Совершенствование технологии проводки скважин сложного профиля при использовании телеметрических и роторных управляемых систем тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Хасанов Ренат Асхадович

• Хасанов Ренат Асхадович
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Хасанов Ренат Асхадович

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВОДКИ СКВАЖИН СЛОЖНОГО ПРОФИЛЯ

1.1 Анализ традиционной технологии управления искривлением скважин. Недостатки технологии, обоснование необходимости внедрения телеметрических систем

1.2 Телеметрические системы, применяемые на объектах ПАО АНК «Башнефть»

1.3 Анализ технологии направленного бурения с использованием телеметрических систем и управляемых забойных двигателей. Недостатки технологии, обоснование необходимости внедрения роторных управляемых систем

1.3.1 Ограничения систем на основе управляемых забойных двигателей

1.3.2 Влияние вращения бурильной колонны на транспорт шлама

1.4 Роторные управляемые системы с фрезерованием стенки скважины

1.4.1 РУС «Автотрак» производителя Бейкер-Хьюз

1.4.2 РУС «Пауэрдрайв» производителя Шлюмберже

1.5 Роторные управляемые системы с ассиметричным разрушением забоя

1.5.1 РУС «Геопилот» производителя Халибёртон

1.5.2 РУС «ПауэрДрайв Иксид» производителя Шлюмберже

1.6 Анализ проводки скважин со сверхбольшими отходами

1.6.1 Зарубежный опыт бурения скважин с большим отходом

1.6.2 Отечественный опыт бурения скважин с большим отходом

1.7 Выводы по главе 1. Определение цели и постановка задач работы

Глава 2 АНАЛИЗ ОПЫТА ПРОВОДКИ СКВАЖИН СЛОЖНОГО ПРОФИЛЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ И

РОТОРНЫХ УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ

2.1 Требования к проводке скважины, технологии направленного бурения, телеметрическим и роторным управляемым системам применительно к геолого-техническим условиям месторождений ПАО АНК «Башнефть»

2.2 Анализ проводки скважин с использованием комбинированных роторных управляемых систем с силовой секцией винтового-забойного двигателя для прохождения неустойчивых, склонных к обвалообразованию

и прихватам геологических структур

2.3 Анализ проводки горизонтальных участков ствола скважин роторными управляемыми системами

2.4 Перспективы автоматизации проводки скважины роторными управляемыми системами

2.4.1 РУС «НеоСтир СиЭл» производителя Шлюмберже

2.4.2 РУС «НеоСтир СиЭлИкс» производителя Шлюмберже

2.4.3 РУС «ШуреСтир» производителя АПС

2.5 Необходимость разработки отечественных роторных управляемых систем, эффективных технологий применения телеметрических систем в рамках стратегии импортозамещения. Разработка отечественной роторной управляемой системы «КЦГ-Калибратор центратор гидравлический»

2.6 Калибратор-центратор гидравлический - КЦГ

2.6.1 Калибратор-центратор гидравлический управляемый (КЦГУ)

2.6.2 Стабилизатор СТАБ-3/215 с гидромеханическим приводом управления

2.6.3 Выводы по КЦГ

2.7 Обоснование рабочей гипотезы

2.8 Выводы по главе

Глава 3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВОДКИ СКВАЖИН СЛОЖНОГО ПРОФИЛЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ И РОТОРНЫХ УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ

3.1 Проектирование скважин сложного пространственного профиля с большими отходами

3.2 Методика технологического проектирования траекторий стволов и сопровождения бурения скважин

3.3 Сопровождение бурения скважин с телеметрическими и роторными управляемыми системами

3.4 Механизм взаимодействия и методы управления телеметрических и роторных управляемых систем, предложения по совершенствованию

3.5 Оптимизация проводки скважин телеметрическими и роторными управляемыми системами

3.6 Корректировочные и прогнозные расчеты навигации по данным телеметрических и роторных управляемых систем

3.7 Методика определения расчетной интенсивности искривления с роторной управляемой системой для её адаптации под геолого-технические условия месторождений ПАО АНК «Башнефть»

3.8 Выводы по главе

Глава 4 РЕЗУЛЬТАТЫ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВОДКИ СКВАЖИН СЛОЖНОГО ПРОФИЛЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ И РОТОРНЫХ УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ

4.1 Результаты совершенствования технологии проводки скважин сложного профиля с телеметрическими и роторными управляемыми системами

4.2 Анализ основных технико-экономических показателей строительства

скважин компании ПАО АНК «Башнефть»

4.3. Экономический эффект совершенствования технологии проводки скважин сложного профиля при использовании телеметрических и роторных

управляемых систем в ПАО АНК «Башнефть»

4.4 Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение А

Приложение Б

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии проводки скважин сложного профиля при использовании телеметрических и роторных управляемых систем»

Актуальность темы исследования

При традиционном способе направленного бурения с использованием забойных двигателей, геофизических ориентаторов и телеметрических систем допускаются различного вида отклонения от плановой траектории и целевых объектов, вызывающие дополнительные затраты на строительство скважин. При критическом отклонении от траектории необходимо перебуривать ствол, а если перебуривание не реализуемо, то даже ликвидировать скважину.

При бурении направленных и горизонтальных скважин для уплотнения сетки разработки, достижения отдаленных участков залежи, и предупреждения опасности пересечения стволов применяются все более сложные пространственные типы профилей.

Проводка сложных пространственных профилей требует обязательного использования телеметрических систем для точного и оперативного определения положения ствола скважины, интенсивности изменения зенитного угла и азимута при направленном бурении и тенденции изменения зенитного и азимутального углов при роторном бурении.

Наличие этих задач и изучение причин, вызывающих отклонения от заданной траектории и нарушения проектных решений на скважинах ПАО АНК «Башнефть», привело к постановке задачи совершенствования технологии проводки сложнопрофильных скважин путем внедрения современных телеметрических и роторных управляемых систем и совершенствования технологии их применения. Необходимо внедрение отечественной телеметрии для снижения затрат и зависимости от импортных услуг и оборудования.

Начиная с 2007 года, при активном участии автора, реализовано бурение направленных и горизонтальных скважин с использованием современных телеметрических систем, проведено совершенствование технологии применения телеметрии. Далее с 2013 года при активном участии автора успешно внедрено роторное управляемое бурение горизонтальных скважин, радикально

улучшающее состояние ствола скважины и технико-экономические показатели его проводки, проведено совершенствование технологии роторного управляемого бурения. Необходимо внедрение отечественных роторных управляемых систем для снижения затрат и зависимости от импортных услуг и оборудования.

В этой связи совершенствование технологии проводки скважин сложного профиля при использовании телеметрических и роторных управляемых систем является актуальной, и недостаточно решенной в настоящее время задачей, решение которой особенно важно в условиях постоянного роста доли скважин сложного профиля в объеме эксплуатационного бурения.

Степень разработанности темы исследования

Значительный вклад в развитие научных представлений о применении телеметрических и роторных управляемых систем, а также в разработку технологических приемов, направленных на совершенствование технологии проводки скважин и повышение эффективности управления искривлением нефтяных и газовых скважин внесли отечественные и зарубежные исследователи: Акбулатов Т.О., Балденко Д.Ф., Балицкий П.В., Барский И.Л., Бастриков С.Н., Безумов В.В., Белоруссов В.О., Беляев В.М., Бронзов A.C., Бруско Г., Брэм К., Буслаев В.Ф., Васильев Ю.С., Ворожбитов М.И., Григорян A.M., Григорян H.A., Григулецкий В.Г., Гулизаде М.П., Гусман М.Т., Гэйнор Т.М., Даунтон Г., Дахче Али М., Двойников М.В., Дрекслер Дж., Закиев Р.Б., Зиненко В.П., Зот Г., Икеда А., Иоаннесян P.A., Йонезава Т., Кагарманов Н.Ф., Калинин А.Г., Кальдерони А., Каргилл Е.Дж., Кийр М., Киосава У., Клаусен Т.С., Козловский Е.А., Комеа Б.С., Костин Ю.С., Крылов В.И., Кукушкин И.В., Кульчицкий В.В., Левинсон Л.М., Левицкий А.З., Лиманов Е.Л, Литвиненко В.С., Лукьянов В.Г., Лягов А.В., Мамедбеков O.K., Марков O.A., Морозов Ю.Т., Нескоромных В.В., Оганов A.C., Оганов С.А., Оппельт Дж., Пафитис Д., Попов А.Н., Поташников В.Д., Прохоренко В.В., Рассел Р., Савини А., Сазерленд Г., Самигуллин В.Х., Свик С., Семак Г.Г., Середа Н.Г., Ситдыков Г.А., Соловьев Ю.Г., Солодкий K.M., Соломенников С.В., Страбыкин И.Н., Сулакшин С.С., Султанов Б.З., Сушон Л.Я., Тревиранус Дж., Уильямс М., Федоров А.Ф., Хайрон С., Хардин Дж.Р., Хендрикс

А., Хиршуманн Г., Хэй Р.Т., Чупров В.П. и ряд других ученых. Однако, несмотря на большой объем исследований в области управления искривлением скважин, решению проблемы проводки скважин сложного профиля с использованием телеметрических и роторных управляемых систем, посвящено весьма мало работ. Также необходимы методики проектирования, сопровождения, расчёта радиуса и интенсивности искривления, оптимизации бурения с использованием телеметрических и роторных управляемых систем, внедрение отечественного оборудования и технологии.

В этой связи совершенствование технологии проводки скважин сложного профиля при использовании телеметрических и роторных управляемых систем является актуальной, и недостаточно решенной в настоящее время проблемой, решение которой особенно актуально в условиях постоянного роста доли сложнопрофильных скважин в объеме эксплуатационного бурения.

Цель работы - разработать технико-технологические решения по обеспечению проектной траектории сложно-профильных скважин за счёт оптимизации технологии применения телеметрических и роторных управляемых систем в геолого-технических условиях ПАО АНК «Башнефть».

Основные задачи исследований

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие задачи исследований:

1 Моделирование и автоматизация процессов бурения скважин сложного профиля с использованием телеметрических и роторных управляемых систем для выявления причин отклонений от плановой траектории, повышения точности проводки, исключения отказов оборудования, сокращения затрат.

2 Разработка методики расчета радиуса и интенсивности искривления при работе роторных управляемых систем для сложных геолого-технических условий месторождений ПАО АНК «Башнефть»;

3 Создание первой отечественной роторной управляемой системы с гидромеханическим приводом, обеспечивающим дискретный характер

управления траекторией для снижения затрат, а также зависимости от импортных услуг и оборудования.

Научная новизна

1 Разработана методология проектирования и технология сопровождения проводки скважин сложного профиля при использовании телеметрических и роторных управляемых систем, позволившая повысить точность направленного бурения и попадание в круг допуска целей бурения.

2 Аналитически разработана методика расчета радиусов и интенсивности искривления ствола скважины на основе технических характеристик роторных управляемых систем с учётом механических свойств горных пород, позволяющая повысить точность проводки ствола скважины в заданном коридоре бурения.

3 Аналитически рассчитана забойная управляемая система с калибратором -центратором гидравлическим управляемым, имеющим гидромеханический привод управления, обеспечивающим дискретный характер управления траекторией.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в выявлении основных причин отклонения фактической траектории ствола сложнопрофильной скважины от проектной с целью повышения качества проводки и снижения внеплановых правок/корректировок/перебуриваний, а также в научном обосновании механизма работы телеметрических и роторных управляемых систем в совершенствовании технологии проводки сложнопрофильных скважин.

Практическая значимость работы заключается в следующем:

1 Разработаны и внедрены СТ-06-00-2.2-01 «Бурение горизонтальных скважин» [34], МУ-06-00-02.1-01 «Бурение боковых стволов на нефтяных и газовых скважинах» [25], РИ-06-00-2.6-01 «Предупреждение аварий при бурении скважин» [29], РИ-6.4-00-00-02 «Проектирование траекторий стволов и сопровождение бурения скважин и боковых стволов» [31], РИ-06-00-2.15-01 «Порядок согласования компоновок низа бурильной колонны при бурении скважин» [27], РИ-06-00-2.9-01 «Порядок учёта работы долот и ГЗД» [30], РИ-6.4-

00-00-02 «Проектирование траекторий стволов и сопровождение бурения скважин и боковых стволов» [31]. РП-04-02-07-01 «Организация работ по геологическому сопровождению бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов» [33], РИ-06-00-2.13.01 РИ "Разработка технологических карт строительства скважин" [26]. В приложении А приведена справка о внедрении в руководящие документы. В приложении Б приведена справка о внедрении на скважинах с их списком. Результаты работы используются в учебном процессе ФГБОУ ВО «УГНТУ» при подготовке бакалавров и магистров, обучающихся по направлению подготовки 21.04.01 «Нефтегазовое дело» по дисциплине «Технология бурения скважин».

2 Впервые в промысловых условиях внедрена комплексная технология проводки скважин сложного профиля при использовании телеметрических и роторных управляемых систем, включающая в себя точный контроль соответствия плановой и фактической траектории, оптимальный возврат при отклонении (минимальное расстояние до возвращения и строгое соответствие параметров кривизны в этой точке), и дальнейшее соблюдение плана.

3 В промысловых условиях подтверждены расчетные радиусы и интенсивности искривления ствола скважины, основанные на технических характеристиках роторных управляемых систем с учётом механических свойств горных пород.

4 Впервые на месторождениях ПАО АНК «Башнефть» произведено успешное внедрение роторного управляемого бурения на двадцати восьми скважинах месторождения Р. Требса, восьми скважинах месторождения им. А. Титова, шестидесяти скважинах Соровского месторождения, трех скважинах Тортасинского месторождения, одной скважине Арланского месторождения, одной скважине Четырманского месторождения, реализованного при бурении горизонтальных скважин за счёт следующих технико-технологических решений: технологическое проектирование и сопровождение бурения скважин, определение расчетной интенсивности искривления с роторной управляемой системой, калибратор-центратор гидравлический (КЦГ), технологическое проектирование и

сопровождение бурения скважин, геологическое проектирование и сопровождение бурения скважин (геонавигация) по данным каротажа в процессе бурения.

Методология и методы исследования

Методология исследования заключается в анализе теории и практики направленного бурения с выявлением направлений совершенствования технологии проводки скважин сложного профиля, формулировании научной гипотезы с последующим теоретическим и экспериментальным подтверждением полученными в процессе исследования результатами.

Методы исследования и решения поставленных в работе задач, основаны на теоретическом и экспериментальном изучении закономерностей проводки сложнопрофильных направленных и горизонтальных скважин, статистической обработке промысловых данных, промысловых исследованиях с использованием современных методик и приборов.

Положения, выносимые на защиту

1 Комплексная технология проводки скважин сложного профиля с использованием телеметрических и роторных управляемых систем.

2 Методика расчета радиуса и интенсивности искривления ствола скважины при работе роторных управляемых систем с учётом их характеристик и свойств горных пород;

3 Роторная управляемая система «КЦГУ-Калибратор центратор гидравлический управляемый» с гидромеханическим приводом, обеспечивающим дискретный характер управления траекторией.

Соответствие паспорту специальности

Тема работы и содержание исследований соответствуют паспорту специальности 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин», а именно пункту 5 «Моделирование и автоматизация процессов бурения и освоения скважин при углублении ствола, вскрытии и разобщении пластов, освоении продуктивных горизонтов, ремонтно-восстановительных работах, предупреждении и ликвидации осложнений».

Степень достоверности и апробация результатов работы

Достоверность результатов работы обеспечивается используемыми в ней современными методами исследований (аналитическое и компьютерное моделирование, проектирование на ЭВМ, промысловые исследования), точностью статистической обработки экспериментальных данных, сходимостью аналитических и экспериментальных данных, результатами опытно-промысловых работ.

Основные положения диссертационной работы докладывались и получили положительную оценку: на научно-технических конференциях аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа, 2002-2006г. [9, 10, 11]; международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин» - Уфа, декабрь 2005г. [12, 13, 14]; научно-технической конференции "Проблемы геологии, геофизики, бурения, добычи нефти и экономики" НПО «Геофизика». Уфа, 2006 [18, 19, 21]; научно-технических конференциях молодых ученых ООО «БашНИПИнефть». - Уфа, 2008-2009гг. [4, 5]; научно-технической конференции молодых специалистов ООО «Башнефть-Добыча». - Уфа, 2012г.; научно-техническом конкурсе работ ОАО АНК «Башнефть» в номинациях «Лучший проект года», «Лучший проект в области разведки и добычи нефти». - Уфа, 2014, 2015, 2016 гг.; Российской технической нефтегазовой конференции и выставке БРБ по разведке и добыче, Москва, 2014г. [17]; научно-технической конференции «Управление проектами в нефтегазовой и нефтехимической отраслях» - Уфа, 2016г.; XXVIII Международной научно-практической конференции «Приоритетные направления развития науки и технологий» - Тула, 2020г.

Публикации

По теме диссертации опубликованы: 23 научные работы, в т.ч. 3 статьи в изданиях, включённых в перечень ведущих рецензируемых научных изданий ВАК Министерства науки и высшего образования РФ и 1 патент на изобретение РФ [1-23].

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка сокращений и условных обозначений, списка литературы из 209 наименований и приложений. Изложена на 179 страницах машинописного текста, включает 72 рисунка, 19 таблиц, 2 приложения.

Автор выражает глубокую благодарность за помощь коллективу кафедры БНГС ФГБОУВО УГНТУ - научному руководителю к.т.н., профессору Л.М. Левинсону; д.т.н., профессору, заведующему кафедрой Р.А. Исмакову; д.т.н., профессору А.Р. Хафизову; к.т.н., доценту Р.А. Мулюкову; д.т.н., профессору Ф.А. Агзамову; д.т.н., профессору Г.В. Конесеву; к.т.н., доценту Г.К. Чуктурову. (д.т.н., профессору Л.А. Алеосееву; к.т.н., доценту Акбулатову Т.О.

Глава 1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВОДКИ СКВАЖИН СЛОЖНОГО ПРОФИЛЯ

1.1 Анализ традиционной технологии управления искривлением скважин.

Недостатки технологии, обоснование необходимости внедрения ТС

Накоплен большой опыт управлением искривлением скважин с использованием традиционных методов, изложенных в работах [68-196].

Качество управления искривлением скважин зависит от многих факторов, основные из которых выявлены при проводке скважин:

1 Литология, твердость и углы залегания горных пород;

2 Точность измерения глубины скважины;

3 Точность соблюдения зенитного угла скважины;

4 Точность соблюдения азимутального угла скважины;

5 Точность соблюдения пространственной интенсивности искривления ствола скважины;

6 Как следствие точность соблюдения плановой траектории;

7 Точность корректировки при отклонении от плановой траектории для возвращения на проект в необходимой точке;

8 Постоянный контроль траектории.

При использовании традиционных методов управления искривлением скважин без использования телеметрических систем точное соблюдение вышеуказанных требований затруднено или невозможно.

Управление искривлением скважин с использованием телеметрических систем, в сравнении с традиционной технологией проводки, имеет значительные преимущества, выявленные при проводке скважин:

1 Уменьшение количества спуско-подъемных операций;

2 Кратное снижение затрат на ориентирование инструмента;

3 Исключение необходимости спуска инклинометров для определения ориентации инструмента, а также промежуточной инклинометрии для определения положения ствола скважины;

4 Значительное повышение точности ориентирования отклонителя по данным телесистемы;

5 Значительное повышение точности проводки относительно плановой траектории за счёт частого и точного измерения зенитного угла и азимута скважины;

6 Снижение риска осложнений и аварий при проводке скважины;

7 Точная корректировка при отклонении от плановой траектории для возвращения к проекту в необходимой точке;

8 Постоянный контроль траектории со снятием статических и динамических замеров.

Ввиду указанных выше причин, телеметрические системы внедрены в практику направленного бурения для соблюдения плановой траектории.

1.2 Телеметрические системы, применяемые на объектах ПАО АНК

«Башнефть»

На объектах ПАО АНК «Башнефть» применяются телеметрические системы отечественного и зарубежного производства.

На месторождениях в республике Башкортостан применяются телесистемы: БТС-172 (Петротул), Таргет и АПС (Петротул), Вектор (Башнефтегеофизика), Компас (Буринтех), ЗТС-42 КК с НДМ (ВНИИГИС-ЗТК).

На Соровском и Тортасинском месторождениях (ХМАО) применяются телесистемы: MWD (Бейкер-Хьюз), MWD 650, 350, 1200 (Халибёртон).

На месторождениях им.Р.Требса, им.А.Титова (НАО) применяются телесистемы: СлимПалс, ИмПалс (Шлюмберже).

БТС-172 (Петротул)

Телесистема БТС используется в проводке с гидравлическими забойными двигателями в геологических средах, не имеющих магнитных аномалий.

Информация передается по электромагнитному беспроводному каналу связи. БТС выпускается в модификациях, отличающихся габаритными размерами корпусных деталей скважинного прибора: БТС-172 и БТС-210 (с номинальным внешним диаметром 172 и 210 мм соответственно).

БТС применяется при следующих операциях турбинного и роторного бурения:

- измерение параметров ствола скважины (зенитный угол, азимут) в статике и в динамике;

- ориентирование отклонителя для изменения зенитного угла и азимута ствола скважины;

- измерение естественного гамма излучения при наличии гамма модуля;

- измерение температуры;

- измерение вибрации.

Рисунок 1.1 - Общий вид с разрезом телеметрической системы БТС-172

Таргет (Петротул)

Модули инклинометрические комплекса направленного бурения «Таргет» (далее -модули) предназначены для измерений азимута и зенитного угла ствола горизонтальной или наклонно-направленной скважины и угла установки отклонителя бурового инструмента. Принцип действия модулей основан на измерении в скважине в трех направлениях, с помощью трех ортогонально установленных акселерометров, значений проекций вектора силы тяжести на ось

чувствительности акселерометра и измерениях в трех направлениях, с помощью трех феррозондов, проекций вектора напряженности естественного магнитного поля Земли на ось чувствительности. На основании этих измерений вычисляются азимутальный и зенитный углы скважины, а также угол установки отклонителя.

Передача информации с модулей осуществляется по внутренним проводам в комплексе направленного бурения «Таргет», а на поверхность от комплекса по электромагнитному или импульсно-гидравлическому каналу связи.

Рисунок 1.2 - Общий вид модулей инклинометрических комплекса направленного

бурения «Таргет»

АПС ШуреШот (Петротул)

АПС ШуреШот является телеметрической системой с гидравлическим каналом связи.

Телеметрическая система «АПС ШуреШот» в сочетании с роторным пульсатором второго поколения обеспечивает надежное телеметрическое сопровождение при наклонно направленном бурении и позволяет получать точные значения параметров кривизны ствола скважины.

Уникальный модуль управления питанием АПС позволяет эксплуатировать систему с двойным комплектом батарей или комбинацией электропитания от батарей APS турбинного генератора.

Компоновка ШуреШот MWD в неизвлекаемом исполнении, Рисунок 1.3. Возможные используемые диаметры 89 мм (3,5), 121мм (4,85), 171мм (6,75), 203 мм (8), 241мм (9,5).

Компоновка ШуреШот LWD в неизвлекаемом исполнении, (Рисунок 1.4) Возможные используемые диаметры 89 мм (3,5), 121мм (4,85), 171мм (6,75), 203 мм (8).

Наземное оборудование АПС, (Рисунок 1.5) имеет возможности отображения и регистрация данных, передачи данных на удаленный компьютер (заказчика), беспроводной передачи данных на пульт бурильщика, программировать прибор.

Рисунок 1.3 Компоновка ШуреШот MWD в неизвлекаемом исполнении

Рисунок 1.4 Компоновка ШуреШот LWD в неизвлекаемом исполнении

Рисунок 1.5 Наземное оборудование АПС

Компас (Буринтех)

В основу конструкции скважинного прибора телеметрических систем с гидравлическим каналом связи «Компас» положены 6 основных взаимозаменяемых модулей:

- модуль извлечения телесистемы;

- батарейный модуль;

- навигационный модуль (инклинометр);

- передающий модуль (пульсатор);

- модуль гамма-каротажа;

- соединительные модули (центраторы). Основными преимуществами телесистемы являются:

- извлекаемость забойных модулей в случае проведения аварийных работ; низкое энергопотребление, что обеспечивает максимальный срок службы

батарейных элементов (от 300 до 400 часов работы в режиме циркуляции);

- небольшая продолжительность полного технического обслуживания (3 часа) благодаря применению современных материалов и технологий, минимальные затраты на ремонт и обслуживание;

- работа при высоком содержании кольматирующих добавок (до 112,5 кг/м3) и песка (до 1,5%);

- настройка амплитуды создаваемого импульса с помощью выбора клапанной пары в широком диапазоне расхода от 3 до 75 л/с.

Принципиальным преимуществом данной системы является то, что в конструкции скважинного прибора заложены идентичные модули системы с гидравлическим каналом связи за исключением передающего (пульсатора).

Рисунок 1.6 - Общий вид телесистемы Компас

СлимПалс (Шлюмберже)

Измерения зенитного угла, положения отклонителя и гамма-каротаж во время бурения. Прибор СлимПалс передает измерения зенитного угла, азимута, положение отклонителя, гамма-каротажа, ударных нагрузок на КНБК.

Гидравлический канал связи имеет преимущества: высокую скорость передачи данных, сильный сигнал передачи и способность самовысвобождения модулятора сигнала из состояния «заклинивания». Эти преимущества обеспечивают надежную передачу сигнала в сложных геологических условиях.

Извлекаемая телесистема сокращает риск потери прибора в скважине. Возможность извлечения телесистемы с помощью кабеля в случае аварии является одним из главных преимуществ.

Рисунок 1.7 - Общий вид с разрезом телеметрической системы Слимпалс

ИМПалс (Шлюмберже)

Инклинометрия, гамма-каротаж и электромагнитный каротаж УЭС во время бурения. Прибор ИМПалс — это комплекс с интегрированной телеметрией и зондом каротажа ВИЗИОН 475 в одной УБТ. Данные передаются со скоростью 0,5 — 6 бит/сек, с помощью компрессии данных — до 70 бит/сек.

Прибор ИМПалс передает надежные и точные измерения для бурения любых видов скважин — ориентированный гамма-каротаж, 10 разноглубинных зондов электромагнитного каротажа (5 по разнице фаз и 5 по затуханию амплитуды), положение отклонителя, инклинометрию.

Прибор ИМПалс может использоваться в комбинации с датчиком давления (VPWD). Датчик давления VPWD для внутритрубного и затрубного давления внутри имеет батарею, используемую для получения данных во время спуско-подъемных операциий. Прибор также может быть использован вместе с прибором нейтронно-плотностного каротажа для полной оценки пород в режиме реального времени.

Рисунок 1.8 - Общий вид с разрезом телеметрической системы ИМПпалс

ЗТС-42 КК с НДМ (ВНИИГИС-ЗТК)

Недостатком всех телеметрических систем является непромер величиной 15 - 20 м. То есть значения зенитного угла, азимута и отклонителя получаем выше долота. Информация, необходимая для вскрытия проектного горизонта скважиной в заданной точке пространства, поступает с датчиков, расположенных на поверхности земли или на расстоянии 15 м от долота. С целью уточнения

замеров разработан наддолотный переводник, который установлен непосредственно над долотом.

Модуль НДМ - малогабаритная система, информация с которой передаётся на основную телесистему, а затем полный пакет данных - на поверхность. Наддолотный модуль предназначен и для использования его в качестве автономного прибора связи с телеметрией, оснащенной гидравлическим каналом связи.

Надолотный модуль предназначен для измерения технологических и геофизических параметров в процессе бурения гидравлическими забойными двигателями и передачи информации по беспроводному электромагнитному каналу связи на материнскую телесистему типа ЗТС-42 ЭМ-М, ЗТС-42КК. Особенности и преимущества:

- осуществляет измерения непосредственно около долота;

- позволяет оперативно корректировать режим бурения скважины;

- повышает качество проводки скважины;

- повышает достоверность измерения технологических параметров.

Таблица 1.1 - Технические характеристики НДМ-ЭМ

Диапазон измерений

Зенитный угол, град Уровень вибраций, м/с 0 - 180±0,2 0 - 100

Обороты долота, об/мин 0 - 300±10%

Осевая нагрузка на долото, кН: - наружный диаметр модуля 102 мм - наружный диаметр модуля 150 мм 0 - 100±10% 0 - 400±10%

Давление, МПа 0 - 40 ±10%

ГК, мкР/ч 1 - 100±15%

Максимальная рабочая температура, 0С 120

Максимальное гидростатическое давление, МПа 40

Тип присоединительных замковых резьб З-76; З-117

Габаритные размеры, мм Диаметр Длина 102;150 не более 600

Масса, кг 20

Комбинация измеряемых параметров определяется Заказчиком

Рисунок 1.9 - НДМ (слева-общий вид, в центре-схема работы НДМ, справа-состав КНБК и работа электромагнитного канала связи

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Хасанов Ренат Асхадович, 2021 год

\ /

\ У

--

о ш

ь

о г

10 12 14 16 1* Боковая сила, кгсум

20

22

24

26

Рисунок 2.20 - Боковые силы на стенки скважины для всех операций

Рисунок 2.21 - Давление в открытом стволе

Рисунок 2.22 - Скорость потока

Рисунок 2.23 - ЭЦП по вертикали

Рисунок 2.24 - ЭЦП по стволу

Рисунок 2.25 - Потери давления на трение

Рисунок 2.26 - Концентрация шлама

Рисунок 2.27 - Давление циркуляции

Рисунок 2.28 - Диаграмма очистки ствола

2.6.2 Стабилизатор СТАБ-3/215 с гидромеханическим приводом управления с

гидравлическим расчётом работы

В настоящее время ООО «БашНИПИнефть» разработана конструкторская документация на стабилизатор СТАБ-3/215. В связи со сложностью отдельных узлов, размещение заказа на изготовление изделия планируется произвести на заводе ЗАО «СКБ» (входит в ОАО «Мотовилихинские заводы» г. Пермь) с заключением Договора на разработанное оборудование между ООО «БашНИПИнефть» и ЗАО «СКБ» на паритетных условиях.

Предназначение устройства СТАБ-3/215 аналогично ранее рассмотренному устройству КЦГУ-215, однако его применение ограничено турбинным способом бурения.

Принцип работы устройства заключается в гидромеханической передаче усилия на выдвижные элементы калибрирующего устройства с целью изменения его наружного диаметра. Передача усилия на выдвижные элементы устройства осуществляется с помощью механического воздействия подвижной втулки на лопасти стабилизатора и ее фиксации в текущем положении путем создания гидравлического давления во внутритрубном пространстве бурильной колонны.

Продольный разрез устройства СТАБ-3/215 показан на Рисунке 2.29 и содержит следующие элементы:

1 - пластинчатая пружина; 2 - ограничитель выдвижения лопасти; 3 -лопасть; 4 - толкатель; 5 - подвижная втулка; 6 - шпонка; 7 - втулка шарового замка; 8 - стопорный винт; 9 - подвижная втулка устройства; 10, 11, 12 - нижнее, промежуточное и верхнее седла шара шарового замка; 13 - шаровый запорный элемент; 14 - затворная втулка; 15 - наружная пружина (демпфер); 16 - полый шток; 17 - возвратная пружина затворной втулки; 18 - плунжер; 19 -фиксирующий срезной элемент.

Управляемый стабилизатор СТАБ-3/215 может принимать 3 положения (режима) выдвижных лопастей:

- Режим 1 - «нулевое» положение - лопасти стабилизатора не выдвинуты (наружный диаметр 190 мм);

- Режим 2 - «промежуточное» выдвинутое положение лопастей, соответствующее диаметру стабилизатора - 200 мм;

- Режим 3 - «максимальное» выдвинутое положение лопастей, соответствующее диаметру стабилизатора - 215 мм.

Управляемый стабилизатор СТАБ-3/215 работает в составе забойной управляемой системы и аналогичен управляемому калибратор-центратору КЦГУ-215, но предназначено для турбинного бурения. В Таблице 2.9 приведены основные технические характеристики устройства.

Таблица 2.9 - Технические характеристики устройства СТАБ-3/215

Наименование основных параметров СТАБ-3/215

Минимальный наружный диаметр в транспортном (сжатом) положении, мм 190

Максимальный наружный диаметр по выдвижным элементам в рабочем положении, мм 215

Длина, мм 2325

Внутренний проходной диаметр, мм 50

Присоединительная резьба 3-133

Максимальное радиальное усилие выдвижения каждой из 6-ти лопастей, кгс 1500

В настоящее время завершено согласование условий договора между проектным институтом ООО «БашНИПИнефть» и предприятием ЗАО «СКБ», входящим в состав ОАО «Мотовилихинские заводы», на предмет совместного проведения ОПР по внедрению разработанного оборудования КЦГУ (СТАБ-3).

Рисунок 2.29 - Продольный разрез управляемого стабилизатора СТАБ-3/215

2.6.3 Выводы по КЦГ

Стоимость разработанного оборудования за счет простоты конструкции и надежности в эксплуатации, кратно ниже, чем у зарубежных аналогов и позволяет устранить главные недостатки зарубежных роторных управляемых систем -высокую стоимость и зависимость от сервисной компании. При положительном результате проведения промысловых испытаний данная технология найдет широкое и повсеместное применение.

Применение калибратора-центратора КЦГ-126 для бурения боковых и горизонтальных стволов позволяет повысить качество проводки и крепления стволов, за счет надежной изоляции пластов.

Для скважин с высокими требованиями к качеству ствола скважины, протяженными участками стабилизации или малоинтенсивного набора зенитного угла рекомендуется к использованию эффективный и недорогой калибратор-центратор гидравлический (КЦГ).

Для управления траекторией ствола скважины при роторном бурении без использования телеметрии нами предложена конструкция калибратора-центратора гидравлического (патент РФ №2441130 от 27.01.2012 «Калибратор-центратор гидравлический (КЦГ)»).

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, к опорным, центрирующим, калибрующим устройствам бурильной колонны для управления траекторией скважины путем изменения геометрии КЦГ и калибрования стенок ствола.

Предлагаемая концепция внедрения забойных управляемых систем, включающая элементы управления компоновкой КЦГУ (СТАБ-3) в сочетании с эффективным буровым оборудованием за счет «управляемости» забойной компоновки, позволяет сократить сроки бурения направленного ствола;

Стоимость разработанного оборудования за счёт простоты конструкции и, соответственно, сервисных услуг ожидается кратно ниже, чем у зарубежных

аналогов, что дает основание считать, что данная отечественная технология найдет широкое и повсеместное применение;

Применение наддолотного калибратор-центратора КЦГ-126 для бурения боковых стволов позволит повысить качество проводки и крепления боковых стволов, за счет увеличения диаметра ствола.

Расчетные значения параметров работы компоновок ЗУС в Таблице 3.5 имеют высокую сходимость со смоделированными результатами в программном обеспечении «Бурсофтпроект». Моделирование показывает работоспособность и эффективность КНБК с КЦГУ.

Экономический эффект от внедрения КЦГ на типовой сложнопрофильной скважине складывается из устранения как минимум двух спуско-подъемных операций для настройки характеристик КНБК по управлению траекторией на устье скважины длительностью 24 часа или 1 сутки каждая (2 часа промывка на забое, 10 часов подъем КНБК, 2 часа разборка/сборка КНБК, настройка характеристик, 9 часов спуск на забой, 1 час промывка на забое) при стоимости суток бурения с учетом ставки бурового подрядчика и других подрядчиков 980000 рублей/сутки:

Экономический эффект=980000 рублей/сутки х 2 суток= 1960000 рублей.

2.7 Обоснование рабочей гипотезы

Основное назначение телеметрических систем в наклонно-направленном и горизонтальном бурении - инклинометрические замеры (азимут, зенитный угол, угол установки отклонителя); измерение технологических параметров - осевая нагрузка на долоте, давление и температура в скважине, крутящий момент забойного двигателя; а также параметров, характеризующих геологическое строение - радиационный каротаж, ГГК, НГК, электрокаротаж для определения геологического строения пласта, учёта геолого-технических условий, положения КНБК элементов залегания горных пород, границ разделения пластовых флюидов.

Новые технологии горизонтального и многозабойного бурения предусматривают обязательное использование телеметрических систем для качественной проводки траектории ствола. Практика показала, что без использования телеметрических систем строительство сложных видов наклонно-направленных и горизонтальных скважин с большим отходом невозможно из-за высоких требований к траектории ствола и высокой аварийности при использовании автономных приборов.

Анализ материалов по пробуренным скважинам на месторождениях ПАО АНК «Башнефть» показывает недостатки внедрения технологии направленного бурения с применением современных телеметрических и роторных управляемых систем: отклонения от плановой траектории при проводке, непопадание в круг допуска, выход из коридора бурения горизонтального ствола из-за устаревших методов использования телеметрии, несвоевременной поверки, обслуживания, низкой точности приборов, неверных способов измерений.

Соблюдение предложенной технологии позволяют реализовать следующую рабочую гипотезу: «Методически верное (согласно СТ-06-00-2.2-01, МУ-06-00-02.1-01, РИ-06-00-2.6-01, РИ-6.4-00-00-02, РИ-06-00-2.15-01, РИ-06-00-2.9-01, РИ-6.4-00-00-02, РП-04-02-07-01, РИ-06-00-2.13.01) использование возможностей телеметрических систем и роторных управляемых систем при постоянной оптимизации режимных параметров бурения, с учётом геолого-технических условий, позволяет проводить сложно-профильные скважины без отклонений от плановой траектории, заданного коридора проводки, сроков строительства скважин».

2.8 Выводы по главе 2

Проанализированы результаты бурения с телеметрическими системами при строительстве наклонных, горизонтальных скважин на месторождениях ПАО АНК «Башнефть». Показаны пути совершенствования, позволившие устранить недостатки и недоработки при внедрении:

1 Необходима регулярная поверка и тестирование телеметрии;

2 При отклонении от плановой траектории необходима незамедлительная корректировка фактической траектории;

3 Требуется повышение точности измерения меры инструмента, перезапись гамма-каротажа для увязки с данными ГИС, либо телеметрии на предшествующих рейсах;

4 Обязательное прогнозирование положения ствола скважины на забое и далее, учёт тенденции роторного бурения, подбор КНБК под геолого-технические условия бурения месторождений ПАО АНК «Башнефть»;

5 Требуется снижение затрат на направленное бурение, увеличение механической скорости бурения, рост надежности оборудования;

6 Снижение интенсивности искривления за счёт отсутствия отклонений фактической траектории от плановой;

7 Требуется снижение временных затрат на направленное бурение, ускорение прохождения интервалов пород, склонных к осложнениям;

8 Необходимо использование всех возможностей телеметрических систем, таких как динамические замеры, высокоскоростная передача, оптимальная частота передачи данных, снятие замера до наращивания при выключении насосов и т.д.

Проанализированы результаты роторного управляемого бурения при строительстве горизонтальных скважин на месторождениях ПАО АНК «Башнефть». Показаны пути совершенствования, позволившие устранить недостатки и недоработки при внедрении:

1 Необходимо обязательное использование силового верхнего привода с высокой частотой вращения до 200 об/мин, высокопроизводительных буровых насосов с плавной регулировкой расхода для управляемости компоновки, повышенная нагрузка на долото и увеличенная частота вращения;

2 Необходимо обеспечить приемлемое состояние ствола скважины и качество бурового раствора для предотвращения прихвата с оставлением дорогостоящего оборудования;

3 Необходим подбор и адаптация оборудования для соблюдения плановой траектории без нарушения коридора бурения ПАО АНК «Башнефть» ±1м по вертикали вниз/вверх от плановой траектории;

4 Требуется снижение стоимости эксплуатации и упрощение конструкции РУС, снижение вероятности отказа системы с обязательным подъемом для замены;

5 Необходимо достаточное количество РУС в регионе, исключение задержек в поставке систем на удаленные объекты, слаженная логистика;

6 Недопустимы отказы управляющих элементов РУС с критическим отклонением от траектории и необходимостью перебуривания части ствола скважины, обязательны предрейсовый осмотр и тестирование;

7 Необходим учёт вероятности механической заклинки РУС в интервалах сужений и изгибов ствола скважины;

8 Необходимо снижение риска повреждения РУС при разбуривании цементного стакана, технической оснастки обсадной колонны за счёт выбора оптимального режима, либо замены на неуправляемую роторную КНБК;

9 Предупреждены отказы коммуникации между элементами РУС, необходимость подъема для замены за счёт качественной подготовки к рейсу;

10 Сокращение длительности передачи управляющих команд с устья до РУС за счёт использования модуля, передающего команды с поверхности;

11 Требуется увеличение максимальной интенсивности набора зенитного угла до 3 град/10м для бурения участков с интенсивным набором параметров;

12 Учёт высоких требований РУС к качеству бурового раствора, системе очистки, ограничения в использовании кольматирующих добавок.

Разработать и внедрить в производство через нормативную документацию рекомендации по совместному использованию отечественных и зарубежных технологий с целью снижения затрат на направленное бурение для буровых организаций и персонала, непосредственно выполняющего работы по направленному бурению с использование телеметрии.

ГЛАВА 3 ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВОДКИ СКВАЖИН СЛОЖНОГО ПРОФИЛЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ И РОТОРНЫХ УПРАВЛЯЕМЫХ СИСТЕМ

3.1 Проектирование скважин сложного пространственного профиля с

большими отходами

Групповыми рабочими проектами предусматривается бурение скважин с кустовых площадок, поэтому скважины по профилю будут наклонно направленными и с горизонтальным окончанием. На основании проведенного анализа промысловых материалов бурения ННС в ПАО АНК «Башнефть» рекомендуется использовать четырехинтервальный Б-образный профиль:

- вертикальный участок;

- участок набора зенитного угла в заданном направлении;

- участок естественного снижения зенитного угла;

- участок стабилизации для установки ГНО.

Для скважин на проектный пласт Э1-1 рекомендуется применить Ь-образный профиль, состоящий из :

- вертикального участка;

- участка набора зенитного угла в заданном направлении;

- участка стабилизации с зенитным углом не более 60°.

Для бурения ГС рекомендуется использовать пятиинтервальный профиль:

- вертикальный участок;

- участок набора зенитного угла в заданном направлении;

- участок стабилизации;

- участок набора зенитного угла для выхода на горизонталь;

- горизонтальный участок.

Горизонтальный ствол проводится в пределах залегания продуктивного пласта. Ствол может быть как нисходящим (пересекает пласт от кровли к подошве), так и восходящим (от подошвы к кровле пласта) при зенитных углах а

близких к 90°, а также волнообразной формы.

Для уменьшения вероятности осложнения ствола скважины в интервале тимано-саргаевского горизонта, склонного к осыпям горной породы, данный интервал (3869-3958 м по вертикали) следует проходить при зенитных углах не более 67-70°.

Для бурения БС на месторождении им. Р.Требса рекомендуется использовать четырёхинтервальный профиль:

- участок зарезки (длиной 5-15 м, служит для обеспечения отхода от колонны и создания возможности работы телесистем и забойных двигателей);

- участок набора угловых параметров и выход на проектный азимут;

- участок стабилизации;

- участок естественного снижения зенитного угла.

Клин отклонитель на бурильных трубах спускают на заданную глубину и с помощью геофизической аппаратуры устанавливают в заданном направлении в необходимом интервале. Затем через гидросистему в якорь отклонителя нагнетают жидкость, под давлением которой якорь раздувается и жестко фиксирует отклонитель в обсадной колонне. Под действием натяжения колонны бурильных труб срезается транспортный винт, которым крепился фрезер к клину. Затем начинается фрезерование окна и зарезка бокового ствола.

Участок забуривания нового ствола выбирается в устойчивой части разреза. Забуривание нового ствола должно осуществляться на 30-50 м выше кровли или на 10-20 м ниже подошвы неустойчивых пород. В интервале забуривания дополнительного ствола необходимо отсутствие в разрезе водонасыщенных пластов. Для вырезания обсадной колонны выбирают участки ствола скважины с наличием цементного камня за обсадной колонной и с хорошим сцеплением цемента. Отклонитель устанавливается между муфтами обсадной колонны.

При проектировании профиля каждой конкретной скважины должны учитываться требования эксплуатации глубинно-насосного оборудования, в том числе и импортных насосных установок.

Обязательным условием является то, чтобы в интервале установки глубинного насосного оборудования интенсивность искривления по зенитному углу составляла не более 0,3°/10 м, а максимальный зенитный угол не должен превышать 40°. Допустимая интенсивность пространственного искривления ствола скважины в интервале набора и корректирования угла искривления не должна превышать 2° на 10 м, на участке стабилизации пространственного угла 4° на 100 м.

При наличии неустранимых имеющимися средствами осложнений ствола (уступы, каверны), мешающих беспрепятственному спуску контрольных компоновок, расчетный профиль скважины может быть изменен - изменена интенсивность искривления, выбраны иные интервалы набора зенитного угла и др. Возможность внесения изменений в профиль скважины имеется.

Рекомендованная интенсивность искривления позволяет использовать без ограничений стандартные КНБК как с применением полноразмерных забойных двигателей, так и при роторном способе бурения.

Предусматривается применение технических средств и технологии специализированных на бурении наклонно направленных скважин сервисных предприятий или собственной специализированной службы бурового предприятия.

Управление траекторией и необходимые корректировки производятся с постоянным использованием современных средств управления отклонителями-телеметрическими системами как отечественного так и зарубежного производства, позволяющих получать устойчивый и надёжный сигнал с больших глубин. После окончания бурения бокового ствола производится комплекс геофизических исследований.

При проектировании и строительстве скважин необходимо предусмотреть мероприятия технического и технологического характера для предотвращения пересечения с ранее пробуренными стволами. Эти мероприятия регламентируются «Инструкцией по бурению наклонно направленных скважин в Башкирии» (Стандарт Технический Общества 03-144-90), СТ-06-00-2.2-01

«Бурение горизонтальных скважин», МУ-06-00-02.1-01 «Бурение боковых стволов на нефтяных и газовых скважинах», РИ-6.4-00-00-02 «Проектирование траекторий стволов и сопровождение бурения скважин и боковых стволов». Расстояние по вертикали между устьями соседних скважин должно быть:

- если разность в азимутах забуривания менее 10°, то не менее 30 м;

- при разности 10 - 20° в азимутах забуривания не менее 20;

- не менее 10 м при разности более 20°.

3.2 Методика технологического проектирования траекторий стволов и

сопровождения бурения скважин

Функционально проектирование стволов скважин и сопровождение бурения скважин разделяют на технологическое проектирование и сопровождение бурения, а также геологическое проектирование и сопровождение бурения скважин. Проектирование стволов скважин дает результат в виде согласованной траектории ствола скважины, соответствующей техническому заданию на ее разработку. Сопровождение бурения скважины позволяет обеспечить качественную реализацию траектории ствола скважины с целью достижения высокой эффективности результатов бурения.

Разработанная методика технологического проектирования и сопровождения бурения позволила решить следующие задачи:

1 Проектирование технологически выполнимых траекторий стволов скважин и БС;

2 Минимизация рисков неисправимых отклонений фактических стволов скважин от плановых траекторий, приводящих к ликвидации и перебуриванию части ствола скважины;

3 Минимизация рисков, связанных с авариями и браками при проводке траекторий стволов скважин;

4 Создание единой базы применяемых КНБК, позволяющей впоследствии оптимально подбирать конфигурацию КНБК для эффективного бурения в

отдельно взятом разрезе на отдельно взятом месторождении;

5 Оперативное реагирование на изменение геологических условий, позволяющее в кратчайшие сроки скорректировать траекторию ствола скважины для достижения геологических целей бурения;

Оптимизация процесса бурения, путем подбора режимов бурения и СПО.

Геологическое проектирование и сопровождение бурения позволяет решить следующие задачи:

1 Обеспечение контроля выработки запасов и вовлечения в разработку остаточных извлекаемых запасов, не вырабатываемых существующим фондом скважин, путем бурения ГС или БГС;

2 Создание целостного и достоверного представления о геологическом строении участка залежи, на котором планируется бурение;

3 Выбор оптимальной траектории горизонтального участка скважин (боковых стволов);

4 Минимизация геологических рисков при проводке горизонтальных участков;

5 Планирование и оптимизация сопутствующих ГТМ.

Проектирование траекторий стволов до начала бурения скважины

1 Перед началом бурения скважины Геологическая служба Заказчика предоставляет Менеджеру по геологии координаты устья планируемой скважины. Подрядчик по моделированию предоставляет Менеджеру по геологии актуализированную геолого-гидродинамическую модель, где планируется бурение скважины. Их передача и экспертиза осуществляется в соответствии с Регламентом процесса «Создание и экспертиза геолого-гидродинамических моделей нефтяных, газовых и газонефтяных месторождений и секторов» На основании полученных данных, Менеджер по геологии формирует геологические цели бурения и направляет их Менеджеру по технологическому сопровождению для проектирования плановой траектории ствола скважины. Формат предоставления геологических целей бурения установлен в [31] (Приложение 1).

2 Менеджер по технологическому сопровождению запрашивает у Менеджера по геологии данные по скважинам окружения проектируемой скважины для анализа рисков пересечения плановой траектории с ранее пробуренными стволами скважин. В данный анализ включаются:

- Все скважины, траектории которых имеют визуальные пересечения на структурном плане разработки месторождения с планируемой траекторией.

- Скважины, траектории которых находятся на расстоянии менее 200м от планируемой траектории.

- Все скважины, пробуренные с той же кустовой площадки, что и планируемая скважина.

В случае, если геологическая модель содержит не все скважины, необходимы для анализа рисков пересечения, Менеджер по технологическому сопровождению направляет запрос в Геологическую службу Заказчика о предоставлении информации о скважинах окружения в полном объеме.

3 При изменении и перепривязке проектных координат устьев планируемых и находящихся в бурении скважин, Геологическая служба Заказчика обязана в кратчайшие сроки предоставить уточненные координаты устья скважины.

Формат предоставления установлен в [31] (Приложение 5 и Приложение 6).

Для соблюдения требований информационной безопасности можно отправлять эти приложения двумя разными письмами с одинаковой темой.

В случае существенных изменений положения устья скважины, измененные геологические цели бурения, подписанные Менеджером по геологии, повторно высылаются Менеджеру по технологическому сопровождению для формирования технического задания на расчет корректировки траектории ствола скважины.

4 Менеджер по технологическому сопровождению запрашивает у работника Отдела геологического обеспечения бурения скважин и ЗБС всю необходимую информацию по стратиграфии, конструкции скважины, высоты установки скважинного оборудования.

5 На основании полученных данных, Менеджер по технологическому сопровождению формирует техническое задание (ТЗ) на проектирование

траектории ствола скважины, которое отправляет Подрядчику по наклонно направленному бурению через Заказчика - Технологическую службу Заказчика, либо напрямую. Проектирование траекторий стволов включает в себя анализ рисков пересечения, анализ нагрузок при бурении и анализ возможности спуска обсадных колонн, с помощью специализированного программного обеспечения, основываясь на технических возможностях буровой установки и бурового оборудования, с указанием использованных коэффициентов трения в открытой и обсаженной частях ствола скважины.

Требования к проектированию траекторий стволов горизонтальных скважин содержатся в Стандарте «Бурение горизонтальных скважин».

6 При разработке плановых траекторий стволов скважин, Подрядчик по ННБ должен руководствоваться принципом максимального уменьшения их протяженности и извилистости, с целью минимизации рисков в процессе бурения и при спуске обсадных колонн.

7 После получения рассчитанной траектории ствола скважины от Подрядчика по наклонно направленному бурению, Менеджер по технологическому сопровождению анализирует её на предмет выполнения требований указанных в ТЗ, а также с точки зрения безопасности бурения на основании прочностных расчетов и расчетов риска пересечения и направляет рассчитанную траекторию Менеджеру по геологии и в Технологическую службу Заказчика для параллельного рассмотрения и согласования. В случае если геологические цели бурения технически невыполнимы, Менеджер по технологическому сопровождению совместно с Менеджером по геологии оперативно корректируют геологические цели бурения [31] (Приложение 1-Формат предоставления геологических целей бурения) и, совместно с Подрядчиком по ННБ, плановую траекторию ствола скважины.

8 После согласования технической выполнимости траектории ствола скважины с Технологической службой Заказчика, Менеджер по геологии направляет траекторию ствола скважины для согласования с Заместителем директора ДРиППМ в формате предоставления расчетной плановой траектории

ствола скважины, установленном в [31] (Приложении 7).

9 После согласования с Заместителем директора ДРиППМ, траектория ствола скважины (в формате предоставления расчетной плановой траектории ствола скважины [31] (Приложение 7) направляется Менеджером по технологическом сопровождению в Геологическую и Технологическую службу Заказчика для составления Геологического проекта на бурение скважины и Индивидуальной программы работ. Данные документы должны разрабатываться в порядке и сроки, установленные в Регламенте процесса «Организация работ по бурению скважин». Перед началом работ на скважине служба по строительству скважин ДО инициирует проведение совещания "Бурение на бумаге", в соответствии с Регламентом процесса «Организация работ по бурению скважин». Во время совещания "Бурение на бумаге" Индивидуальная программа работ на по бурению скважины анализируется, обсуждается всеми приглашенными лицами. Менеджер по технологическому сопровождению обязан принимать участие в совещании "Бурение на бумаге".

3.3 Сопровождение бурения скважин с телеметрическими и роторными

управляемыми системами

Сопровождение бурения скважин - комплексный процесс, включающий в себя контроль точности и достоверности отчетности в процессе бурения скважин: инклинометрических замеров траектории ствола скважины в процессе бурения, отчета по каротажу в процессе бурения, отчета партии ГТИ, отчета по КНБК, отчетности по технологическому сопровождению процесса бурения, данных системы удаленного мониторинга процесса бурения, выявления отклонений от запланированного процесса бурения и внесения рекомендаций для их устранения. Основные составляющие процесса сопровождения бурения скважин приведены ниже.

Отчетность в процессе сопровождения бурения скважин

Для постоянного контроля процесса бурение скважины вводится обязательная отчетность. Формат отчетности Подрядных организаций представлен в Таблице 3.1.

Таблица 3.1. Обязательная отчетность при бурении скважин

Пример заполнения отчета

Наименование отчета Периодичность Примечания

Инклинометрические замеры траектории ствола скважины в процессе бурения 2 раза в сутки (6-00 и 1600 время уфимское). За 150м по длине ствола до продуктивного горизонта и в продуктивном горизонте - каждый замер Подрядчик по ННБ направляет инклинометрические замеры, включающие в себя прогноз на долото и прикидку до плановой цели (например, конец интервала набора параметров, Т1, Т2, ТЗ, выход на план и т.д.). [31] Приложении 11 [31] (Приложение 2)

Отчет по каротажу в процессе бурения (если применимо) 2 раза в сутки (6-00 и 1600 время уфимское). За 150м по длине ствола до продуктивного горизонта и в продуктивном горизонте - каждый замер Подрядчик по ННБ направляет совместно с замерами инклинометрии. Пакет данных должен включать в себя ЬА8-файл. ЬА8-формат

Отчет партии ГТИ 1 раз в сутки (6-00 время уфимское). За 150м по длине ствола до продуктивного горизонта и в продуктивном горизонте - каждый замер Направляет работник Партии ГТИ. Отчет должен включать данные шламограммы. Суточные буровые отчеты -Приложение 5 к Рабочей инструкции "Проведение

геофизических работ и геолого-технологических исследований при бурении и реконструкции скважин"

Отчет по КНБК Не позднее, чем за 1 час до начала сборки КНБК на устье Направляет Супервайзер по бурению. Спуск КНБК в скважину без согласования с менеджером по технологическому сопровождению запрещен. [31] Приложении 11 [31] (Приложение 3)

Контроль положения фактической траектории ствола скважины

в процессе бурения

1 Фактическая траектория ствола рассчитывается на основании инклинометрических замеров от показаний телесистемы. Менеджер по технологическому сопровождению бурения скважин сравнивает фактическую траекторию ствола скважины с согласованной. В случае отклонения фактической траектории от согласованной Менеджер по технологическому сопровождению оперативно анализирует возможность возвращения к плану, выдает необходимые

рекомендации по режиму бурения для возвращения на согласованную траекторию ствола скважины. В случае необходимости, согласовывает новую траекторию с текущего положения забоя скважины, позволяющую выполнить проектные решения по скважине с параметрами кривизны достижимыми для КНБК, находящейся в скважине. В случае невозможности соблюдения плановой траектории и выполнения проектных решений с КНБК, находящейся в скважине, Менеджер по технологическому сопровождению обязан остановить углубление скважины, с целью смены геометрии КНБК (изменение угла перекоса ВЗД, смена местоположения калибрующих элементов КНБК и т.д.).

2 В процессе бурения, за 150м по длине ствола до продуктивного горизонта и в продуктивном горизонте, Менеджер по геологическому сопровождению, на основании материалов каротажа в процессе бурения (LAS-формат), данных шламограммы, представленной в Отчет партии ГТИ (Приложение 5 к Рабочей инструкции "Проведение геофизических работ и геолого-технологических исследований при бурении и реконструкции скважин") и инклинометрических замеров, по положению ствола скважины определяют фактический геологический разрез и сравнивают его с ГДДМ.

3 При необходимости скорректировать согласованную траекторию ствола скважины (в случаях несоответствия ГДДМ фактическому геологическому разрезу, отсутствия продуктивного коллектора после бурения пилотного ствола или иных геологических условий бурения), Менеджер по геологическому сопровождению направляет Менеджеру по технологическому сопровождению подписанные скорректированные проектные данные по форме, установленной Приложением 1 [31]. Менеджер по технологическому сопровождению совместно с представителем Подрядчика по ННБ прорабатывает возможность бурения на новые цели, запрашивает расчет новой траектории ствола скважины с привязкой к последнему замеру и направляет его Менеджеру по геологическому сопровождению для согласования. Далее согласованная траектория ствола скважины в формате предоставления расчетной плановой траектории ствола скважины [31] (Приложение 7) доводится до представителей Подрядчика и

Заказчика, участвующих в строительстве данной скважины.

4 После проведения промежуточного комплекса ГИС, в объемах, обозначенных в Стандарте «Комплекс ГИС в необсаженных скважинах различного назначения», Менеджер по технологическому сопровождению сравнивает инклинометрические замеры ГИС с показаниями инклинометрии от телесистемы. В случае существенных расхождений между показаниями инклинометрии ГИС и телеметрии Менеджер по петрофизике и Менеджер по технологическому сопровождению совместно с Менеджером по геологии анализируют качество замеров, как комплекса ГИС, так и телеметрической системы, с целью определения причин расхождения показаний. Для этого Подрядчики по ГИС и ННБ высылают в адрес службы ЦСБС "сырые" (необработанные) данные с приборов, осуществляющих измерения в скважине, для детального анализа. В случае отсутствия неточностей в показаниях инклинометрических приборов ГИС и телесистемы за окончательные принимаются замеры ГИС, текущее положение ствола корректируется и согласовывается новая траектория, привязанная к последнему инклинометрическому замеру ГИС.

5 Для минимизации расхождений показателей глубины стволов скважины, замеренных телеметрией и сертифицированным комплексом ГИС, вследствие накопления ошибок и погрешностей в глубине по стволу, необходимо производить увязку стволов между собой путем введения условной поправки к мере инструмента. Поправка определяется путем сравнения данных каротажа сертифицированного ГИС и данных перезаписи гамма каротажа выбранного интервала (не менее 30 м).

Перезапись гамма каротажа, в скважинах с горизонтальным окончанием, для увязки с данными ГИС производится в следующих случаях:

- После срезки с пилота, перед бурением транспортного ствола.

- При отсутствии пилотного ствола перезапись делается перед участком

набора зенитного угла, после прохождения интервала под ГНО

- При смене инструмента, для бурения секции меньшего диаметра. Увязка

производится путем сравнения гамма каротажа перезаписанного интервала с каротажем, полученным при бурении, или ГИС, при наличии.

- При возникновении расхождении данных каротажа, полученных с датчиков телеметрии, и данных, загруженных в геологическую модель. Интервал перезаписи гамма каротажа выдает Менеджер по геологическому сопровождению телефонограммой, или он указывается Менеджером по технологическом сопровождению, при согласовании КНБК

После определения поправки Менеджер по геологическому сопровождению телефонограммой отправляет указание о применении поправки к мере инструмента, путем сдвига на указанную величину. Эту сдвижку необходимо применить ко всем измерениям во время бурения: текущему забою, инклинометрии, гамма каротажу, данные станции ГТИ и прочее. После применения сдвижки Подрядчику незамедлительно предоставить сдвинутые замеры и гамма каротаж для сравнения с моделью, подтверждения факта успешной сдвижки и разрешения на проведение запланированных далее работ (бурение, СПО и т.д.).

Контроль работы КНБК при бурении скважин

Все КНБК спускаемые в скважину, должны быть согласованы с менеджером по технологическому сопровождению. Согласование производится после получения менеджером по технологическому сопровождению отчета по КНБК [31] (Приложение 3).

Отчетность по технологическому сопровождению процесса бурения

В дополнение к отчетности, предусмотренной в Регламенте процесса «Организация работ по геологическому сопровождению бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов», Менеджер по технологическому сопровождению ежедневно направляет в Департамент бурения Суточный рапорт менеджера по технологическому сопровождению [31] (Приложение 4). В данном

рапорте представлены краткие данные о конструкции скважин, версии траектории ствола скважины, местоположении погружных скважинных насосов, контактных данных персонала на буровой, текущей активности на буровых, сопоставление плановой и фактической траекторий стволов скважин, компоновках низа бурильной колонны, целевых горизонтах.

Данные системы удаленного мониторинга процесса бурения

При сопровождении бурения особо значимых скважин для оперативного контроля траектории ствола скважины и технологических параметров бурения используется информационная система «Удаленный мониторинг бурения» (УМБ). Все работы с УМБ должны вестись в соответствии с Рабочей инструкцией «Эксплуатация информационной системы «Удаленный мониторинг бурения». Данная информационная система призвана реализовать контроль основных технологических параметров в режиме реального времени, что в свою очередь позволяет решить ряд технологических задач, таких как оптимизация процесса бурения, минимизация рисков осложнений и брака в процессе бурения. Основываясь на данных информационной системы удаленного мониторинга, Менеджеры по технологическому сопровождению в оперативном круглосуточном режиме ведут контроль параметров бурения и выдают рекомендации по корректировке параметров с целью оптимизации механической скорости проходки и минимизации непроизводительного времени.

3.4 Механизм взаимодействия и методы управления телеметрических и роторных управляемых систем, предложения по совершенствованию

Наибольшее распространение получили ТС с проводным, гидравлическим, электромагнитным каналом связи.

Дальнейшая классификация телеметрических систем проводится по упомянутым выше признакам: по числу регистрируемых параметров, по числу точек регистрации, по принципу работы датчиков и т.д.

Любая телеметрическая система состоит по существу из пяти частей -источника информации, передатчика, канала связи, приемника и потребителя информации.

В последнее время с увеличением количества измеряемых параметров и требований совместимости аппаратного и программного обеспечения телеметрической системы, приборов интерпретации и обработки полученных параметров появились новые требования и классификация относительно поддержки оборудования ведущих производителей.

Методы использования телеметрических и роторных системы в основном задаются их конструктивными особенностями, условиями бурения конкретных скважин, культурой производства и квалификацией персонала сервисного предприятия.

В практике часто наблюдается неправильный подбор телесистем для конкретных скважин-кандидатов, неверное использование со снижением точности и ресурса телесистем, неверная интерпретация и использование данных даже для комплексных систем телеметрии и напротив, успешная проводка стволов скважин при правильном подборе обычных телеметрических систем, системном использовании с квалифицированной интерпретацией и использованием данных.

Сложно подобрать золотую середину в диапазоне использования дешевых, либо дорогих телеметрических систем, с удовлетворительным качеством проводки ствола скважины при минимальных временных и финансовых затратах. Научная и практическая ценность работы заключается в разработке методов использования телеметрических и роторных управляемых систем, дающих в любых условиях бурения гарантированный результат качественной проводки ствола скважины при минимальных затратах.

Роторные управляемые системы, их характеристики, преимущества, недостатки, способы и перспективы использования детально рассмотрены в учебном пособии «Роторные управляемые системы» [6] и статьях [1, 2, 12, 13, 18] с участием автора.

3.5 Оптимизация проводки скважин телеметрическими и роторными

управляемыми системами

Информационному обеспечению строительства скважин посвящены следующие работы [109, 110, 145, 146, 189]. Вопросам оптимизации строительства скважин посвящены следующие работы [111, 112, 113, 119, 153, 154, 155, 167]. В связи со значительным обновлением технологии проводки скважин, необходим учёт телеметрических и роторных управляемых систем.

Важным элементом совершенствования технологии бурения в современных условиях является оптимизация проводки скважин, в т. ч. оптимизация следующих элементов по соответствующим критериям оптимизации [3, 16]:

- механической, рейсовой скорости бурения;

- проводки ствола скважины по заданной траектории;

- спуско-подъемных операций;

- распределения давления по стволу скважины при бурении и промежуточных операциях;

- очистки ствола скважины от выбуренной породы;

- в целях предотвращения осложнений и аварий, то есть своевременное обнаружение промывов инструмента,

- газонефтеводопроявления, прихватообразования для принятия соответствующих мер.

Оптимизацию процесса бурения, достигнутую за счет внедрения разработок, изложенных в диссертации, можно разделить на этапы:

1 Повышение качества строительства горизонтальных скважин и боковых стволов с горизонтальным окончанием (БГС);

2 Сокращение сроков строительства скважин и проходки за счет оптимизации профилей скважин - уменьшение проходки, технологии бурения;

3 Повышение продуктивности скважин за счет более эффективного расположения горизонтальных стволов в продуктивном пласте методами геонавигации.

В процессе реализации этапов оптимизации использовался обширный накопленный опыт проектной работы института ООО «БашНИПИнефть», производственный опыт ООО «Башнефть-Добыча», ООО «Башнефть-Полюс» и ООО «Башнефть-Бурение», отечественных и зарубежных сервисных компаний.

Работы по модернизации процесса бурения и сокращению затрат включают не только оптимизацию профилей и технологии бурения, но и ряд мероприятий по предотвращению аварий, уменьшение времени ликвидации осложнений при строительстве скважин; минимизацию непроизводительных потерь времени за счет организационно-технических решений; внедрение передовых методов работы (методики расчета, программное обеспечение, проверки и согласования документов). Проведена разработка и утверждение актуальных рабочих инструкций, методических указаний, регламентов, улучшающих этапы строительства скважины.

Выделены отдельные составляющие оптимизации технологии бурения. В процесс планирования программы буровых работ включены следующие этапы:

1 Составление технологических карт бурения скважин для месторождения или кустовой площадки;

2 Проектирование оптимальных профилей стволов скважины с учётом геологического разреза и возможностей оборудования;

3 Анализ эффективности работы долот и подбор породоразрушающего инструмента;

4 Анализ эффективности ВЗД в сочетании с долотами под определенные условий месторождений;

5 Анализ работы породоразрушающего инструмента;

6 Единообразие долотной и растворной программы;

7 Единые требования ко всем подрядчикам ННБ;

8 Подбор режима бурения для оптимального сочетания механической скорости и стойкости долота;

9 Выбор оптимального времени промывки и режима бурения;

10 Выбор оптимальных элементов компоновки низа бурильной колонны.

Важной частью работ по совершенствованию технологии бурения в современных условиях является оптимизация бурения по данным телеметрических систем.

Основными направлениями (критериями) оптимизации являются:

1 Оптимизация механической скорости бурения;

2 Оптимизация проводки ствола скважины по заданной траектории;

3 Оптимизация спуско-подъемных операций;

4 Оптимизация распределения давления по стволу скважины при бурении и промежуточных операциях;

5 Оптимизация очистки ствола скважины от выбуренной породы;

6 Оптимизация с целью предотвращения осложнений и аварий -своевременное обнаружение промывов инструмента, газонефтеводопроявления, прихватообразования для принятия мер по их предотвращению.

Наиболее перспективным из перечисленных направлений является оптимизация механической скорости бурения по данным телеметрической системы и наземных датчиков как при бурении горизонтальных скважин на месторождении им. Р. Требса. и А.Титова.

Модуль оптимизации механической скорости проходки (МСП) ROP Optimizer - модуль программы Perform Toolkit, использующий параметры бурения в реальном времени и вычисляющий оптимальные нагрузку на долото и частоту вращения бурильной колонны для увеличения механической скорости. Работа модуля основана на действии алгоритма Change Point 2 (2010г.) как математической основе для обработки данных, получаемых в режиме реального времени. Модуль отображения рекомендаций Shogun - программа для наглядного визуального отображения рекомендаций ROPO на экране бурильщика.

Алгоритм оптимизации

Вычислительный Модуль Оптимизации МСП - математический алгоритм, использующий параметры бурения в реальном времени и вычисляющий

оптимальные Нагрузку (ННД) и Количество Оборотов (КОМ) для увеличения Мех Скорости Проходки.

Поведение поликристаллического алмазного долота (англ. Polycrystallme diamond cutter - PDC) смоделировано и разделено на три этапа разрушения породы:

1-й этап - при малой нагрузке долото истирает породу;

2-й этап - выше определенной нагрузки долото режет породу;

3-й этап - после критической нагрузки накопление шлама мешает увеличению механической скорости проходки.

В соответствии с данным алгоритмом поток данных может быть обработан и разделен на серии однородных сегментов (Рисунок 3.1). При этом для прогнозирования поведения долота при изменении значений нагрузки на долото и частоты вращения бурильной колонны используются параметры самой последней однородной серии.

При получении значений, выпадающих из последней однородной серии, выделяется новая серия (новый сегмент).

Величина углубления за один оборот = механическая скорость проходки/количество оборотов в минуту

Depth of cut per revolution = rate of penetration/number of revolutions per minute

Крутящий момент долота Torque of the drilling bit

Рисунок 3.1. Алгоритм оптимизации в схематическом виде

45

40

35

о

I—

о

а-

то о

25

га sz

* СП

20

e-s

га

15

10

0

ю

50 60

80

0

40

70

90

ю(х Характеристика верхнего привода \ Top drive characteristic

v 140 150

IN)

N 130

зо Очистка ствола

. Hole cleaning

180 1 170 1

190

160

I

20

Дизайн долота

£? 30 Design of the bit 50

60- ^ 70

80 90

120 140 1150 130 I

10

40 30 20

60

10

20 Шоки/вибрации Shock/jigging

10

30

20

Id

20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Частота вращения бурильной колонны, об/мин Рисунок 3.2. Алгоритм оптимизации с учетом характеристик компоновки низа бурильной колонны, оборудования и скважины

Далее строится зависимость МСП от нагрузки и оборотов (Рисунок 3.2) с учетом ограничений по таким параметрам, как: нагрузка (дизайн долота, компоновка низа бурильной колонны), скорость вращения (вибрации, ограничения приборов), МСП (очистка ствола, интенсивность), крутящий момент (верхний привод, буровой инструмент), перепад давления (мотор).

Рекомендации в удобном графическо-цифровом виде выводятся на экран монитора инженера по направленному бурению и бурильщика (см. Рисунок 3.3).

Рисунок 3.3 - Рабочее место бурильщика и инженера по бурению с ROPO

Результаты применения программы оптимизации

Программа оптимизации ROP Optimizer используется на большом количестве скважин, причем во всех случаях, когда были применены рекомендуемые параметры, МСП улучшилась в среднем на 20-30 % (Рисунок 3.4). В России программа впервые тестировалось на Верхнечонском и Ванкорском месторождениях, в обоих удалось добиться ускорения - на 21 и 27 % соответственно.

Оптимизация спуско-подъемных операций также производится с учетом поступающих с буровой данных. Обнаружение промывов бурильной колонны производилось по зависимости давления от расхода.

Разработаны методы оптимизации очистки ствола скважины, причем отдельные факторы оптимизации объединены в матрицу оптимизации бурения (Бостонскую матрицу) (Рисунок 3.6).

§ Е vo jJ o -С

5

15 14 13 12 11 10

22:00 22:00 00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00

Время

Рисунок 3.4. Сравнение механической скорости бурения с использованием и без использования программы оптимизации: бурильщик (без использования программы): 51,60 м/2,904 ч = 17,77 м/ч; ROPO: 77,47 м/3,466 ч = 22,35 м/ч

(ускорение составило 26 %)

Разработана схема анализа режимных параметров бурения (Рисунок 3.5), в которой по определенному сочетанию параметров определяются причины такого поведения бурильной колонны и адекватные мероприятия.

Рисунок 3.5 - Анализ режимных параметров бурения

Ф

2 х= о ел

■i'i со

ф

s +J

х u

к ^

S it

^ ш со

ф

о > ^ >

п О

10 9 8 7 6 5 4 3

г

1

о

i 1

1 i ' — к

1 2 1

1 У ?

А

J 2 3

2 к.

Р

3

1

Сложно Complexly

8

Сложность внедрения Complexity of implementation

9 10

Легко Easy

l Power Drive, Vortex г Выбор винтового забойного двигателя

Selection of a downhole driLling motor з Выбор долот

Selection of drilling bits l Очистка скважины

WeLL cLeanout г Бурение и спуско-подъеиные операции

Drilling and pulling-and-running operations з Обучение персонала

Оптимизация бурения (уровень 1) Drilling optimization (level 1) HSPM, QED DOX, PTK, Petrel Оптимизация бурения (уровень 2) Drilling optimization (LeveL 2) R0P0, Shogun Управление рисками

Рисунок 3.6. Матрица оптимизации бурения (Бостонская матрица)

Проект интеграции программного обеспечения

Поскольку проектирование, сопровождение и оптимизация бурения осуществляются с применением специализированных программ разных

производителей, причем зачастую данные программы имеют разнородную структуру модулей, в т. ч. с повторением однотипных расчетов, дублированием функций, что в конечном итоге требует повторяющегося ввода исходных данных, авторами данной статьи предложена схема интеграции программного обеспечения в целях его оптимизации, представленная на Рисунке 3.5.

Возможности современных компьютеров, в т. ч. планшетов и смартфонов, позволяют производить ресурсоемкие вычисления и поддерживать работу больших баз данных, поэтому для начала было предложено широко распространённое в промышленности, но разнородное по структуре программное обеспечение компании Шлюмберже для различных сфер бурения интегрировать в:

- DOX - проектирование скважин;

- PTK - режим бурения;

- Petrel - геологическое проектирование;

- MaxWell - интеграция данных датчиков.

После этого данные модули объединяются в «Бурение» и «Поверхность», а в дальнейшем - в одну программу «Бурение», позволяющую полностью спланировать и сопроводить бурение скважины от начала и до конца (Рисунок 3.7). Проект успешно реализован для проведения всех необходимых для бурения проектировочных расчётов в онлайн системе «ДриллПлан» компании Шлюмберже, при участии автора идет реализация в интегрированном проекте «Бурение» компании ПАО «Роснефть».

Данная схема эффективна при использовании как отечественных, так и зарубежных специализированных программных продуктов. Внедрение интегрированного программного обеспечения значительно сократит потребность в финансовых, временных, человеческих ресурсах для сервисных и добывающих компаний, позволив качественно работать при тех же суммарных затратах на большем количестве объектов с меньшими удельными затратами.

Рисунок 3.7. Проект интеграции программного обеспечения, предназначенного

для оптимизации бурения

Таким образом представлены основные особенности и преимущества оптимизации проводки скважин телеметрическими и роторными управляемыми системами:

1 Показаны виды оптимизации проводки скважин, матрица оптимизации, интеграция программного обеспечения, анализ режимных параметров бурения.

2 Оптимизация проводки скважин для уменьшения затрат согласуется с актуальной тенденцией последних лет - внедрением бережливого производства, методик кайдзен (японская методика непрерывного совершенствования процессов, базирующаяся на принципах аккуратности, соблюдения порядка, поддержания чистоты, стандартизации процессов и дисциплине), «6 Сигма» (англ. 6 Sigma, ключевыми элементами являются удовлетворение потребителя,

определение процессов, их показателей и методов управления процессами, командная работа и вовлечение персонала), линметодики (от англ. lean production - методика, основанная на стремлении минимизировать потери всех видов), методики непрерывного улучшения, в условиях современного производства дающих высокий производственный и экономический эффект ускорения ввода скважин в эксплуатацию и повышения качества пробуренных скважин.

3 Оптимизация является важной частью цифровизации процесса бурения и подготовкой к переходу на модель цифрового месторождения.

4 Бурение скважин со сверхбольшими отходами невозможно без оптимизации проводки ствола скважины по заданной траектории, СПО, ввиду критических нагрузок на инструмент и буровое оборудование при бурении, спуско-подъемных операциях, заканчивании скважин.

5 В целом оптимизация процесса бурения как технико-технологический процесс имеет большие перспективы в связи с ростом количества и повышением точности датчиков, скорости передачи данных на поверхность, быстродействия ЭВМ и компьютерных моделей строящихся скважин.

3.6 Корректировочные и прогнозные расчеты для навигации по данным телеметрических и роторных управляемых систем

Наиболее сложные профили скважин с горизонтальными и боковыми горизонтальными стволами часто проектируются без учета возможностей оборудования, что приводит к несоответствию фактической и проектной траектории, а также к осложнениям и потере рабочего времени. Для исключения этой проблемы предложены алгоритмы автоматизированного контроля проводки по траектории.

В связи с вышеописанными проблемами при проводке скважин нами разработана методика прогнозных расчетов для оперативного реагирования на изменение траектории скважины при направленном бурении по данным телеметрии, позволяющая оперативно и точно реагировать на изменение

траектории скважины и точно предсказывать параметры на долоте или интересующей точке скважины.

Методика прогнозных расчетов для оперативного реагирования на изменение траектории скважины при направленном бурении по данным телеметрии заключается в следующем:

1 Построение траектории по данным телеметрии - замеры телеметрической системы (глубина по стволу, зенитный угол, азимут) вносятся в специализированное программное обеспечение для сопровождения направленного бурения, такое как Бурсофтпроект, Лэндмарк Компас, DOX и т.д. Вносится каждый замер, для расчета фактической траектории используется наиболее точный метод минимальной кривизны. Интенсивность искривления измеряется в градусах на 10м.

Программным обеспечением после внесения замера производится расчет всех необходимых показателей пространственного положения ствола скважины (глубина по вертикали, проекция в направлении на север, проекция в направлении на восток, отход, отход в заданной направлении, интенсивность искривления по зенитному углу, интенсивность искривления по азимуту, пространственная интенсивность, длина участка между замерами, фактическое положение отклонителя забойного двигателя).

Проводится первоначальный анализ достоверности показаний телеметрической системы, соответствие режиму бурения на заданном участке, отсутствие ошибочных замеров и несоответствующих фактическому режиму бурения.

Проводится анализ соответствия фактической интенсивности искривления по зенитному углу и азимуту, пространственной интенсивности, фактического положения отклонителя и их соответствия режиму бурения на участке до точки последнего замера. Кроме того интенсивности искривления не должны превышать нормативных значений на заданном участке траектории, при превышении которых применяются штрафные санкции согласно договора.

Далее исходя из фактического положения отклонителя, режима бурения на участке от последней точки замера до долота с учётом непромера строится наиболее достоверный прогноз зенитного угла и азимута на долоте.

2 Сравнение с проектной траекторией - специализированное программное обеспечение для сопровождения направленного бурения, как правило, позволяет тщательно с разложением на составляющие провести сравнение фактических и плановых показателей траектории ствола скважины в точке замера и в прогнозе на долото. Результаты расчетов выводятся на экран для анализа.

3 Определение различия между фактической и проектной траекториями -сравнение фактических и плановых показателей траектории ствола скважины в точке замера и в прогнозе на долото дает разность между фактическими и проектными параметрами. Наиболее важным является, как правило, отклонение по зенитному углу и азимуту. Также анализируется отклонение фактической траектории от плановой в пространстве (левее, правее, ниже, выше, на сколько метров). Также сравниваются фактические и плановые интенсивности искривления.

4 Вычисление необходимой корректировки траектории - отклонение фактической траектории по зенитному углу, азимуту, интенсивностям от плановой должно быть полностью скомпенсировано для возвращения на план за кратчайшее расстояние, поэтому вычисляется размер корректировки по зенитному углу, азимуту, интенсивности искривления на дальнейшее бурение до следующей целевой точки, например конец участка стабилизации, набора зенитного угла, разворота по азимуту, Т1 и т.д.

5 Прогнозирование результата корректировки траектории - от прогноза на долото следующей точкой вносится корректировка траектории, производится анализ адекватности корректировки текущей ситуации и достижение поставленной цели-возвращение на план, сближение с планом, проводка параллельно или в коридоре допуска. Важную роль играет коридор допуска или допустимое отклонение от плана, позволяющие осуществлять возвращение к плану плавно без резких перегибов ствола скважины.