Бурение. Сведения об
 Скачать 490.49 Kb.
|
|
Гидропроводность пласта по ИК существенно ниже, чем по КВД, что свиде- тельствует о низких сопротивлениях потока в ПЗП. Высокий скин-эффект под- тверждает существование низкопроницаемой ПЗП. Снижение проницаемости в ПЗП связано выпадением конденсата в ближайшей зоне у горизонтального ствола. Сведения об авторах Information about the authors Карнаухов Михаил Львович, д. т. н., профессор ка- федры моделированиz и управления процессами нефте- добычи, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 89222677181, e-mail: prof.ml@mail.ru Karnaukhov M. L., Doctor of Engineering, Professor at the Department of Modelling and Control of Processes of oil production, Industrial University of Tyumen, phone: 89222677181, e-mail: prof.ml@mail.ru Павельева Ольга Николаевна, магистрант кафед- ры разработки нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 89829455402, e-mail: devushkaolga9494@mail.ru Pavelyeva O. N., Master's Student of the Department of «Development and Exploration of Oil and Gas Fields», Industrial University of Tyumen, phone: 89829455402, e- mail: devushkaolga9494@mail.ru _______________________________________________________________________ УДК 622.243 АСПЕКТЫ ОПТИМИЗАЦИИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН ASPECTS OF OPTIMIZATION OF DRILLING DIRECTIONAL WELLS В. Г. Кузнецов, Е. Г. Гречин, Д. А. Никифоров, E. H. Савин V. G. Kuznetsov, Е. G. Grechin, D. A. Nikiforov, E. N. Savin Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень Ключевые слова: бурение; скважина; наклонно направленная скважина; горизонтальная скважина; давление; режим бурения; долото Key words: drilling; well; directional well; horizontal well; pressure; drilling mode; bit Оптимизация процесса бурения скважины — это комплекс мероприятий, на- правленных на получение наилучших технико-экономических показателей при данных условиях бурения. Такими основными показателями являются механиче- ская, рейсовая и коммерческая скорости бурения, проходка на долото, себестои- мость одного метра проходки скважины. Анализ опубликованных научных работ, посвященных оптимизации процесса бурения, позволяет обозначить следующие проблемы: • основные теории и методы оптимизации были разработаны в 40–80-е гг. прошлого века, когда еще не было способов получения и обработки геолого- технологической информации с буровой, моделирования технологических процес- сов с использованием вычислительной техники и специализированного программ- ного обеспечения; • в научных работах доминирует дифференцированный подход, основанный на оптимизации отдельных элементов технологического процесса бурения: работы шарошечного долота, гидравлических режимов промывочной жидкости, вибраций бурильной колонны и др.; • структурные изменения, произошедшие в нефтяной промышленности в по- следние десятилетия, существенно изменили подходы к решению проблем опти- мизации. Оптимизация процесса бурения скважины начинается на стадии проектирова- ния ее строительства. В России, в соответствии с действующими нормативно- регламентирующими документами, проектная документация на строительство скважины разрабатывается на основе задания на проектирование. Выбор решения (конструкция скважины, способ бурения, параметры раствора и др.) начинается на этапе предпроектных работ. На этой стадии проектировщиком и службами заказ- № 3, 2017 Нефть и газ 61 чика строительства скважины используется экспертный метод (по П. Ф. Осипову), основанный на анализе геологических и геофизических исследований, накоплен- ного опыта бурения скважин на месторождении. Следующим этапом является составление проекта на строительство скважины с учетом требований нормативных документов [1, 2]. В 90-е и 2000-е гг. значительно увеличился объем разделов проектной доку- ментации, связанных с организацией производства, экологией, охраной труда и техникой безопасности. В проект закладываются типовые технико- технологические решения для данного геологического разреза. Как правило, дан- ные решения имеют значительный потенциал для улучшения и оптимизации про- цесса бурения скважины. Неизменными остаются технико-технологические реше- ния, влияющие на безопасность и надежность работ, например, глубина спуска обсадных колонн, давления опрессовки колонн, плотности бурового раствора, вы- сота подъема цемента при креплении и др. Анализируя нормативно-регламентирующую документацию, можно отметить, что вопросы оптимизации процесса бурения в данных документах не отражаются в необходимом объеме. За последние тридцать лет появились новые разделы (ор- ганизация строительства скважины, промышленная и экологическая безопасность, природопользование), которые не направлены на стимулирование повышения ка- чества и эффективности самого процесса строительства скважины, поиск и выбор оптимальных технико-технологических решений, исходя из фактических горно- геологических условий. Анализ развития зарубежных нефтедобывающих и сервисных компаний пока- зывает, что с 2000-х гг. активно создаются центры поддержки технологических операций (ЦПО), их основная задача — повышение качества, эффективности пре- доставляемых услуг. Работа ЦПО базируется на получении, анализе и обработке технико-технологической и геолого-геофизической информации, специализиро- ванном программном обеспечении, широкополосных каналах связи с буровой. В составе ЦПО ключевую роль выполняют инженеры по оптимизации бурения. Данные центры есть у следующих иностранных компаний: Schlumberger, Hallibur- ton, British Petroleum, StatoilHydro, ConocoPhilips, Petronas, Repsol YPF. В 2007–2015 гг. центры поддержки технологических операций создаются в следующих российских компаниях: ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Лукойл», ОАО «Оренбургнефть» ТНК-ВР. Основные программные средства, используемые в российских центрах сопровождения бурения: Petris Technology, Inc. «Petris Drill- Net», Schlumberger «The Drilling Office», Halliburton «Landmark Well Plan Suite», «Бурсофтпроект «Проектирование скважин», НПО «Бурение», ОАО «НК «Рос- нефть» ИПС «Контроль и управление строительством скважин», ООО «Петровай- зер» «Удаленный мониторинг бурения», ООО «НВП Модем». В отличие от зарубежных центров поддержки операций российские центры не уделяют должное внимание вопросам оптимизации процесса бурения. Акценты смещены на геологическое сопровождение и моделирование геологических разре- зов, поддержку работы операторов станций ГТИ, технологическое сопровождение отдельных работ, таких как бурение горизонтальных участков и боковых стволов. Известно, что основное преимущество скважин с горизонтальным окончанием над вертикальными — более высокая их производительность за счет большей площади дренирования продуктивного пласта. Однако механическая скорость при бурении горизонтального участка значительно ниже, чем при бурении вертикаль- ном. Это обусловлено большим коэффициентом трения в горизонтальном участке. В связи с этим одной из актуальных задач при бурении нефтяных скважин с длин- ными горизонтальными участками является уменьшение сил трения бурильной колонны о стенки скважины. Успешность проводки горизонтального участка во многом определяется рационально подобранной компоновкой низа бурильной ко- 62 Нефть и газ № 3, 2017 лонны. Один из доминирующих факторов, влияющий на коэффициент трения — контакт соприкасающихся шероховатых поверхностей, характеризующийся пло- щадью контакта, силами нормального давления между контактирующими высту- пами микронеровностей и сближением поверхностей (относительно номинальных поверхностей контакта) под воздействием нормальных нагрузок. Зарубежный и отечественный опыт показывает, что применение промывочных жидкостей с улучшенными антифрикционными свойствами оказывает положительное влияние на работоспособность долот, следовательно, влияет на техникоэкономические по- казатели бурения. Химические методы базируются на применении промывочных жидкостей с улучшенными противоприхватными свойствами, достигаемыми вводом в них сма- зочных добавок. К механическим методам относятся технические устройства, включаемые в компоновку низа бурильной колонны: осцилляторы, вибродемпфе- ры, вибраторы и т. д. Предопределяющие предельную глубину бурения горизон- тального интервала ствола коэффициенты трения и, соответственно, силы сопро- тивления продольному перемещению и вращению бурильной колонны в скважине возрастают в результате [3, 4]: • сдирания глинистой корки со стенок скважины соединительными замками бурильных труб при продольном перемещении колонны; • увеличения площади трения замков с глинистой коркой и, соответственно, момента сопротивления вращению бурильной колонны; • роста сил и моментов сопротивления продольному перемещению и враще- нию колонны в интервалах скважины с пористыми породами, за счет дополни- тельного увеличения сил прижатия колонны к стенкам ствола от влияния перепада давления в скважине и пористой среде пласта. В то же время силы и моменты сопротивления уменьшаются: • при спускоподъемных операциях (СПО), за счет уменьшения коэффициента трения при продольном перемещении колонны (при вращении картина уменьше- ния идентична) по сравнению с коэффициентом трения покоя (фиксируется визу- ально по наземному индикатору веса ГИВ в процессе спуска и подъема колонны на длину одной свечи); • за счет виброперемещений, создаваемых породоразрушающим инструмен- том (наиболее заметно от так называемых грунтовых автоколебаний долота — при ухабообразном забое скважины), и от отдельных видов автоколебаний, возникаю- щих в системе «бурильная колонна — скважина» (фиксируются визуально, по ГИВ); • в результате снижения коэффициентов трения при вынужденных продоль- ных колебаниях, создаваемых специальными гидромеханическими вибраторами, устанавливаемыми в расчетных местах колонны труб в скважине. Приведенные причины изменения сил и моментов сопротивления продольному перемещению и вращению колонны в скважине до настоящего времени, несмотря на очевидность, остаются малоисследованными. Рассмотрим некоторые из них. Коэффициент трения при наличии продольных виброперемещений может быть представлен в виде [5] , W V ⋅ − ⋅ − = β α µ µ 0 где μ 0 — коэффициент трения покоя; VиW— соответственно скорость и ускорение продольного перемещения рассматриваемого участка колонны. К сожалению, для бурильных колонн величины и до настоящего времени не определены. Практически отсутствует и решение задачи влияния основных пара- метров продольных виброперемещений на изменение коэффициентов трения. № 3, 2017 Нефть и газ 63 В то же время с развитием бурения горизонтальных скважин, боковых ответв- лений стволов (БОС), скважин с длинными горизонтальными участками и скважин с большим отклонением от вертикали обостряется проблема создания минимально требуемой осевой нагрузки на забой и проведения ряда внутрискважинных работ [6]. В наибольшей мере эта проблема проявляется при использовании гибких ко- лонн труб, для которых применение только наземного усилителя осевой нагрузки при достижении какого-то критического значения, из-за потерь на трение, стано- вится малоэффективным. Такие факторы, как профиль скважины, использование жестких компоновок, большая площадь контакта бурильного инструмента со стенками скважины и не- качественный буровой раствор приводят к серьезным проблемам (повышенный крутящий момент, большой вес инструмента при подъеме, сложность в ориенти- ровании компоновки, высокая вероятность прихватов, складывание и износ бу- рильного инструмента, неполный вынос шлама и др.) [3, 4]. Возникают определенные сложности организационного характера для измене- ния профиля скважины, КНБК и бурового раствора. А вот площадь контакта бу- рильного инструмента со стенками скважины можно изменить благодаря исполь- зованию специального инструмента. В настоящее время разработан роликовый переводник, который представляет собой оборудование, снижающее скручивающие и осевые нагрузки на долото [7]. Это комплексная система по снижению механического трения, действующая независимо от бурового раствора. Данный тип инструмента используется в сква- жинах с большими отходами от вертикали, где основной задачей является сниже- ние скручивающих и осевых нагрузок, износа обсадной трубы, износа бурильных замков и прихвата бурильной колонны, с одновременным повышением контроля направления бурения, скорости бурения и промывки ствола. Данная система представляет собой переводник с опорной муфтой [4], разрабо- танный как неотъемлемая часть бурильной колонны в полном соответствии прак- тическим требованиям API 7G, и по прочности не уступает применяемому при бурении инструменту [7, 8]. Опорная муфта снижает скручивающие нагрузки пу- тем использования полимерных вкладышей с меньшим коэффициентом трения. Шесть групп спаренных роликов из термообработанного материала располо- жены на двух уровнях и смещены относительно друг друга на 60 0 . Существует шесть типоразмеров роликовых переводников. Для работы с конструкцией сква- жин Западной Сибири подходит несколько моделей. Модель 5 000 может использоваться совместно со 127-мм инструментом при бурении под 178-мм обсадную колонну. Также с учетом имеющегося бурового инструмента возможно применение 101,6-мм и 88,9-мм переводников для бурения горизонтальных участков. Остановимся на последнем типоразмере как на самом оптимальном. Рассмотрим расчет нагрузок для бурения горизонтального участка уже пробу- ренной скважины Правдинского месторождения с использованием роликовых пе- реводников. Данное оборудование устанавливается в интервале 2 875–4 325 м, как в обса- женном стволе, так и в открытом, в количестве 58 штук с шагом в 25 м. Такой выбор обусловлен тем, что в интервале обсаженного ствола профиль скважины имеет разворот по азимутальному углу на 150 0 , а также рост зенитного угла с 35 0 до 83 0 Что касается интервала открытого ствола, то установка в нем 38 переводников объясняется несколькими причинами, а именно: • снижением механического трения бурильного инструмента; • центровкой бурильной колонны для лучшей очистки ствола и максимально- го выноса шлама. 64 Нефть и газ № 3, 2017 Так как данная скважина уже пробурена, то у нас имеется вся необходимая ин- формация для анализа. Расчет нагрузок, как и под- бор оптимального количества переводников производился в программе WELLPLAN. В процессе расчета были полу- чены следующие результаты (рисунок): • вес на подъем снижен на 32 % со 115 до 78 т; • крутящий момент при бурении снижен на 45 % с 29 до 16 кНм. Данные показатели характе- ризуются тем, что коэффициент трения снижен более чем на 30 %. Снижение данных значений позволяет провести анализ в распределении времени за цикл бурения одной свечи, который составляет 3 ч (из расчета 5 дней бурения горизонтального участка длиной 1 000 м). Количественный результат выражается экономической эффективностью при- меняемого оборудования. Сокращая время проходки на 3,4 ч за каждые 100 м бурения горизонтально участка, экономический эффект за 1 год составит более 30 млн рублей с учетом стоимости роликовых переводников. Список литературы 1. Hossain M. E., Al-Majed A. A. Fundamentals of Sustainable Drilling Engineering. John Wiley & Sons, Inc. Hobo- ken, New Jersey, and Scrivener Publishing LLC, Salem, Massachusetts, 2015. – 755 p. 2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 № 101 (ред. от 01.12.2016). 3. Заливин В. Г. Аварии при бурении нефтегазовых скважин. – Иркутск: ИРНИТУ, 2015. – 278 с. 4. Моделирование процессов строительства скважин: учеб. пособие для вузов / В. Г. Кузнецов [и др.]. – Тю- мень: Экспресс, 2012. – 224 с. 5. Бабаян Э. В., Черненко А. В. Инженерные расчеты при бурении. – Вологда: Инфра-Инженерия, 2016. – 440 с. 6. Технология применения горизонтальных газовых скважин: учеб. пособие / З. С. Алиев [и др.]. – М.: Изда- тельский центр РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2015. – 156 с. 7. Wilson C. Chin, Yinao Su, Lirain Sheng, Lin Li, Hailong Bian, Rong Shi. Measurement While Drilling (MWD) Sig- nal Analysis, Optimization and Design. John Wiley & Sons, Inc. Hoboken, New Jersey, and Scrivener Publishing LLC, Salem, Massachusetts., 2014. – 358 p. 8. ОТС 18975. Ch. Alvord, B. Noel, L. Galiunas, V. Johnson, R. Handley, K. Holtzman, S. Pulley, J. Dennis, L. Smith. RSS application from onshore extended-reach-developmen- twells shows higher offshore potential. Paper presented at the 2007 Offshore Technology Conference held in Houston, Texas, U.S.A., 30 April—3 May, 2007, pp. K12. Сведения об авторах Information about the authors Кузнецов Владимир Григорьевич, д. т. н., профес- сор кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)390393, e-mail: burenie@rambler.rb Kuznetsov V. G., Doctor of Engineering, Professor at the Department of Oil and Gas Wells Drilling, Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)390393, e-mail: bure- nie@rambler.rb Гречин Евгений Глебович, д. т. н., профессор ка- федры прикладной механики, Тюменский индустриаль- ный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)283378 Grechin Е. G., Doctor of Engineering, Professor at the Department of Applied Mechanics, Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)283378 Никифоров Даниил Александрович, магистрант, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)390393, e-mail: burenie@rambler.rb Nikiforov D. A., Master’s Student, Industrial University of Tyumen, phone: 8(3452)390393, e-mail: bure- nie@rambler.rb Савин Евгений Николаевич, ведущий инженер НФ ООО «РН-Бурение», тел. 89125360637 Savin E. N., Leading Engineer at NF OOO «RN-Burenie», phone: 89125360637 Рисунок. Снижение крутящего момента и веса при подъеме № 3, 2017 Нефть и газ 65 |