Реферат на тему станции гти

Обновлено: 05.07.2024

Геолого-технологические исследования (ГТИ) являются составной частью геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и предназначены для осуществления контроля за состоянием скважины на всех этапах ее строительства и ввода в эксплуатацию с целью изучения геологического разреза, достижения высоких технико-экономических показателей, а также обеспечения выполнения природоохранных требований.

ГТИ проводятся непосредственно в процессе бурения скважины, без простоя в работе буровой бригады и бурового оборудования; решают комплекс геологических и технологических задач, направленных на оперативное выделение в разрезе бурящейся скважины перспективных на нефть и газ пластов-коллекторов, изучение их фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения, оптимизацию отбора керна, экспрессное опробование и изучение методами ГИС выделенных объектов, обеспечение безаварийной проводки скважин и оптимизацию режима бурения.

РОЛЬ ГТИ В БУРЕНИИ

За последние годы значительно возросла роль Геолого-технологических исследований (ГТИ). ГТИ стали необходимыми при проводке всех категорий скважин, в том числе эксплуатационных и специального назначения. Исследованиями ГТИ охвачены все этапы строительства скважины – проводка, крепление, освоение, капитальный ремонт.

Основная задача службы ГТИ - обеспечение безаварийности проводки скважины. Своевременные рекомендации операторов ГТИ позволили предотвратить несчетное количество аварий, осложнений процесса проводки скважин, найти выход из сложных предаварийных ситуаций. В реальном времени осуществляется расчет поровых давлений и гидродинамических параметров бурения, выдаются рекомендации для корректировки плотности промывочной жидкости.

Именно опираясь на результаты ГТИ, проводится анализ нештатных ситуаций, выбор параметров промывочной жидкости, грамотное проектирование бурения последующих скважин, разведки, освоения и эксплуатации месторождения, и т.д. Результаты ГТИ учитываются при количественной интерпретации ГИС и подсчете запасов УВ, являются важным компонентом для оценки продуктивности в сложных геологических условиях. При отсутствии ГИС (отказ либо непрохождение приборов, недостаточный комплекс) количественная интерпретация проводится только по данным ГТИ.

Неоднократно результаты ГТИ позволяли открыть новые залежи УВ в нестандартных ловушках и нетрадиционных коллекторах – например, глины хадумской свиты Ставрополья, низкоомные (1.2-1.5ОМм по методам электрометрии) коллекторы со слоистой глинистостью и пр. Однако ГТИ давно перестали быть только вспомогательным инструментом геолога. Сейчас это современный автоматизированный компьютеризированный комплекс, позволяющий оперативно решать ряд сложнейших задач.

Вся история проводки скважины посекундно фиксируется в станции ГТИ. Это и показания датчиков технологических параметров и промывки скважины, и геологическая информация, и статистическая, и баланс времени проходки, и все остальные данные о скважине - фактическая конструкция бурильной колонны на каждом этапе строительства, типоразмер долота, параметры промывочной жидкости и обсадной колонны и многое - многое другое… Оперативно строится фактическая литологическая колонка, выделяются коллекторы и оценивается характер их насыщения, поровые давления, гидравлические параметры, уточняются интервалы отбора керна и опробования выделенных пластов, выдаются рекомендации и предупреждения геологического и технологического характера, оптимизируется процесс проводки скважины. В процессе бурения постепенно формируется дело скважины.

Одно из основных направлений развития ГТИ - снижение стоимости бурения скважин за счет повышения безопасности буровых работ, удешевления процесса бурения.

ГТИ – глаза и уши буровой бригады и супервайзерской службы, а с возможностями удаленного мониторинга – и непосредственно заказчика. Это неоценимая информация, интеллектуальная стоимость которой много выше, чем ее цена в масштабе стоимости буровых работ.

Информация по рейсам дает возможность учесть влияние типоразмера долота и его износа при геологической интерпретации геолого-технологической информации.

Большой объем дополнительной информации получен в результате дополнительных исследований шлама, отобранного геологической службой ГТИ. Применение модифицированных геохимических методов позволяет уточнить характер насыщения и промышленную продуктивность перспективных отложений, флюидодинамические свойства покрышек. Изучение группового состава битуминозных компонентов шлама бурящихся скважин позволило выделить и оценить диффузионный углеводородный поток от нефтяных и газоконденсатных залежей.

На одной из разведочных площадей Р.Болгария проводился специальный отбор и высокоэффективный хроматографический анализ проб промывочной жидкости с целью определения распределения по разрезу и концентрации предельных, непредельных и ароматических УВ. Выделение комплексных аномалий и их интерпретация позволяют оценить перпективность структур для поисков скоплений УВ.

КРАТКИЙ ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ СТАНЦИЙ ГТИ. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ОТЛИЧИЯ.

2.1. ЗАРУБЕЖНЫЕ СТАНЦИИ ГТИ:

За рубежом используют системы ГТИ (геолого-технологических исследований), рассчитанные на решение различного круга задач. Наиболее распространены следующие из них:

В зарубежных комплексах в системах исследований скважин в процессе бурения сбор и обработка информации проводятся с помощью бортовых компьютеров с представлением необработанной части информации в виде кривых в функции времени или глубин с помощью самопишущих потенциометров и с демонстрацией результатов обработки (решений вышеперечисленных задач) на дисплее и плоттере в функции глубины скважины, а для параметров, измеренных по ПЖ на устье скважины,- в функции исправленных глубин (с учетом отставания информации, переносимой ПЖ в затрубном пространстве скважины).

КОПАНИЯ PETROSERVICES GMBHизготавливает станции ГТИ, способные работать во всех штатных производственных условиях в комплексе как с наземными, так и морскими геологоразведочными и промысловыми буровыми установками. Станция ГТИ осуществляет полностью компьютеризованную обработку данных геолого-технических исследований и оценку пластового давления в режиме реального времени, а также их передачу.

Станция оснащена пультом оператора, стойкой для оборудования, рабочими местами инженера по бурению, инженера по давлению и геолога, мойкой из нержавеющей стали для промыва взятых проб, столами, шкафами, креслами, осветительными приборами, водопроводом, приборными стеллажами, трансформатором и стабилизатором напряжения с вольтметром и амперметром, блоками ИБП, холодильником, двумя кондиционерами и сушильной печью с наддувом. Взрывобезопасная система, система поддержания избыточного давления в станции, компрессор, лабораторные приборы и офисное оборудование соответствуют классу станций SFZ-24.

Для качественной, безаварийной проводки скважин на нефть и газ в сложных горно-геологических условиях крайне важна оперативная геологическая и технологическая информация, получаемая непосредственно в процессе бурения, особенно при бурении горизонтальных скважин и боковых стволов.

Геолого-геохимическая и технологическая информация, полученная в процессе бурения, позволяет проводить литолого-стратиграфическое расчленение разреза, прогнозировать глубину залегания кровли продуктивного пласта, проводить выбор оптимальной траектории вскрытия пласта, оперативно корректировать траекторию ствола горизонтальной скважины при выходе долота за пределы пласта-коллектора, осуществлять безаварийную проводку скважины при минимальных затратах.

Важность такой информации обуславливается еще и тем, что режим первичного вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения скважины оказывает большое влияние на степень эффективности его последующего освоения и эксплуатации. Преимущество методов, основанных на исследовании геологической и технологической информации в процессе бурения, перед традиционными геофизическими методами заключается в том, что минимальный разрыв между вскрытием пласта и исследованием позволяет свести к минимуму влияние неблагоприятных факторов, таких как проникновение фильтрата в пласт, кольматация и др. Оптимальный режим вскрытия должен обеспечивать сохранение естественных коллекторских свойств пласта в прискважинной зоне, обеспечивая максимальную продуктивность скважины на стадии ее освоения и эксплуатции. Успешное решение этих задач возможно только при наличии наиболее полной и достоверной информации о геологическом разрезе и режимных параметрах бурения.

Наличие такого довольно широкого набора контрольно-измерительных станций обеспечивает полный контроль, оперативный анализ и принятие наиболее оптимальной технологии проводки как разведочных, так и эксплуатационных скважин в различных горно-геологических условиях.

Основные сведения о станциях

Рис. 1. Станция контроля процесса бурения "Леуза-2"

а) датчики технологических параметров бурения; б) табло бурильщика;

в) рабочее место мастера.

вес колонны на крюке;

крутящий момент на роторе;

давление промывочной жидкости (ПЖ) на входе нагнетательной линии;

плотность ПЖ в приемной емкости;

уровень ПЖ в приемной емкости;

индикатор потока ПЖ на выходе;

расход ПЖ на входе;

Информация с первичных датчиков поступает на табло бурильщика и визуализируется на цифровых и линейных индикаторах в наглядном для бурильщика виде. В последующем вся информация после оцифровки и первичной обработки поступает на компьютер на рабочем месте мастера.

Программное обеспечение (ПО) состоит из двух частей: ПО регистрации технологических данных и ПО просмотра и обработки сохраненных данных.

ПО регистрации технологических данных предназначено для сбора, хранения и обработки информации, поступающей с датчиков, расположенных на буровой, и позволяет в реальном масштабе времени решить следующие задачи:

прием и оперативную обработку информации от датчиков технологических параметров бурения, расположенных на буровой;

расчет вторичных параметров;

визуализацию информации на мониторе в виде диаграмм и в табличном виде;

расчет и рекомендация наиболее оптимальных нагрузок;

выдачу оперативной информации на печать.

Вся получаемая информация передается через систему спутниковой связи непосредственно с буровой в технологические отделы управления буровых работ производственного объединения и центр обработки информации, что позволяет специалистам технологической службы оперативно принимать решения по управлению процессом проводки скважины при возникновении предаварийных и нештатных ситуаций.

Станция размещается в вагон-прицепе и состоит из блока газового каротажа, блока глубин, индикатора расхода ПЖ на выходе, комплекта геологических приборов и приборов для исследования физико-химических и реологических характеристик промывочной жидкости (рис.2).

Рис. 2. Станция геолого-геохимических исследований "Геогаз-1"

а) вагон-прицеп; б) блок газового анализа; в) геологические приборы.

Блок газового каротажа включает:

желобный дегазатор с газовоздушной линией;

осушитель газа и вакуум-насос;

анализатор суммарного газосодержания;

блок сопряжения с компьютером и компьютер с программным обеспечением.

Блок газового каротажа функционирует следующим образом. Желобный дегазатор, размещенный в потоке бурового раствора, дегазирует часть этого раствора. Выделяющийся при этом газ по газовоздушной линии транспортируется с помощью вакуум-насоса от дегазатора до хроматографа и анализатора суммарного газосодержания.

Комплект геологических приборов включает в свой состав приборы для определения карбонатности, плотности и пористости шлама и керна, газонасыщенности шлама и ПЖ, люминесцентного анализа, микроскоп, весы и др. Вся геолого-геохимическая информация через устройство сопряжения поступает в компьютер и обрабатывается и анализируется с помощью специального пакета программ.

Рис. 3. Функциональная схема станции ГТИ "Геотест-5"

Станция размещается в специализированном благоустроенном вагон-прицепе или в контейнере на шасси КАМАЗа, разделенном на три отсека: аппаратурный, геологический и бытовой. В аппаратурном отсеке размещены два компьютера, один из которых предназначен для регистрации данных с буровой и работает в реальном масштабе времени, а второй компьютер служит для обработки и интерпретации данных ГТИ в автономном режиме. В этом же отсеке находятся блок газового каротажа (рис. 4).

Рис. 4. Станция геолого-технологических исследований "Геотест-5"

а) станция - вагон-прицеп; б) станция на шасси КАМАЗа; в) бытовой отсек; г) аппаратурный отсек; д) геологический блок.

В геологическом отсеке, совмещенным с прихожей установлен вытяжной шкаф и стол, где размещены геологические приборы для исследования шлама и керна. В этом отсеке имеется шкаф для рабочей одежды и раковина с умывальником.

Бытовой отсек оборудован полным комплектом бытового оборудования и средствами жизнеобеспечения, которые обеспечивают комфортное проживание и работу двух операторов.

Технология проведения ГТИ в горизонтальных скважинах

Технология проведения ГТИ в горизонтальных скважинах имеет свои особенности в связи с изменением комплекса решаемых задач.

Основными задачами в процессе проводки горизонтальных скважин являются:

Выделение в разрезе бурящейся скважины пластов-реперов и определение момента вскрытия кровли коллектора.

Оперативная корректировка траектории ствола скважины при проходке горизонтального участка.

Предупреждение и раннее диагностирование аварий и осложнений в процессе бурения.

Выделение опорных пластов и реперов в процессе бурения вертикального участка ствола скважины необходимо для правильной ориентировки в разрезе с целью принятия своевременного решения о начале кривления ствола скважины. Для решения данной задачи в процессе бурения вертикального участка периодически (через 1 – 2 м) отбираются пробы шлама, проводится анализ шлама и керна с использованием методов обязательного комплекса (исследование шлама и керна под микроскопом, определение минерального состава пород, люминесцентно-битуминологический анализ, определение плотности и пористости пород). По результатам анализа шлама и керна строится фактический литологический разрез бурящейся скважины, по данным механического каротажа уточняются границы смены пластов различного литологического состава, проводится сравнение фактического разреза с прогнозным по геолого-техническому наряду (ГТН) и при их несоответствии принимаются оперативные решения по корректировке технологии проводки скважины и начале кривления ствола скважины. Выполнение данного этапа исследований необходимо, так как очень часто прогнозируемые глубины залегания пластов, указанные в ГТН на скважину, не совпадают с фактическими, и несвоевременное принятие решения о начале кривления может привести к невозможности проводки горизонтального участка скважины по пласту-коллектору.

Приоритетной задачей при исследовании скважины на горизонтальном участке является оперативная корректировка траектории ствола скважины. Для решения данной задачи проводится следующий комплекс исследований: отбор и детальный анализ проб шлама и образцов керна, изучение газонасыщенности промывочной жидкости и шлама, раздельный анализ состава извлеченного газа, механический и виброакустический каротаж, расходометрия, измерение плотности, температуры и удельного электрического сопротивления промывочной жидкости. Отклонение траектории ствола скважины от проектной и вход в покрышку коллектора или в его подошву обязательно приводит к изменению механической скорости бурения, смене литологического состава пород и уменьшению газонасыщенности промывочной жидкости, а переход водонефтяного контакта (ВНК) – к изменению состава углеводородных и неуглеводородных газов в промывочной жидкости и пробах бурового шлама.

Рис. 5. Проведение геолого-технологических исследований в процессе бурения горизонтальной скважины на Татышлинской площади (Республика Башкортостан).

Определение момента вскрытия кровли терригенной толщи бобриковского горизонта четко фиксировалось резким увеличением механической скорости бурения (V), возрастанием суммарного содержания углеводородных газов в промывочной жидкости (Г_с ) и сменой литологического состава пород. При этом обнаружилось несоответствие прогнозных (по ГТН) и фактических отметок. Фактическая отметка кровли бобриковского горизонта оказалась на 30 м, а отметка кровли тульского горизонта на 25 м выше прогнозных. С учетом данного обстоятельства была проведена корректировка траектории с целью выбора оптимального угла наклона при вскрытии пласта-коллектора. Вскрытие покрышки продуктивного пласта, представленного глинистыми известняками, характеризовалось уменьшением V и Г_с , появлением в пробах шлама глинистого известняка, т.е. сменой литотипа пород. Определение момента вскрытия продуктивного пласта проводилось по результатам газового каротажа, механического каротажа, расходометрии и данным анализа бурового шлама.

При вскрытии кровли продуктивного интервала на отметке 1500 м наиболее характерными признаками были: увеличение механической скорости проходки V и общего газосодержания Г_с промывочной жидкости, уменьшение плотности пород по шламу и увеличение пористости пород (К_п ) с 5 % до 18 - 20 %, уменьшение глинистости известняков, возрастание интенсивности люминесценции бурового шлама и содержания битумоидов в образцах пород. При достижении забоя 1580 м резко уменьшились V и Г_с , изменился состав углеводородных газов, пористость пород уменьшилась до 10 %, что свидетельствовало об отклонении траектории скважины и вскрытии пород покрышки пласта. Была выдана рекомендация на изменение траектории и до отметки 1720 м проводка горизонтального участка проходила без осложнений по заданной траектории. При забое 1720 – 1725 м уменьшилась V, несколько снизились газопоказания и изменился состав газа. Резко снизилась интенсивность люминесценции пород, незначительно уменьшились плотность и удельное электрическое сопротивление промывочной жидкости на выходе из скважины. Отмеченные признаки характерны при вскрытии водоносного горизонта, т.е. очевидно был момент перехода водонефтяного контакта, о чем была информирована буровая бригада.

В процессе проведения ГТИ на скважине неоднократно выдавались предупреждения о выходе значения параметров режима бурения и промывки за заданные регламентом значения, о поглощениях промывочной жидкости и др.

Таким образом, в настоящее время имеется достаточно широкий набор технических средств ГТИ с методическим и программным обеспечением для проведения широкого спектра работ и исследований наклонных и горизонтальных скважин в процессе бурения. Опыт применения аппаратурно-программных средств ГТИ в России и, в частности, в Республике Башкортостан, при проводке горизонтальных скважин, показывает высокую эффективность геолого-технологических исследований как для решения геологических задач, особенно при комплексировании их с геофизическими и гидродинамическими исследованиями, так и для качественной безаварийной проводки скважины с минимальными материальными и финансовыми затратами.

Геолого-технологические исследования (ГТИ) являются составной частью геофизических исследований бурящихся скважин и предназначены для осуществления контроля процессов, происходящих в скважине на всех этапах ее строительства. ГТИ проводятся непосредственно в процессе бурения скважины, без простоя в работе буровой бригады и бурового оборудования по параметрам, измеряемыми на поверхности.

ГТИ осуществляются специализированными партиями и отрядами в режиме круглосуточной работы на скважине.

Ключевые слова: ГТИ, исследования, задачи, бурение, скважина, контроль

Геолого-технологические исследования (ГТИ) скважин в процессе бурения — являются объединением трех самостоятельных направлений, существовавших до появления ГТИ — газового каротажа, экспрессных петрофизических исследований, информационно-измерительных систем (ИИС) для контроля процесса бурения.

Геолого-технологические исследования предназначены для осуществления контроля за состоянием скважины на всех этапах её строительства и ввода в эксплуатацию с целью изучения геологического разреза, достижения высоких технико-экономических показателей, а также обеспечения выполнения природоохранных требований.

По типу задач ГТИ подразделяются на оперативные, решаемые в реальном времени, и статистические, решаемые как правило, после окончания операции долбления скважины. Оперативные задачи имеют в своей основе алгоритмы на базе аналитических выражений (формул), а статистические, как правило, носят вероятный характер.

По целевому назначению основные задачи ГТИ удобнее всего разбить на несколько классов:

– Научно-исследовательские (экспериментальные) [1].

Существуют четыре основных способа получения геолого-технологической информации:

Параметры регистрируются автоматически с помощью датчиков, монтируемых непосредственно на территории буровой. В основном это технологические параметры бурения. Измеренные значения передаются по кабелю либо непосредственно в станцию ГТИ на компьютер, либо через специальное устройство — точку сбора. Дискретность регистрации задается программно.
Параметры регистрируются автоматически с помощью аппаратуры, находящейся в станции ГТИ; это параметры газового каротажа.
Параметры измеряются вручную с помощью специальных приборов, находящихся в станции ГТИ. Измеренные значения заносятся вручную или автоматически (для компьютеризированных приборов) в программы для их обработки и визуализации. Это геологические параметры.
Параметры вычисляются с помощью аппаратно-программного комплекса ГТИ, расположенного в станции (вагоне-доме). Вычисляемые параметры могут быть технологическими, геологическими и параметрами газового каротажа [3].
Основная цель геологических исследований состоит в детальном изучении геологического разреза скважин в процессе бурения и выяснения всех, потенциально перспективных на нефть и газ, интервалов.

Отличительной особенностью геологических исследований является то, что объекты исследования: керн, буровой шлам и промывочная жидкость являются источником прямой геологической информации об исследуемом разрезе, что придает особую значимость и важность данному виду работ.

Основными задачами оперативных геологических исследований являются следующие:

– Построение в процессе бурения фактического литологического разреза скважины;

– Выделение опорных пластов-реперов;

– Проведение стратиграфического расчленения разреза;

– Выделение зон аномально-высоких пластовых и поровых давлений;

– Оценка характера насыщения коллекторов;

– Оценка фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пластов-коллекторов;

– Литологические исследования керна и шлама — макро- и микроописание керна и шлама;

В зависимости от целей бурения, применяемой технологии проводки скважины, технических возможностей применяемой аппаратуры и ряда других причин перечень решаемых задач может изменяться и дополняться.

Так, при проводке горизонтальных скважин, приоритетной задачей является точное определение литологического состава пород и их нефтегазонасыщенности с целью определения положения долота относительно подошвы и кровли пласта, а при исследовании вертикальных эксплуатационных скважин, с наличием зон аномально-высоких поровых и пластовых давлений, главной является задача определения плотности и пористости горных пород. Перечень подлежащих решению геологических задач указывается в техническом задании на проведение ГТИ.

Для решения этих задач применяется типовой комплекс исследований, включающий методы изучения шлама, керна, промывочной и пластовой жидкости, параметров бурения.

К диагностическим задачам ГТИ относят:

– Раннее обнаружение газоводонефтепроявлений и поглощений при бурении;

– Определение степени дегазации промывочной жидкости в циркуляционной системе в связи с возможностью продолжения бурения при проявлении — возможно с применением плотномеров и приборов для определения содержания свободного газа в промывочной жидкости;

– Диагностика предаварийных ситуаций в реальном масштабе времени — прогнозирование прихватов бурового инструмента, его обрыва и т. д.;

– Диагностика работы бурового оборудования [1];

Планово-экономические задачи включают в себя определение технико-экономических показателей бурения; определение баланса времени работы вахты, буровой бригады; подготовка и передача на верхний уровень управления сводных форм оперативной отчетности за вахту, долбление, сутки и по скважине в целом; научно обоснованное документированное распространение передового опыта в бурении.

Рис. 1. Доступ к регистрируемым станцией ГТИ технологическим данным ответственных руководителей на буровой в режиме реального времени

Проведение планируемых экспериментов с целью построения и уточнения математических моделей отдельных технологических процессов и свойств горных пород — основной аспект научно-исследовательских задач ГТИ. Наряду с этим, к ним можно отнести документирование испытаний новых технико-методических средств и технологий.

– Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений и поглощений при бурении.

– Оптимизация процесса углубления скважины в зависимости от геологических задач.

– Распознавание и определение продолжительности технологических операций.

– Выбор и поддержание рационального режима бурения с контролем отработки долот.

– Раннее обнаружение проявлений и поглощений при спуско-подъемных операциях, управление доливом.

– Оптимизация спуско-подъемных операций (ограничение скорости спуска, оптимизация работы грузоподъемных механизмов).

– Контроль гидродинамических давлений в скважине.

– Контроль пластовых и поровых давлений, прогнозирование зон АВПД и АВПоД.

– Контроль спуска и цементирования обсадной колонны.

– Диагностика предаварийных ситуаций в реальном масштабе времени.

– Диагностика работы бурового оборудования [2].

Лукьянов Э. Е., Стрельченко В. В, Геолого-технологические исследования в процессе бурения. — М.: Нефть и газ, 1997, 688 стр.
Техническая документация по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин. РД 153–39.0–069–01
Шматченко С. Н. Геофизические исследования и работы в скважинах: в 7 т. Т. 7. Геолого-технологические исследования в скважинах — Уфа: Информреклама, 2010. — 248 стр.

Основные термины (генерируются автоматически): газовый каротаж, задача, буровое оборудование, буровая бригада, параметр, промывочная жидкость, процесс бурения, скважина, Раннее обнаружение, реальное время.

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Газоаналитическая аппаратура для станций ГТИ

Махмутов Ш.Я., Муравьев П.П., Артемов Д.В.

Газоаналитическая аппаратура (геохимический модуль) станций ГТИ является основной составной частью любой системы геолого-технологических и геолого-геохимических исследований, от технических характеристик которой во многом зависит уровень решения геологических и технологических задач.

Высокая информативность геохимического модуля может быть обеспечена при

высокой чувствительности хроматографа и суммарного газоанализатора;

широком спектре измерения углеводородных газов (УВГ);

необходимом динамическом диапазоне измерения УВГ;

высокой экспрессности проведения анализов;

измерении суммарного содержания углеводородных газов непрерывно в функции времени;

регистрации величины концентраций УВГ с учетом калибровочных коэффициентов и коэффициента дегазации желобного дегазатора;

возможности регистрации значений УВГ в функции времени и масштабе действующих и исправленных глубин;

исключении пропуска маломощных нефтегазонасыщенных пластов и пропластков при неблагоприятных геолого-технических условиях;

высокой степени автоматизации процесса измерения;

высокой надежности эксплуатации в полевых условиях и простоте в обслуживании.

хроматографический комплекс ХГ-1ГМ;

Хроматографический комплекс ХГ-1ГМ разработан на базе широко известного хроматографа ХГ-1Г. Необходимость разработки такого комплекса обусловлена тем, что в эксплуатации находятся десятки хроматографов ХГ-1Г, которые, обладая целым рядом преимуществ, имеют и существенные недостатки: низкую автоматизацию процесса управления работой хроматографа, сложность и трудоемкость обработки получаемых данных, устаревшую элементную базу, отсутствие выхода на ПК и т.д.

При разработке комплекса ХГ-1ГМ были поставлены следующие задачи:

полное управление работой хроматографа персональным компьютером;

возможность совместной работы с программой регистрации технологических параметров;

автоматизация процессов анализа УВГ и обработки результатов;

минимальное изменение в конструкции ХГ-1Г в процессе модернизации;

возможность дублирования информации на аналоговом регистраторе (аварийный вариант в случае выхода из строя персонального компьютера);

высокая надежность и простота в эксплуатации.

Структурная схема хроматографического комплекса ХГ-1ГМ показана на рис. 1.

Рис. 1. Хроматографический комплекс ХГ-1ГМ.

Хроматографический комплекс ХГ-1ГМ может измерять до десяти углеводородных компонент (СН 4 – С 6 Н 14 ) с изосоединениями. Время цикла анализа при измерении шести УВГ – не более 100 с. Порог чувствительности по пропану – 1 ×10 -6 %. Верхний предел измерения концентрации УВГ – 100 %.

Взаимодействие компьютера с хроматографом осуществляется посредством микропроцессорного модуля управления.

Модуль управления соединяется с компьютером через COM-порт и выполняет следующие функции:

осуществляет прием управляющих блоков команд с компьютера;

управляет работой хроматографа по временным циклограммам, содержащимся в принятых командных блоках;

выполняет преобразование аналогового сигнала, поступающего с детектора хроматографа в цифровой сигнал;

анализирует величину сигнала, поступающего с детектора, и в зависимости от этого управляет переключением диапазонов масштабируемого усилителя;

выдает информационные блоки, содержащие данные детектора, временного режима хроматографа, служебные, в порт компьютера;

гальванически развязывает силовые каскады;

Программа обладает простым, интуитивно понятным интерфейсом и выполняет:

настройку режимов работы;

настройку параметров цикла анализа;

расчет концентраций УВ-компонент и суммарной концентрации;

регистрацию, визуализацию и вывод на печать данных хроматографического анализа газа;

настройку интерфейса пользователя.

Комплекс ХГ-1ГМ может работать в нескольких режимах.

Ручной режим. В этом случае запуск цикла работы хроматографа осуществляется вручную при помощи нажатия кнопки ПУСК на экране монитора.

Непрерывный режим. В этом режиме циклы работы хроматографа следуют друг за другом без остановки и без пропусков. Это самый предпочтительный режим, т.к. отсутствие пропусков между циклами значительно уменьшает вероятность пропусков кратковременных газопроявлений при вскрытии пластов малой мощности.

Временной режим. Для этого режима программно задаётся промежуток времени, через который будет происходить запуск хроматографа.

Режим по метке глубины. В данном режиме хроматограф запускается каждый раз после проходки определённого интервала. После запуска проводятся несколько циклов подряд и сохраняются результаты последнего анализа. Это сделано для того, чтобы хроматограф вошёл в режим (прогрелся) после простоя. Количество разгонок для входа в режим задаётся программно. Интервал по глубине задаётся в программе регистрации технологических параметров бурения скважин. Данные газового анализа автоматически передаются в программу регистрации, которая привязывает их к глубине. Программа регистрации может находиться на том же компьютере, что и программа для хроматографа. Предусмотрен также вариант работы программ на разных компьютерах, в этом случае компьютеры связывают при помощи сетевых карт и сетевого шнура.

Модернизация существующего парка хроматографов ХГ-1Г позволяет без использования значительных финансовых средств перевести газокаротажные исследования на качественно новый уровень.

Применение хроматографического комплекса ХГ-1ГМ в Башкирии и Татарии показало его высокую эффективность, особенно при выявлении в тонкослоистых разрезах маломощных пластов.

Комплекс обеспечивает непрерывный контроль, сбор и регистрацию геохимической и технологической информации, первичную обработку и экспресс-интерпретацию получаемой информации, раннюю диагностику и предупреждение аварийных ситуаций, формирование базы данных, формирование, заполнение и представление заказчику ежесуточных сводок и рапортов.

Комплекс представляет собой аппаратно-программную систему и функционально включает:

узел контроля технологических параметров бурения.

Хроматограф может работать в следующих режимах:

автономно, в режиме реального времени (эпизодически и непрерывно);

с привязкой по глубине (с помощью интегрированного узла технологических параметров);

с привязкой по времени;

по команде интегрированного суммарного газоанализатора, при достижении определенного уровня газосодержания, задаваемого программно.

Чувствительность по пропану, % абс.

Верхний предел измеряемых концентраций, %

Продолжительность цикла анализа от С 1 до С 6 , с, не более

Давление газа-носителя, атм

Время выхода на режим, мин, не более

Скорость сбора данных, изм/с

Коэффициент усиления (программируемый)

Хроматограф обеспечивает циклическое измерение предельных углеводородных газов: метана, этана, пропана, бутана, пентана, гексана, изосоединений и др. при автоматическом отборе и анализе проходящей газовоздушной смеси. Время выхода пиков и цикла анализа устанавливаются программно. Имеет независимый выход на аналоговый регистратор с возможностью ручной регулировки диапазонов.

Суммарный газоанализатор предназначен для непрерывного измерения суммарной концентрации газов в газовоздушной смеси (S Г), извлекаемой из бурового раствора. Газоанализатор оборудован аварийной сигнализацией, которая срабатывает при превышении концентрации S Г в промывочной жидкости на выходе из скважины выше установленного предела, задаваемого программно.

Диапазон измерений ГВС, % абс.

Чувствительность анализатора по пропану, % абс., не ниже

Узел контроля технологических параметров бурения предназначен для сбора информации с технологических датчиков, в т. ч. датчика глубины, датчика давления и др.

Количество аналоговых входов

Количество цифровых входов

Скорость сбора данных, изм/с

Диапазон входных аналоговых напряжений, В

визуализацию информации на мониторе в виде диаграмм и в табличном виде;

выдачу оперативной информации на печать.

расчёт содержания каждого углеводородного компонента в газовоздушной смеси, а также суммарного содержания углеводородов;

возможность регистрации значений до 10 компонентов газовой смеси;

автоматическая привязка данных газового анализа к глубине.

Программа позволяет работать со следующими видами данных:

информация о литологии пород;

характеристика горной породы (плотность, пористость, карбонатность);

описание породы (в текстовом виде);

возраст отложений (в текстовом виде);

покомпонентный состав газа и суммарный газ;

данные, регистрируемые комплексом (вес на крюке, нагрузка на долото, давление ПЖ на входе, расход раствора на входе и на выходе, скорость бурения, скорость СПО и т.д.).

Формат данных программы – LAS-файл или файлы реального времени. Встроенные средства редактирования позволяют корректировать и исправлять все данные, с которыми может работать программа. Программа имеет настраиваемый интерфейс, удобную систему контекстного меню, программного меню и настраиваемую панель кнопок быстрого доступа.

Широкое применение описанных газоаналитических комплексов в станциях ГТИ показало их высокую эффективность при выделении в разрезах со сложным геологическим строением нефтегазонасыщенных пластов мощностью от 1,5 м при газовом факторе нефти менее 15 м 3 /т и фоновых газопоказаниях ниже 0,001 % (при газовых пластовых аномалиях 0,015 – 0,03 %).

Данные комплексы успешно эксплуатируются на предприятиях Башкирии, Татарии, Коми, Казахстана, Беларусии, Мавритании (Африка) и др.

Читайте также: