Применение модулей геофизических исследований скважин и методика обработки данных в процессе бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин с использованием забойных телеметрических систем

Для получения компактных размеров датчика при достаточной его чувствительности упругий элемент выполняют из дюралюминиевого сплава Д16Т, подвергнутого термообработке. Модуль упругости этого металла примерно в 3 раза меньше, чем у стали (Е=7,11010 Н/м2). При базовом размере 0,15 м, наружном диаметре 0,13 м и толщине стенки 0,015 м величина деформации составляет 25010-6 м при осевой нагрузке 500 кН, при этом характеристика элемента линейна и, как показали многократные испытания, стабильна в течение длительного времени работы. Гистерезис не превышает 2 %. Наружный диаметр корпуса датчика равен 0,185 м, а его длина примерно 0,9 м. Максимальное допустимое усилие на элемент составляет 1500 кН.

В случае изготовления упругого элемента из стали с той же чувствительностью необходимо примерно в 3 раза увеличить базовые расстояния или применить датчик с большей чувствительностью.

Многолетний опыт применения в бурении различных по своей физической основе преобразователей для контроля и измерения забойных технологических параметров (обороты долота, осевая нагрузка, температура, расход и др.), исследования позволяют считать, что современная элементная база, возможность размещения в скважинном приборе цифровой и микропроцессорной техники дают возможность построить по-новому измерения технологических параметров.

3.2.1.5 Датчик вибрации

Исключительный интерес представляет измерение вибраций бурового инструмента в процессе бурения. Частотный и амплитудный спектр вибрационных колебаний характеризует упругие свойства горных пород и, в свою очередь, несет информацию о литологическом составе разбуриваемого пласта.

Регистрируя сигнал от вибродатчика продольных колебаний, установленного вблизи долота, и, исследуя частотный спектр сигнала при бурении в различных блоках горного массива, можно заметить основную гармонику, равную трехкратной частоте вращения долота (по количеству шарошек). С увеличением твердости разбуриваемых пород растет амплитуда сигнала вибрации, частотный спектр колебаний достаточно хорошо дифференцируется и коррелируется с данными акустического каротажа, надежно дифференцируя разрез по буримости.

Учитывая то, что одинаковая буримость горных пород характеризует определенную горную породу, то достаточно передавать на дневную поверхность индекс буримости от 1 до 10.

Высокая корреляция данных виброкаротажа с данными акустического каротажа позволяет использовать его в качестве важного геофизического параметра для детального расчленения геологического разреза, его прогнозирования. Тесная связь параметра вибрации с результатами акустического каротажа дает возможность получать информацию о прочностных свойствах разбуриваемых пород и использовать эти данные для технологического контроля процесса бурения.

На уровне количественных свойств и отношений для бурящейся скважины можно указать конечное множество переменных, практически полно описывающих процесс разрушения горных пород. В работе приведено общее уравнение для расчета механической скорости бурения:

где Кб-коэффициент буримости, характеризующий петрофизическую характеристику горной породы (учитывает прогнозные и фильтрационные свойства);

G - нагрузка на долото;

Sк - площадь зубьев, находящихся в контакте с горной породой;

n - частота вращения долота;

Q - расход промывочной жидкости;

- плотность промывочной жидкости;

Sн - площадь сечений промывочных отверстий насадок;

- вязкость промывочной жидкости;

d - диаметр бурильных труб;

D - диаметр скважины;

Рр - расчетное дифференциальное давление;

а, b, c, e, f - коэффициенты модели.

Изучая процесс разрушения горных пород, приводят эмпирическую формулу для механической скорости бурения Vм:

Vм=АnG,

где А - коэффициент пропорциональности (буримости);

n - частота вращения долота;

G - нагрузка на долото;

, - постоянные для данного типа породы коэффициенты.

Установлены тесные корреляционные связи между буримостью горных пород и их геофизическими параметрами по данным измерений электрических, акустических и плотностных характеристик. Это дает возможность, исследуя механический процесс разрушения горных пород через вибрационные характеристики, определять механические свойства горных пород и выбрать оптимальный режим работы долота.

С целью практической реализации определения скорости вращения долота через измерение на забое вибраций бурового инструмента были выполнены измерения на модели бурового стенда. Акселерометр типа АДXL 50 АН жестко закрепляли на шасси скважинного прибора, сигналы с датчика после линейного усилителя (коэффициент усиления-8) подавались на вход АЦП и по шине RS 232 на порт Notebook IBM. Спектр энергий вычисляли по программе преобразований Фурье. Сравнивая скорость вращения бура с данными спектрограмм, надежно выделялись максимумы энергии этих частот, соответствующие определяемым скоростям вращения долота.

Таким образом, используя в скважинном приборе вычисления спектров вибросигнала с помощью сигнального процессора фирмы Analog Device, по данным измерений вибраций можно определить скорость вращения долота

3.2.1.6 Гамма-метод

В гамма-методе изучают естественную радиоактивность горных пород по данным измерений интенсивности естественного гамма-излучения вдоль ствола скважины.

Радиоактивность осадочных горных пород обусловлена присутствием в них радиоактивных элементов - урана, тория, актинии, продуктов их распада, а также изотопа калия.

Содержание радиоактивных элементов в породах измеряется в граммах радия-эквивалента на 1 г породы (гRa = экв/г). На практике пользуются меньшей единицей микромикрограммом радия-эквивалента на 1 г породы: 1 мкмкг.

Модуль гамма каротажа выполнен на основе сцинциляционного блока. Индикатором гамма - излучения является прозрачный кристалл, молекулы которого обладают свойством сцинтилляции - испускания фотонов света при воздействии гамма - квантов. Фотоны отмечаются фото умножителем и вызывают поток электронов к аноду (ток).

Большим преимуществом сцинтиллятора является высокая эффективность счета (регистрируется до 50 - 60% гамма - квантов, проходящих через кристалл) по сравнению с другими типами счетчиков, эффективность которых 1 - 5%. Это позволяет уменьшить длину счетчиков с 90 до 10 см, улучшить вертикальное расчленение и обеспечить малую статическую флуктуацию.

На рис.3.18 приведена диаграмма радиоактивного каротажа, полученная в процессе бурения, и диаграмма стандартного электрического каротажа КС (ПС) на кабеле, снятая позднее в той же скважине. Степень корреляции кривых непрерывного гамма-каротажа и ПС высокая.

Рис.3.18

Так как гамма-каротаж в процессе бурения проводится со скоростью бурения (т.е. при очень медленном перемещении прибора по стволу скважины) и прибор сравнительно долго находится против исследуемых пластов, статистические вариации оказываются минимальными. Отсюда хорошая детализация разреза и сопоставляемость с кривой ПС.

Регистрация естественной радиоактивности горных пород, окружающих скважину горных пород в процессе бурения обеспечивают литологическое расчленение геологического разреза. Среди осадочных пород наиболее радиоактивными являются глины и калийные соли. Содержание радиоактивных элементов в глинах достигает 30 мкмкг Ra-экв/г и больше, причем более радиоактивными являются тонкодисперсные темно-окрашенные битуминозные глины морского происхождения. Поэтому на диаграммах максимальные показания соответствуют глинам и калийным солям.

Радиоактивность песков, песчаников, известняков, доломитов меньше, чем глин, и не превышает 8 мкмкг Ra-экв/г. Для этих пород установлена достаточно тесная прямая зависимость радиоактивности от содержания глинистого материала в породе, используемая на практике при оценке глинистости пород-коллекторов по данным гамма-метода. Характеризуются промежуточными показаниями.

Наименьшую радиоактивность, имеют породы гидрохимического комплекса: гипсы, ангидриты, каменная соль, за исключением калийной соли.

3.3 Концепция создания дополнительных геофизических модулей для контроля технологических параметров и решения геологических задач в процессе бурения

3.3.1 Модуль индукционного каротажа

Индукционный каротаж основан на изучении распределения электромагнитного поля в пространстве, окружающем зонд, в зависимости от удельной электропроводности горных пород. В отличие от других методов электрического каротажа, индукционный каротаж бесконтактный, т.е. посредством индукционного зонда измеряют проводимость горных пород, не посылая в них через электроды электрический ток. Таким образом, предоставляется возможность исследовать сухие скважины и скважины, заполненные промывочной жидкостью, приготовленные на нефтяной основе. Кроме того, индукционные зонды имеют лучшую разрешающую способность по мощности и больший радиус исследования изучаемой среды.

В сомом элементарном виде индукционный зонд (рис.3.19) состоит из двух катушек - генераторной и измерительной, укрепленных на изолированном немагнитном стержне на некотором расстоянии L друг от друга, называемом размером зонда. Генераторная катушка питается постоянным по величине переменным током высокой частоты (20-60 кГц.), создающим переменное магнитное поле - прямое и первичное. В результате в породах, окружающих зонд, индуцируются вихревые токи, токовые линии которых в однородной среде представляют собой окружности с центром по оси скважины. Вихревые токи создают, в свою очередь, вторичное переменное магнитное поле той же частоты.

а-схема зонда, б-схема взаимного расположения узлов в скважинном приборе и сочетание элементарного тороидального кольца, 1-усилитель, 2-измерительная катушка, 3-тороидальное кольцо с направлением в нём токовых линий, 4-генераторная катушка, 5-генератор, к.ср. - значение кажущегося сопротивления в средней части пласта, к.опт-среднее значение кажущегося сопротивления в интервале пласта равном разности h-10 или h-OA.

Первичное и вторичное магнитные поля индуцируют в измерительной катушке ЭДС Еп. В индуцируемую ЭДС Еп входит как составляющая ЭДС Е1, созданная прямым полем генераторной катушки и не связанная с электрическими свойствами горных пород. Поэтому в цепь приёмной катушки с помощью дополнительной компенсационной катушки вводят компенсационную ЭДС Ек, равную Е1 и противоположную ей по фазе. Полезная часть сигнала, т.е. ЭДС Е2 , индуцируется вторичным магнитным полем, подаётся на усилитель, преобразуется, и передаётся на поверхность. Е2 является активной составляющей ЭДС, индуцируемой вторичным магнитным полем, и приблизительно пропорциональна электропроводности окружающей среды. В результате в процессе перемещения зонда регистрируется диаграмма изменения электропроводности среды по разрезу скважины. Точка записи зонда - середина расстояния между центрами генераторной и приёмной катушек. Единицей измерения электропроводности у пород является величина, обратная Ом*м, -сименс на метр (См/м).На практике используют мСм/м.

Рассмотрим связь между величиной измеряемого сигнала и удельной электропроводностью среды уп, предпологая её однородной. Для этого разобьём системой цилиндров все увеличивающихся радиусов и плоскостями, перпендикулярными к оси зонда, все пространство на ряд элементарных тороидальных колец, центры которых располагаются на оси зонда, и рассмотрим элементарное кольцо радиусом r с расстоянием от центра кольца до средней точки зонда, равным z (рис.3.19). Переменное магнитное поле, создаваемое генераторной катушкой, индуцирует в элементарном тороидальном кольце ЭДС, под действием которой по кольцу будут циркулировать переменные токи, создающие в нём вторичное магнитное поле.

Здесь уn-электропроводность среды;

- коэффициент, называемый пространственным (геометрическим) фактором элементарного кольца, где Кг и Ки - расстояния от элементарного кольца до центров генераторной и измерительной катушек, L - размер зонда;

-коэффициент зонда, зависящий от параметров установки, где f - частота тока, питающего генераторную катушку; Iо - амплитуда силы тока; м - магнитная проницаемость изучаемой среды - в случае однородной немагнитной среды м = I; Sи и Sг - площади витков измерительной и генераторной катушек; nи и nг - количество витков этих катушек.

Суммарная ЭДС в измерительной катушке составляет сумму единичных сигналов от элементарных колец, на которые разбивается всё пространство:

где Ео - амплитудное значение индуцируемой ЭДС, которое замеряется, Ео=Кинд*у*У*Уg. Знак минус свидетельствует о том, что индуцируемая в измерительной катушке ЭДС находится в противофазе с питающим генераторную катушку током и является по отношению к нему активной составляющей. Существует строгое доказательство, на основании которого суммарный геометрический фактор однородной изотропной среды

,

Откуда,

Практически при индукционном каротаже измеряют величину Еинд, пропорциональную амплитудному значению ЭДС Ео

При изучении неоднородных сред определяют кажущуюся удельную электропроводность ук, т.е. электропроводность такой фиктивной однородной среды, в которой при определённых заданных параметрах зонда создаётся активная составляющая ЭДС, равная ЭДС, измеряемой тем же зондом при исследовании в данной неоднородной среде:

Где ук ? уп вследствие искажающего влияния скважины, зоны проникновения, вмещающих пород и других факторов. Чем больше неоднородность среды, тем больше отличается ук от уп.

В соответствии с приближенной теорией для двухкатушечного индукционного зонда все среды включены в цепь кольцевых токов параллельно и регистрируемая ЭДС Еи представляет собой сумму сигналов, приходящих от каждого параллельно включенного участка среды отдельно. В этом случае

Где ур, узп, уп, увм - удельные электропроводности раствора, зоны проникновения, неизменной части пласта и вмещающих пород соответственно; Gр, Gзп, Gп, Gвм - геометрические факторы скважины, зоны проникновения, неизменной части пласта и вмещающих пород.

В зависимости от соотношения величин G и у каждой зоны регистрируемая кажущаяся электропроводность ук будет отличаться от истинной электропроводности породы. С целью получения значений ук, более точно отражающих уп, в цепь двух основных катушек зонда подключают несколько дополнительных катушек - фокусирующих, которые могут быть подключены как в генераторную, так и в приёмную цепи. Число их в зависимости от типа применяемого зонда колеблется от 1 до 4. Зонд индукционного метода обычно обозначают шифром: первая цифра соответствует числу катушек, буква Ф означает, что зонд с фокусирующими катушками; далее обозначается в метрах длина зонда L.

Фокусирующие катушки, введеные в схему индукционного зонда, создают сигналы соответствующих знаков, ослабляя до минимума влияние скважины и зоны проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт на измеряемую величину ук.

В настоящее время используется несколько типов аппаратуры низкочастотного индукционного каротажа: ЭЗМ, ПИК - 1М, используемых электронных схем.

Кривые ук индукционного каротажа против пластов ограниченной мощности симметричны относительно середины пласта (рис.3.20) . Границы пласта определяют по середине аномалии, где её ширина соответствует истинной мощности пласта h при h ? 4 м. Если h < 4 м, то ширина аномалии дает фиктивную мощность hф < h.

Шкала регистрируемой диаграммы представлена обычно в двух масштабах - кажущейся электропроводности ук и кажущегося сопротивления ск. Кривая кажущейся электропроводности имеет линейную шкалу, а кажущегося сопротивления - гиперболическую. Поэтому диаграмма позволяет хорошо расчленить разрез в области относительно низких сопротивлений (повышенных электропроводностей).

Рис.3.20

За отсчитываемые значения ук (ск) принимают экстремальные значения против пласта. Они близки к удельной электропроводности пласта и могут быть использованы вместо неё в пластах достаточной мощности при наличии скважины с пресным глинистым раствором (ср > 1,5 Ом* м), отсутствии проникновения в пласт или наличии неглубокого повышающего проникновения. В остальных случаях при определении уп в исходные данные необходимо вносить соответствующие поправки на влияние скважины, ограниченную мощность пласта, явление скин-эффекта и наличие зоны проникновения фильтрата глинистого раствора (Явление скин-эффекта связано с взаимодействием вихревых токов в породах и выражается в нарушении прямой пропорциональности между регистрируемым активным сигналом и электропроводностью среды при её высокой проводимости (уп > 300 мСм/м.). Для этих целей используют специальные палетки.

Индукционные зонды среднего размера (0,75-1 м.) имеют радиус исследования, почти в 4 раза превышающий радиус обычных зондов каротажа КС, что позволяет более точно определять истинное сопротивление пород, обычно в диапазоне до 50 Ом*м.

3.3.2 Электромагнитный каротаж в процессе бурения скважин

3.3.2.1 Физико-математический анализ электромагнитного каротажа

При бурении нефтяных или газовых скважин требуется оперативная геофизическая информация о геологических свойствах разреза для оптимизации ТСС, особенно горизонтальных, с целью вскрытия наиболее продуктивных нефтяных и газовых пластов.

При каротаже в процессе бурения предпочитают источники поля электрического типа, естественным образом вписывающихся в конструкцию КНБК.

Для определения электрофизических параметров разбуриваемых пластов разработан метод, основанный на использовании конструктивных элементов ЗТС в качестве электродов-зондов ЭМК. На рис.3.21 изображён приборный контейнер в зоне разделителя бурильных труб: 1 и 2 -бурильные трубы, 3 - металлический кронштейн, 4-диэлектричес-кая вставка-разделитель, 5-диэлектрический корпус, 6-стенки скважины, 7-направленние движения бурового раствора.

Калибровка измерительной системы сводится к измерению токов I1, I2 и напряжений U1,U2 при заданных тестовых воздействиях на входе системы.

Принцип действия ЭМК изображён на схеме замещения модуля (рис.3.22), где 1 и 2 - бурильные трубы, электрически изолированные друг от друга электрическим разделителем, 3- металлический кронштейн, д.т.1 и д.т.2- датчики тока; Y1 и Y2 -комплексные проводимости между бурильными трубами 2,1 и кронштейном 3; Y3 - комплексная проводимость между трубами 1 и 2, обусловленная электрофизическими параметрами разбуриваемого пласта и бурового раствора; Y10, Y20, Y30 - комплексные проводимости, обусловленные паразитными емкостными и гальваническими связями между электродами. В процессе каротажа измеряются комплексные напряжения U1(щ1) и U2(щ2) с частотами щ1 и щ2, приложенные к электрическому разделителю и комплексные токи I1(щ1, щ2) и I2(щ1, щ2) , протекающие в измерительной цепи между электрическим разделителем и корпусной точкой прибора, металлическим кронштейном приборного контейнера и корпусной точкой прибора. Об электрофизических параметрах разбуриваемого пласта судят по комплексным проводимостям, характеризующим разбуриваемый пласт и буровой раствор внутри бурильной трубы в зоне расположения приборного контейнера ЗТС.

Рис.3.22

Система функционирует следующим образом

Переменное двухчастотное электрическое поле возбуждается в зоне контроля напряжениями U1(щ1) и U2(щ2), приложенными к электрическому разделителю, т. е. между бурильными трубами 2 и 1 и корпусной точкой прибора(+).

Сигналы реакции контролируемой среды определяются комплексными токами, измеряемыми датчиками тока 1 и 2. Измеряются следующие величины:

где U1, U2 и I1, I2- истинные напряжения и токи в измерительной цепи; Uu1, Uu2, Iu1, Iu2-измеренные напряжения и токи; К1(щ1), К2(щ2), К3(щ1), К5(щ2), К6(щ2), К(щ1)- комплексные коэффициенты передачи измеренных тока и напряжения. По измеренным токам и напряжениям определяют комплексные проводимости Yu1, Yu2,Yu3, связанные с их истинными значениями соотношениями.

Из измеренных комплексных проводимостей Yu1, Yu2,Yu3 выделяют информативные составляющие Y1, Y2,Y3, проводится калибровка измерительной системы. Прибор отключается от электродов 1,2 и 3, к соответствующим зажимам подключается калиброванная нагрузка: Y3k1, Y1k1, Y2k1- между зажимами 1-2, 1-3, 2-3(см.рис.2), затем-Y3k1, Y1k1, Y2k1. При этих калиброванных нагрузках измеряются комплексные токи I1, I2 и напряжения U1,U2, затем определяются комплексные проводимости

Информативные составляющие комплексных проводимостей определяют по результатам измерения и калибровки.

Полученные комплексные проводимости характеризуют электрофизические параметры разбуриваемого пласта горных пород и бурового раствора.

Модуль ЭМК выполняет контрольно-измерительные операции в процессе бурения.

Возбуждение переменного двухчастотного электрического поля в зоне контроля с использованием конструкции электрического разделителя и приборного контейнера ЗТС в качестве электродов-зондов.

Измерение комплексных напряжений U1(щ1) и U2(щ2), приложенных к разделителю, и комплексных токов I1, I2, протекающих в измерительной цепи между разделителем и корпусной точкой прибора, металлическим кронштейном и корпусной точкой прибора.

Определение комплексных проводимостей, характеризующих разбуриваемые пласты и буровой раствор внутри бурильной трубы в зоне расположения приборного контейнера.

Калибровка измерительной системы каротажа, сводящаяся к измерению токов I1, I2 и напряжений U1(щ1) и U2(щ2) при заданных тестовых воздействиях на входе системы.

Определение скорректированных комплексных проводимостей, характеризующих электрофизические параметры разбуриваемого пласта и бурового раствора внутри бурильной трубы с учётом помех паразитных проводимостей и приборных погрешностей системы каротажа.

Определение изменений электрофизических параметров разбуриваемого пласта в зоне расположения КНБК по отношению к скорректированным комплексным проводимостям, характеризующим пласт и буровой раствор.

Выбор рабочих частот щ1 и щ2 зондирующего электрического поля в соответствии с требуемой радиальной дальностью контроля электрофизических свойств околоскважинного пространства.

3.3.2.2 Функциональная схема модуля электромагнитного каротажа

Функциональная схема модуля ЭМК изображена на рис.3.24: 1, 2, 3 -электронные ключи, 4 -первый датчик тока (д.т.1) , 5 - второй датчик тока (д.т.2), 6 - первый преобразователь напряжения , 7 - второй преобразователь напряжения, 8 - порт управления коммутацией (ПУК) , 9 - двухканальный цифро-аналоговый преобразователь (ЦАП), 10 - цифровой сигнальный процессор, 11 - многоканальный аналого-цифровой преобразователь (АЦП), 12 - устройство ввода-вывода (УВВ), 13 - память команд, 14 - память хранения результатов измерений.

Модуль работает следующим образом. Сигнал синхронизации поступает с передатчика

электромагнитного канала связи ЗТС на УВВ процессора, через ПУК сигналы подаются на электронные ключи 1, 2 и 3. Ключ 1 размыкается, отключая выходную цепь передатчика ЗТС от электрического разделителя, ключ 2 размыкается, преобразователь напряжения 7 расшунтируется и с него на разделитель подается зондирующий сигнал - напряжение U2(щ2). Ключ 3 замыкается, подключая преобразователь напряжения 7 к измерительной цепи. С преобразователей напряжений 7 и 6 через многоканальный АЦП 11 сигналы поступают в процессор 10, где они измеряются и обрабатываются. После замыкания ключа 3 и подачи зондирующего сигнала на электрический разделитель через датчики тока 4 и 5 (д.т.1 и д.т.2) протекают токи, замыкающиеся по следующим контурам.

Два токовых контура с преобразователем напряжения 6 - U1(щ1). Для датчика тока 4:

корпусная точка прибора (КТП)> датчик 4 > ключ 3>блок 6>проводимости (Y1 - Y10) > КТП.

Для датчика тока 5: датчик 5 >ключ 3 >блок 6 > проводимости (Y3 - Y30) > блок 7 > датчик 5.

Во втором случае токами проводимости (Y1 - Y10) и (Y2 - Y20) пренебрегают из-за малых внутренних сопротивлений преобразователей.

Два токовых контура с преобразователем напряжения 7 - U2(щ2). Для датчика тока 4:

КТП > датчик 4 >датчик 5 >блок 7> проводимости (Y2 - Y20) >КТП.

Для датчика тока 5: датчик 5 > ключ 3 > блок 6 > проводимости (Y3 - Y30) > , блок 7 > датчик 5.

Во втором случае током проводимости (Y1 - Y10) пренебрегают из-за малого внутреннего сопротивления преобразователя 6.

Преобразователи 6 и 7 выдают напряжения U1(щ1) и U2(щ2) с частотами щ1 и щ2, они работают одновременно в непрерывном режиме. Синусоидальные напряжения U1(щ1) и U2(щ2) формируются в цифровую форму в сигнальном процессоре 10 и через двухканальный ЦАП 9 подаются на блоки 6 и 7. Сигналы, пропорциональные токам с датчиков 4 и 5, после преобразования в многоканальном АЦП 11 в цифровой форме поступают в процессор 10. В нём фильтруются и измеряются токи I1, I2 с частотами щ1 и щ2. С преобразователей напряжения 6 и 7 напряжения U1(щ1) и U2(щ2) через АЦП 11 подаются в процессор 10, где измеряются и обрабатываются. Через УВВ 12 они поступают в передающее устройство ЗТС. В памяти команд 13 содержатся алгоритмы измерения и обработки сигналов. Память 14 хранит результаты, не передающиеся в наземную часть из-за ограниченной пропускной способности канала связи ЗТС.

Модуль ЭМК имеет преимущества с другими известными средствами каротажа в процессе бурения:

Использование конструктивных элементов передающей части ЗТС в качестве электродов-зондов ЭМК.

Одновременный каротаж разбуриваемого пласта и бурового раствора на двух рабочих частотах зондирующего электрического поля по двум параметрам: диэлектрической проницаемости среды и удельной электрической проводимости, что повышает надёжность и информативность каротажа.

Выделение наиболее информативных составляющих измеряемых сигналов электрофизических параметров околоскважинного пространства и бурового раствора.

Обработка информации бортовым компьютером ЗТС в реальном масштабе времени и передача в наземную часть ЗТС по беспроводному ЭМКС.

Совместная работа системы каротажа с электромагнитным каналом связи в режиме разделения по времени.

Простота изготовления модуля ЭМК на современной элементарной базе и микропроцессорной технике.

Модуль ЭМК изготовлен на двух платах, на одной размещена аналоговая часть, на другой - цифровая. Аналоговая часть геофизического модуля ЭМК состоит из усилителей мощности ортогональных сигналов возбуждения; нормирующих усилителей тока, выполненных на резисторах, конденсаторах и трансформаторах тока; мультиплексора измеряемых сигналов; коммутационных транзисторов; вспомогательных транзисторов; генератора управляющих напряжений; фазового выпрямителя.

3.3.2.3 Структура модуля электромагнитного каротажа

Блок обработки цифровой информации модуля ЭМК изготовлен на основе шестнадцатиразрядного сигнального процессора типа ТМS320C50 (с фиксированной точкой). Производительность процессора 30 МIPS (30 миллионов операций в 1 с.). Оперативная память программ 9 килослов (9 кслов) =18 кбайт. Оперативная память данных 1 кслов=2 кбайт. Энергозависимая память загрузки программ 64 кбайт.

Управляющая программа модуля - коммуникационный монитор проводит обмен данными с бортовым компьютером, чтение и загрузку (модификацию) всех типов памяти и систем, перепрограммирование процессора. Объём памяти, занимаемый управляющей программой 6 кбайт.

Программное обеспечение измерительного процесса формирует зондирующие сигналы в диапазоне частот от 1…5 до 100 кГц (с используемым типом АЦП). С другим типом АЦП возможно расширение диапазона рабочих частот модуля до 1 МГц. Выполняется многочастотный режим работы модуля на заданной сетке частот. Программа обеспечивает работу измерительного модуля: приём измерительных сигналов (оцифровку) - аналого-цифровое преобразование, первичную обработку сигналов - усреднение, фильтрацию, измерение комплексных сигналов (амплитуд и фаз), вычисление комплексных проводимостей, сжатие и передачу данных в центральный бортовой компьютер ЗТС. Объём памяти, занимаемый программой 8 кбайт.

3.3.2.4 Физическое моделирование работы модуля ЭМК

Физическая модель скважины (рис.3.25) разработан для исследования влияния околоскважинного пространства и бурового раствора как внутри трубы, так и между трубой и стенкой скважины, прохождение зон водонефтяного (ВНК) и газонефтяного (ГНК) контактов, продуктивного слоя, идентификации и дифференциации различных физических сред.

Концентрически расположенные области физической модели заполнены следующим образом: зона 0 - буровой раствор на водяной основе, зона 1 - буровой раствор, зона 2 - исследуемая среда.

Заведомое снижение чувствительности каротажа модели объясняется диэлектрической перегородкой между 1 и 2 зонами. Слой диэлектрика оказывает значительное экранирующее действие и снижает чувствительность к параметрам исследуемой среды в зоне 2. Моделирование проведено в частотном диапазоне 100Гц … 1 МГц, выбранном по опыту разработки компьютерного анализатора газонефтяных потоков с использованием электроёмкостной компьютерной томографии.

Диапазон измерения параметров е и с газоводонефтяных смесей заведомо перекрывает диапазон измерения аналогичных параметров геофизических средств при каротаже. Для указанных смесей величины е изменяются от 1 (газ) до 81..82 (вода); с - от 0,2…0,4 Ом*м (вода) до значений, соответствующих нефти и газу.

В экспериментальных исследованиях задействован разработанный модуль ЭМК со стандартными измерительными приборами - измерителями импедансов типа Е7-14, Е7-12. Исследована частотная дисперсия е и с различных физических сред.



Рис.3.26

Из годографов (рис.3.26) видна сильная частотная дисперсия реактивной составляющей проводимости е и незначительная - активной составляющей с. Закономерность подтверждена результатами работы именно в диапазоне 100 Гц - 1 МГц. Такая частотная дисперсия позволяет идентифицировать и дифференцировать физические среды по годографам комплексных проводимостей.

На установке смоделировано прохождение модулем ЭМК водонефтяного контакта (рис.3.27), газонефтяного контакта (рис.3.28) и продуктивного пласта (рис.3.29). Результаты физического моделирования подтверждают правомерность и обоснованность технических решений, заложенных в разработанный геофизический модуль ЭМК.



Рис.3.29

3.3.2.5 Электрический каротаж в процессе бурения скважин

3.3.2.5.1 Физическое обоснование каротажа сопротивления

При каротаже сопротивлений (КС) скважинный турбогенератор используется в качестве источника зондирующего сигнала большой мощности (500-800 Вт.), что существенно повышает помехоустойчивость измерений. Простота изготовления геофизического модуля КС в сочетании с высокими энергетическими характеристиками зондирующего электрического поля позволила создать эффективный инструмент, способный надежно функционировать в самых сложных условиях бурения. Модуль КС успешно прошёл испытания при бурении горизонтальных скважин в различных регионах РФ.



Скважинный турбогенератор снабжает электроэнергией электронные схемы, датчики и канал связи с поверхностью. Информация передаётся на частотах 1-10 Гц в зависимости от глубины скважины по беспроводному ЭМКС. Частоты определяют огибающую модулированного радиоимпульсного сигнала, используемого для кодирования передаваемых по каналу связи данных. Сигнал в зоне электрического разделителя ЗТС имеет более сложную частотно-временную структуру по сравнению с сигналом, принимаемым на поверхности, что обусловлено большим затуханием высокочастотных составляющих сигнала передатчика ЗТС. Электрический каротаж проводится в диапазоне частоты, его оценивают при подключении передатчика ЗТС к электрическому разделителю (рис.3.30). Скважинный турбогенератор (ТГ) подключается к электрическому разделителю через семисторный мост, формирующий фазомодулированный сигнал передатчика ЗТС. Частота выходного напряжения ТГ находится в диапазоне 50-200Гц в зависимости от режима бурения. На выходе семисторного моста формируются кодированные сигналы радиоимпульсов в виде однополярных полуволн гармонического напряжения ТГ. Длительность полуволн напряжения изменяется от 2,5 до 10 мс. В первом приближении в частотном спектре сосредоточено не менее 90% энергии сигнала, его ширина 100-400 Гц. Электрический каротаж проводится в диапазоне рабочих частот с ТГ в качестве первичного источника зондирующего сигнала.

Влияние вариации частоты зондирующего сигнала модуля КС на точность измерения удельного электрического сопротивления разбуриваемой породы определяется частотной дисперсией электрических характеристик. Экспериментальные исследования показали, что в диапазоне частот 100Гц-1МГц имеет место сильнейшая частотная дисперсия диэлектрической проницаемости физических сред при незначительной дисперсии удельного сопротивления. В работе приведены результаты экспериментов по частотной дисперсии электрических характеристик в диапазоне частот от 100 Гц до микроволновой области. Исследовалась частотная зависимость диэлектрической проницаемости е и удельной электрической проводимости у для типичной суглинистой почвы со средним содержанием воды около 10% по массе (рис.3.31.).

На низких частотах диэлектрическая проницаемость почвы очень велика, что присуще большинству геологических материалов и не связано с влиянием измерительных электродов. Из графиков (рис.3.31, а и б) видно, что эквивалентная проводимость у среды в области частот 100Гц -1МГц и эквивалентная проницаемости е в диапазоне 10000000-1000000000 Гц практически не зависят от частоты. На частотах примерно до 1МГц эквивалентная проводимость постоянна, т.е. проводимость на постоянном токе в основном определяет потери в материале. Таким образом, разработанная схема электрического каротажа КС вполне обоснована и позволяет получить достоверную геофизическую информацию.



3.3.2.5.2 Функциональная схема модуля КС

Известные методы электрического каротажа скважин имеют ряд недостатков и ограничений. Традиционный метод электрического каротажа выполняется спуском на геофизическом кабеле каротажных зондов с последующим измерением разности потенциалов. Измерения требуют прерывания процесса бурения и освобождения скважины от колонны бурильных труб с долотом. Данным методом достаточно сложно проводить геофизические исследования (ГИС) в процессе бурения.

Отличительной особенностью разработанного геофизического модуля КС является простота реализации, высокая надёжность в эксплуатации и повышенная помехозащищённость, обеспеченная значительной мощностью зондирующего сигнала 100Вт и более.

В разработанном модуле (рис.3.30) в качестве источника зондирующего электрического поля используется автономный излучатель ЗТС с электромагнитным каналом связи, измерительными электродами являются две части бурильной колонны, изолированные электрическим разделителем телесистемы. В процессе бурения геофизическая информация постоянно измеряется и передаётся на поверхность по электромагнитному каналу связи. Долото 5, расположенное внизу измерительного электрода 3, обеспечивает фиксацию изменения удельного сопротивления вскрываемых в данный момент времени горных пород. Поэтому фактический диаметр скважины и фильтрат бурового раствора практически не влияет на результаты измерений.

Разработанный и изготовленный модуль КС встроен в аппаратную часть забойной телеметрической системы с электромагнитным каналом связи и прошёл промысловые испытание.

Скважинные испытания модуля КС в процессе бурения

Макетный образец модуля КС успешно испытан при бурении скважин №5271 и 5410 Уренгойского ГКМ.

Рис.3.32



На рис.3.32 показана диаграмма кажущегося сопротивления, полученная в процессе бурения скважины №5410 Уренгойского ГКМ. Электрический каротаж проведён в интервале глубин по стволу скважины 2920-3115м., механическая скорость - 6,5 м/ч, время бурения -29,6 ч. Показатели свойств бурового раствора: показатель фильтрации - 1,6 см3/., вязкость -70 сек., плотность - 1200кг/м3. Компоновка низа бурильной колонны: долото 215,9 МС-ГНУ, забойный двигатель-отклонитель Д-195, телесистема, бурильные трубы ТБПВ127Х9. Кривая сопротивления (кривая 1) выделяет границу глинистой кровли и нефтенасыщенного пласта высокого сопротивления БУ9. При корреляции разреза по кривой гамма-каротажа (кривая 2) кровля продуктивного пласта БУ9 отбивается на глубине 2706 м. по вертикали, что соответствует данным электрического каротажа с телесистемы. С глубины 2722м. пласт БУ9 сложен водонасыщенным песчаником, что подтверждается кривой 1, показывающей снижение удельного сопротивления в нижней части пласта БУ9.

На рис.3.33 изображена диаграмма электрического каротажа скважины №5271 в сравнении со стандартной кривой КС. Сравнительный анализ данных, полученных модулей КС (кривая 2) и стандартной аппаратурой каротажа (кривая 1) , показывает хорошую корреляцию, работоспособность и эффективность модуля КС.

4. Метрологическое обеспечение бескабельных телеизмерительных систем

4.1 Задачи метрологического обеспечения

Телеметрические системы и технические средства метрологического обеспечения ГИС (МОГИС) являются обязательными для обеспечения достоверности результатов измерений в вертикальных и наклонно-направленных скважинах, выполненных различными экземплярами и конструкциями приборов.

Контроль за единством измерений на предприятиях и в организациях службы ГИС обеспечиваются головными и базовыми организациями по метрологии в области ГИС, а также территориальными центрами или лабораториями государственного надзора за стандартами и измерительной техникой.

Измерения в процессе бурения технологических параметров с целью оптимизации процесса бурения должны проводиться датчиками, аттестованными как средства измерений. Это естественно предполагает то, что первичные преобразователи измерения осевой нагрузки на долото, крутящего момента на долоте, продольных и поперечных вибраций бурового инструмента, температуры, расхода промывочной жидкости также как и датчики угловых перемещений, должны быть метрологически обеспечены.

Установки для поверки и их калибровки названных преобразователей должны регулярно аттестовываться региональными службами Госстандарта РФ.

4.2 Метрологическое обеспечение инклинометрии

Инклинометрия занимает одно из самых существенных положений в проводке и документировании траектории наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Повышение требований к точности проводки таких скважин потребовали разработки более точных систем инклинометрии (телесистем, встраиваемых в буровой инструмент и автономных приборов, спускаемых на бурильных трубах). Требуемая точность современных систем: ±0.1° по зенитному углу в диапазоне 0 - 180° и ± 0,25-0,5° по азимутальному углу в диапазоне 0 - 360°.

Причём в связи с тем, что инклинометрические высокоточные датчики, встраиваемые в буровой инструмент, и датчики, работающие в непрерывном режиме в автономных приборах работают в условиях повышенных вибраций и ударов, чувствительные элементы инклинометрических систем строятся на совершенно других принципах измерений гравитационного, магнитного поля Земли с неподвижными акселерометрами и магнитомодуляционными датчиками скорости вращения Земли (гироскопические на датчиках угловой скорости).

Разработанная методика калибровки (поверки) инклинометров различного типа и программное обеспечение позволяют за 40 - 50 мин. провести поверку комплекта инклинометра во всём диапазоне рабочих углов и выдать результаты поверки в виде таблиц и графиков погрешностей.

4.3 Метрологическое обеспечение измерений осевой нагрузки и вибраций

В качестве стенда для калибровки датчиков осевой нагрузки телесистем или автономных приборов используется жесткая металлическая рама для установки датчика в виде калиброванной титановой или алюминиевой (сплавной) бурильной трубы с размещенными в качестве чувствительных элементов тензорезисторов, включенных по мостовой схеме. Под действием нагрузки, создаваемой аттестованными перегрузами или подачей давления в гидроцилиндр с известными параметрами по показаниям аттестованного манометра можно рассчитать силу, действующую на датчик осевой нагрузки. Измеряя напряжение разбаланса моста тензорезисторов при приложении силы, через определенные промежутки шкалы нагрузки составляется калибровочная кривая, которая закладывается в память ПЭВМ для оперативного вычисления значений нагрузки.

Более простым способом калибровки датчика осевой нагрузки является использование индикатора веса, который устанавливается между плоскостью (торцом) отрезка трубы и верхней частью рамы. В качестве такого калибратора могут служить аттестованные динамометрические датчики.

Шкала поверяемого датчика осевой нагрузки строится в виде графика зависимости Uвых=f(P), используемая в дальнейшем для измерения осевой нагрузки в скважине.

Калибровка датчиков измерения вибраций производится на вибростенде типа АЭДС-200, на котором задаются частота и уровень вибраций. Частота вибраций измеряется аттестованным частотомером Ч-3-33, амплитуда-аттестованным датчиком типа АП-1, устанавливаемого и жестко закрепленного на рабочей диафрагме, рядом с испытываемым акселерометром.

4.4 Метрологическое обеспечение естественной гамма активности

Метрологическое обеспечение измерительных каналов аппаратуры радиоактивного каротажа ввиду его малой глубинности может быть полностью использовано при поверке аппаратуры РК горизонтальных скважин независимо от вида регистрации естественного или искусственно созданного поля ионизирующих излучений.

В зависимости от вида измеряемого параметра возможно выделение трёх вариантов систем метрологического обеспечения аппаратуры РК в ГС:

1) МО измерений характеристики полей ионизирующих излучений (потоки нейтронов или гамма-квантов, пространственное, временное и энергетическое распределение);

2) МО измерений свойств среды (горных пород) (электронная плотность, эффективный атомный номер, параметры замедления и поглощения нейтронов и т.д.);

3) МО измерений содержаний элементов.

Градуировку и поверку аппаратуры ГК осуществляют с использованием образцовых точечных гамма-источников и поверочных дозиметрических установок типа УПГД-2, УПЛ-1 или ПУ-ГК. На рис.4.3 показано аттестованное и сертифицированное устройство калибровки интегрального канала ГК.

Комплект ГСО-ЕРЭ для калибровки СГК включает пять моделей пластов, пересечённых скважиной: три монолитные модели с разными значениями содержаний, фоновую модель (СО-ЕРЭ-Ф) с содержанием ЕРЭ на уровне нижних границ и одну смешанную модель ЕРЭ (СО-ЕРЭ-Ф) со значениями ЕРЭ внутри рабочего диапазона.

В разрезе эталонных скважин для поверки аппаратуры СГК должно быть не менее 10 опорных пластов мощностью не менее 1 м.

Канал ГК должен калиброваться на специализированном стенде с помощью образцового источника гамма-излучения радий-226 по типовой методике градуирования.

Измерительный канал наддолотного модуля обеспечиваются индивидуальными характеристиками, получаемыми на соответствующих калибровочных стендах. Калибровка производится не реже 1 раза в год. Для повышения достоверности измерений определение метрологических характеристик модуля рекомендуется осуществлять перед выездом на скважину и по завершению проводки скважины.

4.5 Метрологическое обеспечение измерительных каналов аппаратуры электрического каротажа

Система МО скважинных измерений удельного электрического сопротивления горных пород п аппаратурой на бурильных трубах в процессе бурения аппаратурой электрического каротажа наряду с оценкой электрического канала по напряжению на входе измерительных датчиков, задаваемых имитатором сигналов, включают два уровня: первый - контроль нормированной метрологической характеристики (НМХ) скважинной аппаратуры; второй - контроль (аттестация) МВИ параметра п. В первом случае оцениваются характеристики инструментальной составляющей погрешности измерений, во втором - характеристики методической составляющей погрешности измерений.

При выполнении скважинных измерений п сначала методом прямых измерений измеряют кажущееся удельное электрическое сопротивление к.

Инструментальные составляющие погрешности обусловлены несовершенством не только средств измерений СИ параметра, но и скважинных резистивиметров (СИс), включая разброс геометрических характеристик зондов, влияние давления и температуры и др.

Динамические погрешности в аппаратуре электрического каротажа сводятся до уровня несущественных путем правильного выбора частоты квантования по времени измеряемого сигнала к.

Исходное образцовое средство, используемое для градуировки и поверки образцовой аппаратуры ЭК для ГС, представляет собой ёмкость, заполненную однородным по составу раствором хлористого натрия с такими минимальными размерами, что при их увеличении не наблюдается изменений показаний поверяемой аппаратуры.

В качестве образцовых СИ предусмотрены стандартные образцы (СО) с диапазоном от 0,1 до 100 Омм. Измерение электрического сопротивления раствора осуществляется образцовым лабораторным кондуктометром КЛ-1-2, КЭЛ-3 или КЛБ.

Разработанные имитаторы реализованы в поверочных установках УПЭК-1 (НПФ "Геофизика", г. Уфа) и УП-ПЭК (ВНИГИК, г. Тверь).

Аттестацию микрозондов (градиент-микрозонд А0,25M0,025N; потенциал-микрозонд A0,05N; двухэлектродный зонд бокового каротажа) проводят на установках УПЭК-1 и УП-ПЭК в диапазоне от 0,1 до 50 Омм.

Установка предназначена для поверки приборов ЭК (КСП, АБКТ, ТБК, МДО, АИК, ПИК-1М, БИК, приборы серии Э) и обеспечивает поверку полного измерительного канала или скважинного прибора отдельно с наземной панелью, встроенной в пульт.

Техническая характеристика

Диапазон имитации значений сопротивлений для средств измерений, Омм:

Контрольных-0,1-1000

Индукционных-0,2-200

Предел основной погрешности средств измерении, %:

Контактных- ±0,5

Индукционны-±1,2

Нескомпенсированность реактивной составляющей

комплексного сопротивления внешнего эквивалента

образцовой меры, %.-.0,5

Коэффициент гармоник, %-5

Частота тока питания, Гц-50±1

Напряжение питания, В-380/2205%

Потребляемая мощность тока, Вт-3,5

Рабочие СИ индукционного каротажа поверяются методом прямых измерений с помощью имитаторов (тест - колец), входящих в состав поверочной установки УПЭК-1 или поверочной скважины.

Следует заметить, что центрирование зонда электрического каротажа телесистем и автономных приборов прибора по оси скважины - происходит автоматически, что повышает точность отсчётов.

Поверка аппаратуры электромагнитного каротажа производится при перемещении генератора высокой частоты (ГВЧ) и не вызывает каких-либо трудностей.

5. Построение геологической модели и прогнозного разреза

При работе с телесистемой LWD используется программное обеспечение аналогичное используемому при работе с телесистемой ЗТС. Данное программное обеспечение помимо инклинометрических параметров обеспечивает приём, оцифровку, фильтрацию и дешифрацию геофизических параметров передаваемых телесистемой LWD. Им же осуществляется регистрация КС, расчёт КС и преобразование геофизической информации в соответствии с тарировочными данными. Вся технологическая и геофизическая информация построчно записывается в текстовый файл.

На подготовительном этапе программа, используя, имеющиеся данные ГИС и инклинометрические данные для трех соседних скважин (см. рис.5.1), расположенных вокруг бурящейся скважины (далее опорные скважины) позволяет построить объемную геологическую модель простирания реперных пластов. На основе этой информации для проектной траектории бурящейся скважины строится прогнозный разрез.

В процессе бурения данные ГИС бурящейся скважины, поступающие от геонавигационного модуля, после первичной обработки, используются для оценки местоположения забоя этой скважины относительно выделенных на подготовительном этапе реперных пластов. На основе этого, а также поступивших от телесистемы инклинометрических данных и построенной на подготовительном этапе объемной геологической модели определяется, какие выделенные реперные пласты были вскрыты или пройдены данной скважиной. Используя эту информацию, также оценивается, расстояние до пересечения с ближайшим из выделенных реперов, и угол этого пересечения при продолжении траектории скважины по прямой.

Программно-методический модуль позволяет по данным ГИС для трех соседних скважин, расположенных вокруг бурящейся скважины (далее опорные скважины) построить объемную геологическую модель простирания реперных пластов, в которой пласты представляются как объёмы ограниченные двумя плоскостями. Опорные скважины следует выбирать так, чтобы они оконтуривали прослеживаемый участок скважины и были расположены возможно ближе к нему.

Рис. 5.2

Для оценки точности представления пластов построенной моделью следует произвести построение модели по нескольким наборам трёх скважин и сравнить азимуты и углы падения отмеченных пластов, полученные при разных наборах скважин, которые в идеале должны совпадать. При наличии в интересующем районе трёх скважин расположенных на одной линии возможна, после выделения программно-методическим модулем реперных участков ГИС на всех трёх скважинах, оценка расхождения между линейно интерполируемым по двум крайним скважинам и фактическому реперному участку ГИС для скважины расположенной в середине (см. рис.5.2). При наличии материала по вертикальной скважине и её боковому стволу он также может быть использован для оценки точности, используемой модели.

Возможно, при простирании пластов близком к горизонтальному, построение модели по одной скважине, для чего следует использовать данные по этой скважине и для двух других скважин.

Была проведена запись диаграмм геонавигационным модулем на ряде скважин. На данных ОУГР была опробована работа программно-методического модуля. Результаты приведены на рис.5.3.

На рисунках показаны окна программы (screenshorts) при работе с программно-методическим модулем (скв. 1793С Туймазинской пл., для построения модели простирания реперных пластов используются скв. 1212, 1792, 1794 Туймазинской пл.).

Рис. 5.3. Скважина 283С Туймазинской пл.



Рис. 5.4. Скв. 79С Мустафинской площади.

Рис. 5.5. Скв. 125С Тюменякской площади

Рис. 5.6. Окно отображения кривых ГИС с отображением найденных реперов

Рис. 5.7. Просмотр коэффициента корреляции, соответствующего найденному реперному участку ГИС



Рис. 5.8. Окно трёхмерного отображения построенной модели простирания реперных пластов, траектории ствола бурящейся скважины

Рисунки лишний раз подтверждают хорошую корреляцию кривых КС, полученных при бурении и контрольных, а также то, что кривые ВК безусловно несут информацию о свойствах пластов, которую еще предстоит изучать и сопоставлять с другими методами. Важность параметра заключается в том, что информация идет непосредственно от долота, т.е. самая оперативная.

По полученным данным можно констатировать, что на основе реализованных методов возможна привязка к разрезу по характерным регионально выдержанным его участкам. Данная возможность достаточна для реализации геонавигации в процессе бурения.

Проведенные исследования показали, что эффективно работающее программное обеспечение, включающее редактирование и обработку первичных геофизических полей в процессе бурения, создание базы геолого-геофизической информации о геологической среде, в которой бурится наклонная скважина, математическое описание геонавигационных задач, графическое представление пространственной интерпретации полученной информации и положения траектории скважины возможно при разделении общего модуля на отдельные подмодули, которые могут разрабатываться и видоизменяться в дальнейшем независимо друг от друга.

...