогиба КНБК, если это было необходимо.
Результатом обработки являлось детальное описание траектории ствола скважины с частотой замеров каждые 3 м. Что, в свою очередь, позволило учитывать сложную форму ствола скважины, фактическую искривленность и более точное местоположение скважины. Это имеет прямое влияние на точность вычисления глубины по вертикали и позволяет уменьшить вертикальную неопределенность. Данная обработка должна выполняться квалифицированным персоналом.

Результаты
преимущества технологии замеров высокого разрешения по сравнению с традиционными замерами были отчетливо наблюдаемы и реализованы в ходе проекта. В этом разделе обсуждаются и иллюстрируются результаты, относящиеся к реализации технологии замеров высокой плотности.


Оптимизация глубины по вертикали
Траектории скважин были оценены на предмет величины изменения вертикали между траекторией, построенной по статическим замерам, и траекторией, построенной по замерам высокого разрешения. Результаты показаны на рис. 6.
Значительный эффект наблюдался на 80 % скважин. Эти вариации являются следствием случайного эффекта в течение всей траектории, в основном вызвано конфигурацией КНБК, командами наклонно-направленного бурения (ННБ), тенденциями геологии и позиционным соотношением между тем, где берутся статические замеры, и где технолог ННБ совершает интервал направленного бурения в рамках бурильной трубы/свечи.

Снижение затрат времени
Технология замеров высокого разрешения позволяет увеличить интервал между статическими замерами до 60 – 100 м. Каждый замер занимает около 4 – 6 мин. И около 5 мин. – на проработку перед замером. Увеличение интервала между замерами не оказывает негативного влияния на позиционные вычисления, время на замеры сокращается. Статические интервалы между замерами могут быть 30 м или более, и увеличение частоты замеров не оказывает влияния на размер эллипсов неопределенности. Результаты фактически сэкономленного времени по каждой скважине приведены в табл. 2 и на рис. 7.
В зависимости от типа профиля скважины общее время на замеры было сокращено до 30 %. Затраты на буровую в северных регионах выше, поэтому даже такая экономия может оказать значительное влияние на общую стоимость строительства скважины.

Снижение риска прихвата КНБК
Сокращение времени, в течение которого насосы отключены и бурильная колонна статична, влия­ет на уменьшение риска прихвата КНБК. Таким образом, справедливо сказать, что технология замеров с высоким разрешением позволяет уменьшить частоту в пределах интервала стабилизации и значительно безопаснее с точки зрения риска дифференциального прихвата.
Улучшенная интерпретация каротажных диаграмм
Влияние применения технологии замеров высокого разрешения может быть различным в зависимости от особенностей скважины. В некоторых случаях применение HDS в режиме реального времени может заставить изменить решения по направленному бурению, как показано на рис. 8.
Частота замеров может выявить все незначительные микроискривления, которые не заметны при статических замерах, что способствует улучшению определения границ пласта по каротажным диаграммам с помощью приборов геофизического исследования скважин (ГИС). Это особенно важно в случае геонавигации в пластах небольшой мощности, где мик­роискривления незаметны на статических замерах и приводят к искусственным изгибам границ пласта на инверсии, вызывающим неверные предположения о структуре пласта и, как результат, – выход из тонкого пласта.

Пример 2
Данный проект включал горизонтальные скважины с пространственно-искривленными траекториями (3D-профилями), запланированными с горизонтальными участками более 1000 м в секции 155,6 мм (6,125 дюймов) под хвостовик. Большинство скважин планировалось с расчетным крутящим моментом, близким к моментам свинчивания бурильной трубы. Крутящий момент был основным ограничивающим фактором для данных типов скважин. Стандартный диапазон коэффициентов трения для всех секций региона – от 0,30 до 0,40. Типичной извилистостью для региона при моделировании нагрузок при бурении скважин являются:
0.7°/30 м для вертикальных интервалов;
1.5°/30 м для интервала набора параметров кривизны;
1.0°/30 м для интервалов стабилизации параметров кривизны.
При бурении горизонтальной секции было установлено, что фактический коэффициент трения был намного больше. Он мог достигать значений даже выше 0,4 для коэффициента вращательного трения, влияющего на крутящий момент (объединенный коэффициент, который включает в себя несколько различных влияний, таких, как коэффициент трения, очистка скважины, извилистость ствола скважины, набухающие горные породы, и т. д.) и 0,5 – для коэффициента трения по направлению вдоль оси ствола скважины, влияющего на вес на крюке. Эти показатели являются аномально высокими (рис. 9). Первоначально предполагалось, что существует проблема с буровым раствором либо с очисткой ствола скважины. В конце концов бурение было преждевременно остановлено, так как был достигнут максимальный крутящий момент для применяемого типа бурильных труб. Как результат – 283 м потенциальной зоны продуктивного горизонтального участка были потеряны.


Решение
Для нескольких скважин произвели измерения инклинометрии с замерами высокого разрешения. Было очевидно, что методом обычной инклинометрии невозможно увидеть всей извилистости ствола скважины, ввиду более редкой частоты взятия замеров. Затем извилистость была перекалибрована. Полученные расчеты крутящего момента и веса на крюке были разными. Тогда, после перекалибровки, стал возможен к применению реальный коэффициент вращательного трения 0,35 для крутящего момента и 0,35 коэффициента трения вдоль оси ствола скважины для веса на крюке. Это устранило аномальные коэффициенты трения, которые изначально считались связанными с геологией или буровым раствором (рис. 10).

Причины
Скважины имели достаточно длинные интервалы стабилизации и длинные интервалы набора параметров кривизны скважины, что было обусловлено типами профилей на данном проекте. Одна из проблем заключалась в том, что длинную секцию стабилизации лучше бурить с калибраторами, включенными в состав КНБК. Но, после нарастания зенитного угла от 60 до 70°, калибраторы становятся препятствием для направленного бурения в секции набора из-за набухающих горных пород в буровом растворе на водной основе, а также из-за сконцентрированной в одной точке силе контакта на стенку скважины. Несмотря на то что были поставлены две разные задачи в данной секции – длинный участок стабилизации и продолжительный интервал набора параметров, операторы посчитали более целесообразным применять одну КНБК для разных целей одной секции.

Результаты
Предложенное решение состояло в том, чтобы использовать роторно-управляемые системы (РУС) как универсальное решение для обеих целей (т. е. производить набор параметров кривизны, не имея проблем с подвисаниями КНБК в режиме ННБ и удерживать стабилизацию параметров). Однако оператор попросил подобрать альтернативное решение. Компромиссным решением для секции стабилизации было сделать ее более извилистой, потому что использование нестабилизированной КНБК, которая удерживает угол, неудовлетворительно, так как приводит к частым корректирующим слайдам. Далее на проекте был применен новый подход для прогнозирования извилистости:
0,7° / 30 м – для вертикальных интервалов;
2,2° / 30 м – для интервала набора параметров кривизны;
1,1° / 30 м – для интервалов стабилизации параметров кривизны.
С данной модификацией планирование скважин на данном проекте стало более точным. Цели на бурение сдвигали заранее, чтобы сделать траекторию буримой еще на стадии планирования скважины. Не было непредсказуемого изменения бурильного инструмента для горизонтальных скважин, которые были пробурены ранее, когда крутящий момент был выше расчетного. Это позволило улучшить планирование бурения горизонтальных скважин в целом на проекте и, следовательно, уменьшить непредсказуемость.

Выводы
Применение технологии замеров высокого разрешения может обеспечить значительную экономию общих затрат по проекту за счет предоставления точных данных в режиме реального времени о местоположении скважин и сократить время, затрачиваемое на съемку.
При внедрении передовой обработки данных с высокой плотностью проблемы, связанные с ошибками вертикали, могут быть значительно сокращены. Технология также может играть ключевую роль в достижении целей скважины в сложных сценариях. Замеры высокого разрешения в режиме реального времени могут приводить к совершенно различным решениям по геонавигации в сравнении со статическими замерами. Замеры высокого разрешения выполняются без необходимости прерывать процесс бурения, что позволяет сэкономить время бурения и снизить общую стоимость проекта.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Горичка М.В.

    Горичка М.В.

    старший инженер по бурению

    Кузнецов А.Б.

    Кузнецов А.Б.

    старший инженер по бурению

    Компания «Шлюмберже»

    Абзалов З.З.

    Абзалов З.З.

    инженер по бурению

    Компания «Шлюмберже»

    Бевзенко В.А.

    Бевзенко В.А.

    инженер по бурению

    Компания «Шлюмберже»

    Просмотров статьи: 360

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru