the Review of OnePetro articles in Russian
реклама
Производственно-технический журнал «Инженерная практика», №№ 07-09’2014 СОДЕРЖАНИЕ ОБЗОР КОНФЕРЕНЦИИ IADC/SPE 2014 ЧАСТЬ ПЕРВАЯ ЖИДКОСТИ БУРЕНИЯ И ЗАКАНЧИВАНИЯ 2 Жидкость для одновременной активации ППФ и разрушения фильтрационной корки Ramon Garza, Bairu Liu, Anil Sadana, Baker Hughes, SPE 167971 6 Развитие технологии автоматизированного измерения параметров бурового раствора в режиме реального времени Sérgio Magalhães, Cláudia Scheid, Luís Américo, Calçada (UFRRJ), Maurício Folsta, André Leibsohn Martins, Carlos Henrique Marques de Sá, Petrobras, SPE 167978 ДИНАМИКА БУРЕНИЯ 12 Использование наведенной вибрации при вертикальном и наклонно-направленном бурении для повышения механической скорости проходки и борьбы с подклинками-проскальзыванием КНБК J.R. Clausen, A.E. Schen, I. Forster, J. Prill, R. Gee, National Oilwell Varco, SPE 168034 Необходимость измерения высокочастотных вибраций наряду с динамическим моделированием для понимания причин износа долот PDC Hatem Oueslati, Andreas Hohl, Navish Makkar, Thorsten Schwefe (SPE) и Christian Herbig, Baker Hughes Incorporated, SPE 167993 18 ОБЕСПЕЧЕНИЕ СТАБИЛЬНОСТИ СТЕНОК СКВАЖИНЫ 24 Комплексное экспериментальное исследование методов обеспечения стабильности стенок скважин Quanxin Guo (M-I SWACO, a Schlumberger company), John Cook, Paul Way (Schlumberger), Lujun Ji и James E. Friedheim, M-I SWACO, a Schlumberger company, SPE 167957 28 Метод оценки эффективности материалов для борьбы с поглощениями: исследование методов обеспечения стабильности стенок скважин Sharath Savari, Donald L. Whitfill (SPE), Dale E. Jamison, SPE, Halliburton, Arunesh Kumar, бывш. Halliburton, SPE 167977 БУРЕНИЕ С КОНТРОЛЕМ ДАВЛЕНИЯ 33 36 1 Система непрерывной циркуляции для бурения с контролем давления Justin Cunningham, R. K.Bansal, Geoff George (SPE) и Eisenhower De Leon, SPE, Weatherford International, Inc., SPE 168030 Автоматизация бурения с контролем давления и инжиниринг: проект строительства скважин на Западно-Канадском месторождении Leiro Medina, Justin Baker, Mazen Markabi, Jimmy Rojas, Zoro Tarique, Blaine Dow, M-I SWACO, a Schlumberger Company, SPE 168017 ЧАСТЬ ВТОРАЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ Эффективность управления траекторией и поддержание траектории бурения: определения, нюансы, влияние буровой системы и подходы к совершенствованию высокотехнологичного бурения G. Mensa-Wilmot, J. Gagneaux, S. Langdon, P. Benet, Chevron, SPE 168014 40 Комбинирование технологий определения расстояний средствами MWD и гироскопии в процессе бурения скважин с большими зенитными углами обеспечивает сокращение расходов и упрощение операций без ущерба безопасности C.H. Duck, Sperry, a Halliburton company; K. Beattie, Gyrodata Inc.; R. Lowdon, Schlumberger; G. McElhinney, Solutions 52 Ltd, SPE 168051 46 ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ Успешное цементирование скважин на основе новой методологии инжиниринга вытеснения безводных буровых растворов Slaheddine Kefi, Elena Pershikova, Kevin Docherty, Quentin Barral, Nicolas Droger, and Loic Regnault de la Mothe (SPE); and Inès Khalfallah, Schlumberger, SPE 167948 48 Взаимодействие жидкостей цементирования: нюансы вытеснения бурового раствора и размещения цемента Z. Chen, S.A. Chaudhary, J.M. Shine, Baker Hughes, SPE 167922 52 Эффективность наносиликатов в качестве ускорителей схватывания цемента при низких температурах Xueyu Pang, Peter J. Boul, and Walmy Cuello Jimenez, Halliburton , SPE 168037 58 Управление процессами и инжиниринг цементирования скважин с использованием пеноцемента при помощи динамического моделирования в режиме реального времени M.I. Dooply, A. El Hancha, G.G. De Bruijn, E. Buganov, M. Voloshchuk, Schlumberger, SPE 168033 62 УТИЛИЗАЦИЯ ОТХОДОВ БУРЕНИЯ Проектирование и заканчивание скважин для закачки буровых отходов в пласт: лучшие решения и анализ реализованных проектов S.M. Gumarov, T.A. Shokanov, S. Simmons V.V. Anokhin, S. Benelkadi, L. Ji, M-I SWACO, a Schlumberger company, SPE 167987 68 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН ОБЗОР МАТЕРИАЛОВ КОНФЕРЕНЦИИ IADC/SPE ‘2014 урнал «Инженерная практика» в рамках сотрудничества с Обществом инженеров нефтегазовой промышленности (SPE) начинает регулярную публикацию обзоров нового зарубежного опыта и последних технологий в области нефтегазодобычи. В текущем номере мы публикуем первую часть обзора материалов Конференции по бурению скважин, которую ежегодно совместно проводят Международная ассоциация буровых подрядчиков (IADC) и SPE. Мы выбрали для обзора ключевые технические презентации, содержание которых может представлять интерес для российского читателя. В их число вошли материалы по таким актуальным вопросам, как подбор жидкостей для бурения и заканчивания скважин, наклонно-направленное бурение, измерения в процессе бурения, бурение с контролем давления, цементирование, утилизация отходов бурения, за авторством специалистов ведущих сервисных компаний и компаний-операторов. Полные тексты соответствующих материалов SPE вы можете найти в онлайн-библиотеке www.OnePetro.org Ж ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОЙ АКТИВАЦИИ ППФ И РАЗРУШЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ КОРКИ Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 167971 “One-Trip Chemistry Activates a Polymer and Cleans a Drilling Fluid Filter Cake at Once”. Данная публикация была подготовлена авторами Ramon Garza, Bairu Liu и Anil Sadana (Baker Hughes) для Буровой конференции Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4–6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. Одним из наиболее распространенных способов защиты добывающей скважины от повышенного выноса мехпримесей на этапе заканчивания служит размещение гравийного фильтра в призабойной зоне. Однако гравийные фильтры на практике обладают рядом эксплуатационных недостатков, и представленная авторами работа посвящена фактически альтернативному способу заканчивания, основанному на применении так называемых полимеров с памятью формы (ППФ, shape memory polymers). Относящиеся к классу ППФ материалы также называют «умными» полимерами, отличительное свойство которых состоит в том, что под воздействием температуры или других активаторов изделия на их основе восстанавливают первоначальную форму. Это свойство можно использовать для крепления стенок скважины в продуктивном интервале, если при этом обеспечить достаточную проницаемость и устойчивость материала в забойных условиях. Как подчеркивают авторы, на практике можно, первоначально придав полимерному фильтру форму с внешним диаметром, слегка превышающим внутренний диаметр ствола, затем уменьшить ее размер в четыре раза для беспрепятственного прохождения до забоя. Восстановив первоначальную форму, конструкция из ППФ будет плотно заполнять пространство и оказывать давление на стенки скважины, тем самым укрепляя их и предотвращая вынос песка из призабойной зоны пласта (ПЗП). В то же время главная технологическая задача состоит в том, чтобы обеспечить нагрев ППФ до температуры, близкой к температуре его стеклования 2 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 (Tст), или же временно понизить этот порог, не повредив ПЗП. В этой связи авторы рассказывают о лабораторных испытаниях жидкости с присадками WOT-5M-KC92 и WOT-3E-KC92, которые одновременно понижают Tст ППФ на 60°С до значения забойной температуры и инициируют разрушение фильтрационной корки по завершении восстановления слоем полимера своей первоначальной формы. Время разрушения корки (прорыва жидкости) регулируется pH и концентрацией присадки WOT-3E-KC92. Такое воздействие должно предотвращать как возможное поглощение рабочей жидкости, так и преждевременный приток пластовой жидкости в скважину. На первом этапе испытаний образцы слоя ППФ поместили в емкости, заполненные жидкостями с присадками. Емкости расположили в водяных банях, температура среды в которых превышала условную забойную на два градуса. Для измерения скорости и интенсивности расширения слоя ППФ в центральной точке верхней поверхности образцов закрепили стержни потенциометров (рис. 1.1). Таким образом измерялось время восстановления слоем ППФ своей первоначальной формы вплоть до достижения номинального внутреннего диаметра ствола. Параллельно по расходу жидкости и времени «прорыва» определялось время, отсроченного разрушения фильтрационной корки. Задача следующего этапа испытаний заключалась в измерении динамики проницаемости системы, сформированной из керамического диска в качестве модели породы, фильтрационной корки и образца ППФ. инженерная практика Таблица 1.1 Результаты исследования проницаемости Жидкость Температура, °С (°F) Время расширения до номинального диаметра 215,9 мм (8,5"), ч Время воздействия, ч Остаточная проницаемость, % WOT-5M-KC92 43 (110) 17 30 100 WOT-3E-KC92 60 (140) 14 16 100 Рис. 1.1. Испытания образца из ППФ на расширение Потенциометр Устройство сбора данных типа cDAQ (National Instruments) Стержень потенциометра Стержень потенциометра Термопара типа К Испытания проводились при забойной температуре и давлении с использованием бурового раствора и минерального масла (рис. 1.2). В качестве первоначальной проницаемости принималась проницаемость образца из керамического диска и слоя ППФ. Диск был предварительно смочен в 3%-ном растворе хлорида калия, а слой ППФ — в жидкости с присадками. Далее проводился замер конечной проницаемости до разрушения фильтрационной корки после восстановления формы слоя ППФ, а также остаточной проницаемости — после разрушения корки жидкостью. Результат этой части испытаний считался бы положительным, если бы остаточная проницаемость составила не менее 80% от начальной. Рис. 1.2. Испытания на проницаемость Фильтрационная корка и ППФ после испытаний Испытательные стенды Обзор Конференции IADC/SPE 2014 3 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Как показывают результаты испытаний (табл. 1., рис. 1.3), обе модификации жидкости успешно решили задачу: ППФ расширился до заданного диаметра и продолжил оказывать давление на стенки модели ствола; разрушение фильтрационной корки в обоих случаях произошло уже после расширения ППФ; остаточная проницаемость оказалась не ниже начального значения. Таким образом, лабораторные испытания можно признать успешными. По нашим данным, внутрискважинные инструменты с использованием ППФ в настоящее время проходят опытно-промысловые испытания.S Рис. 1.3. Результаты исследования восстановления формы образцом ППФ и разрушения фильтрационной корки под воздействием жидкости а) WOT-5M-KC92 при температуре 43°С (110°F) 254,0 (10,0”) 1200 Внешний диаметр ППФ Внутренний диаметр ствола 241,3 (9,5”) 1000 Расход жидкости 800 215,9 (8,5”) 600 Номинальный диаметр через 17 ч 203,2 (8,0”) 400 190,5 (7,5”) 200 Прорыв, 30 ч 177,8 (7,0”) 0 5 10 15 20 25 30 Расход жидкости, г Диаметр, мм 228,6 (9,0”) 0 35 Время, ч б) WOT-3E-KC92 при температуре 60°С (140°F) 254,0 (10,0”) 240 Внешний диаметр ППФ Внутренний диаметр ствола 241,3 (9,5”) 200 Расход жидкости 160 Номинальный диаметр через 14 ч 215,9 (8,5”) 120 Прорыв, 16 ч 203,2 (8,0”) 80 190,5 (7,5”) 40 0 177,8 (7,0”) 0 5 10 15 Время, ч 4 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 20 25 Расход жидкости, г Диаметр, мм 228,6 (9,0”) БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИИ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО ИЗМЕРЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ БУРОВОГО РАСТВОРА В РЕЖИМЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 167978 “Development Of On-Line Sensors For Automated Measurement Of Drilling Fluid Properties”. Данная публикация была подготовлена авторами Sérgio Magalhães, Cláudia Scheid, Luís Américo Calçada (UFRRJ), Maurício Folsta, André Leibsohn Martins и Carlos Henrique Marques de Sá (Petrobras) для Буровой конференции Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4–6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. Авторы этого материала отмечают, что, несмотря на всю важность бурового раствора как элемента системы бурения скважин, за прошедшие 50 лет методология определения его свойств в промысловых условиях не претерпела коренных изменений. И, если геофизические измерения в процессе бурения при помощи широкой гаммы датчиков КНБК, передающих данные в режиме реального времени, давно вошли в повседневную практику, то параметры используемого бурового раствора по-прежнему определяются посредством анализа проб, периодически отбираемых на поверхности. Такая низкая оперативность определения параметров бурового раствора не позволяет воспользоваться накопленным опытом и знаниями для предотвращения многих типичных аварий, поскольку не удается своевременно отслеживать известные признаки развития опасных тенденций. Кроме того, анализ отбираемых на поверхности проб исключает возможность непосредственного учета воздействия забойных температуры и давления на свойства раствора. В своей работе, направленной на исправление сложившейся ситуации, авторы опираются на ряд недав- них экспериментов коллег по отрасли, которые убедительно обозначили технологическую возможность измерения параметров бурового раствора в забойных условиях в режиме онлайн. Речь, прежде всего, идет о плотности, электростабильности, электропроводности, реологии и концентрации взвешенных частиц (КВЧ). Впрочем, как и в предыдущих случаях, речь идет пока что о лабораторных исследованиях, которые только предстоит через один-два этапа перенести на уровень опытно-промысловых испытаний. В качестве испытательного стенда был построен автоматизированный циркуляционный контур, максимально близко моделировавший забойные условия циркуляции бурового раствора (рис. 2.1). Как видно из рисунка, в контур включена аппаратура для замера всех основных параметров раствора. ИЗМЕРЕНИЕ ВЯЗКОСТИ Для измерения вязкости раствора авторы использовали линейный технологический вискозиметр модели ТТ-100 производства Brookfield Engineering с регулируемым переключением между шестью скоростями Рис. 2.1. Испытательный стенд — циркуляционный контур Отходы 6 5 14 7 4 1 16 17 8 15 9 13 2 10 1 3 Вода 6 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 11 12 1. Смесительная емкость 2. Насос объемного типа 3. Центробежный насос 4, 11. Датчики давления 5. Теплообменник 6. Главный термодатчик 7. Датчик объемного расхода 8, 9. Датчик дифференциального давления 10. Технологический вискозиметр 12. Датчик электропровдности 13. Датчик электростабильности 14. Плотномер 15. Датчик уровня 16. Прототип модели трещины инженерная практика Рис. 2.2. Технологический вискозиметр TT-100 Brookfield Engineering Выход Вращающийся внешний цилиндр Измерительная камера (зазор) Датчик момента (подключенный к внутреннему цилиндру) Вход ЭЛЕКТРОСТАБИЛЬНОСТЬ И ЭЛЕКТРОПРОВОДНОСТЬ Специально для исследования авторы разработали датчик электростабильности эмульсии собственной конструкции, в целом технологически повторяющий стандартный лабораторный прибор FANN 25D. Прибор позволяет качественно охарактеризовать степень не- Рис. 2.3. Реологические профили глицерина (а) и раствора ПАВ (б) а) 20 вискозиметр ТТ-100 вискозиметр FANN 35A ньютоновская кривая для FANN 35A ньютоновская кривая для ТТ-100 15 Напряжение сдвига, Па сдвига для соответствия показаниям лабораторного вискозиметра распространенной модели FANN 35A (рис. 2.2). При этом в целях эксперимента привод ТТ100 заменили на двигатель с дистанционно регулируемой частотой вращения вала, что позволило производить замеры сдвигового напряжения в широком диапазоне скоростей сдвига. Выбранный вискозиметр может эксплуатироваться при давлении от 1 до 15 атм, температуре до 160°С, объемном расходе жидкости от 1 до 3 м3/ч и диаметре мехпримесей до 1 мм. Для экспериментальных жидкостей — глицерина и раствора ПАВ сходимость результатов между модифицированным вискозиметром ТТ-100 и лабораторным FANN 35A оказалась практически безупречной (рис. 2.3). Однако при тестировании системы на приготовленном в лабораторных условиях буровом растворе на водной основе (РВО) и на предоставленном сервисной компанией растворе на синтетической углеводородной основе (РУО) данные линейного вискозиметра в определенной мере разошлись с лабораторными (рис. 2.4). Авторы объясняют расхождение неодинаковым влиянием мехпримесей на показания датчиков при неидентичной геометрии измерительных камер ТТ-100 и FANN 35A. При этом разная направленность отклонений в случаях РВО и РУО объясняется противоположными смазывающими характеристиками этих растворов. Т=32°С 10 5 0 0 б) 150 300 450 600 750 900 1050 Скорость сдвига, c-1 80 ИЗМЕРЕНИЕ ПЛОТНОСТИ 60 Напряжение сдвига, Па Плотность раствора измерялась кориолисовым плотномером производства Metroval, который одновременно играл роль массового расходомера на основе U-образных трубок. Ограничительные условия для этого прибора — максимальный диаметр мехпримесей 1 мм, а также отсутствие пузырьков газа в потоке жидкости. Авторы провели ряд экспериментов: а) повышение плотности РВО посредством ступенчатого добавления барита и нагрева; б) понижение плотности РВО посредством его разбавления водой с периодическим удалением избыточной жидкости из емкости; в) повышение плотности РУО (рис. 2.5). Как следует из приведенных графиков, во всех случаях онлайн измерения в достаточной мере совпадали с лабораторными. 40 Т=330С 20 вискозиметр ТТ-100 вискозиметр FANN 35A зависимость для FANN 35A зависимость для ТТ-100 0 0 150 300 450 600 750 900 1050 Скорость сдвига, c-1 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 7 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 2.4. Реологические профили бурового раствора на водной основе (а) и РУО (б) 60 40 20 Напряжение сдвига, Па Напряжение сдвига, Па б) Т=34°С вискозиметр ТТ-100 вискозиметр FANN 35A ависимость для FANN 35A зависимость для ТТ-100 80 60 40 Т=51°С 20 вискозиметр ТТ-100 вискозиметр FANN 35A модель Балкли-Гершеля для FANN 35A модель Балкли-Гершеля для ТТ-100 0 0 200 400 600 800 1000 0 1200 0 300 -1 Скорость сдвига, с а) Повышение плотности и температуры РВО 64 2,0 1,9 1,8 56 1,7 1,6 1,4 40 Т (0С) (кг/л) Плотность раствора, 48 1,2 1,1 Лаб. плотномер (кг/л) Онлайн плотномер (кг/л) 1,0 Температура (°С) 0,9 0,0 2,0k 4,0k 6,0k 8,0k 10,0k 12,0k 14,0k 32 24 16,0k Время (с) б) Разбавление РВО в) Повышение плотности и давления РУО 350 2,0 5,5 2,0 1,9 300 1,8 5,0 1,7 4,5 1,4 150 1,3 1,2 1,1 Лаб. плотномер (кг/л) Онлайн плотномер (кг/л) 1,0 Объем жидкости (л) 100 50 0,9 0,0 2,0k 4,0k 6,0k 8,0k Время (с) Обзор Конференции IADC/SPE 2014 10,0k 0 12,0k 1,6 4,0 (кг/л) 1,5 Плотность раствора, 200 Объем (л) (кг/л) Плотность раствора, 1,8 250 1,6 8 1200 на ее основе своих свойств, замеры проводились для подтверждения постоянства напряжения. В эксперименте использовали три инвертно-эмульсионных раствора с разными соотношениями нефть/вода: 50/50, 40/60 и 30/70 (рис. 2.6). Как и предполагалось, величина требуемого для передачи тока силой 61 мкА напряжения последовательно снижалась с увеличением доли водной составляющей. Значения лабораторных и онлайн замеров разошлись незначительно. Кроме того, авторы установили в контур датчик удельной электропроводности раствора, который позволял оценивать состояние эмульсии. Для его тестирования провели эксперимент, в ходе которого в РУО сначала добавлялась нефть, а затем вода (рис. 2.7). Как мы видим, эффективная (кажущаяся) вязкость с добавлением нефти снижалась, а по мере добавления воды — росла, вплоть до момента разрушения эмульсии, сопровождавшегося резким падением вязкости в связи с тем, что вязкость каждой из двух образовавшихся фаз ниже вязкости эмульсии (рис. 2.7а). Из рис. 2.7б видно, что те же условия эксперимента влияли соответствующим образом и на показания датчиков электростабильности и электропроводности. По мере добавления воды порог повышения напряжения Рис. 2.5. Замеры плотности раствора в динамике 1,3 900 Скорость сдвига, с-1 полярности жидкости и количественно — электрическое напряжение, необходимое для передачи тока силой 61 мкА между двумя электродами. Чем выше степень неполярности жидкости, тем выше и необходимое напряжение. Поскольку от стабильности инвертной эмульсии зависит сохранение буровым раствором 1,5 600 3,5 1,4 3,0 Давление в линии (бар) 1,2 Онлайн плотномер (кг/л) 2,5 1,0 0 1k 2k 3k Время (с) 4k 2,0 5k Давление (бар) а) инженерная практика Рис. 2.6. Контроль электростабильности эмульсии а) Эмульсия 50/50 850 70 800 65 750 60 700 50 Напряжение (онлайн) Напряжение (лаб.) 550 45 500 40 450 35 400 30 350 300 25 250 20 200 15 150 10 100 5 50 0 0 0 10 20 30 40 50 60 70 Время, с 80 90 100 110 120 130 б) Эмульсия 40/60 450 70 425 65 400 60 375 55 350 50 Предел силы тока (61 мкА) Сила тока (мкА) 300 275 45 Напряжение (онлайн) Напряжение (лаб.) 250 40 225 35 200 30 175 25 150 125 20 100 15 75 Сила тока, мкА 325 Напряжение, В Сила тока, мкА 600 Напряжение, В 55 Предел силы тока (61 мкА) Сила тока (мкА) 650 10 50 5 25 0 0 0 15 30 45 60 75 Время, с 90 105 120 135 в) Эмульсия 30/70 140 70 65 60 120 55 Предел силы тока (61 мкА) Сила тока (мкА) 50 45 Напряжение (онлайн) Напряжение (лаб.) 80 40 35 60 30 25 Сила тока, мкА Напряжение, В 100 20 40 15 20 10 5 0 0 0 15 30 45 60 75 Время, с 90 105 120 135 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 9 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 2.7. Изменение свойств и разрушение эмульсии а) Динамика эффективной вязкости 450 Онлайн вязкость 420 390 360 330 Эффективная вязкость, сП 300 270 240 210 180 150 120 90 60 30 0 3000 6000 б) Динамика электрического поведения системы 9000 12000 15000 Время, с 125 70 100 Онлайн уд. электропроводность (мСм/см) Сила тока (мкА) Предел силы тока для эксперимента (61 мкА) Онлайн напряжение (В) 0,5 60 0,4 75 40 30 50 Сила тока (мкА) Напряжение (В) 50 0,3 0,2 20 25 Уд. электропроводность (мСм/см) 0 0,1 10 0 0 0 3000 6000 9000 12000 0,0 15000 Время (с) постепенно снижался, а после разрушения эмульсии электропроводность системы перестала быть нулевой. ОЦЕНКА КОНЦЕНТРАЦИИ МЕХПРИМЕСЕЙ И, наконец, для оценки КВЧ авторы решили использовать акустический датчик, измеряющий интенсивность затухания ультразвукового сигнала, а также скорость прохождения звуковой волны в потоке жидкости. Для расчета КВЧ по данным этого датчика необходима информация обо всех остальных параметрах жидкости и составе мехпримесей. Кроме того, у метода также есть и ограничительные условия: в жидкости не должно быть пузырьков газа. 10 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 Здесь же авторы отмечают, что заводская калибровка прибора, естественно, не учитывает многообразие используемых в инжиниринге буровых растворов присадок и добавок. И поэтому для повышения достоверности в этой части задачи требуется дальнейшее совершенствование датчиков. Авторы провели ряд экспериментов по оценке содержания мехпримесей, результаты одного из которых отображены на рис. 2.8. В ходе этого эксперимента сначала в РВО добавили относительно легкие нерастворимые мехпримеси, что сопровождалось повышением всех показателей, за исключением скорости распространения акустических волн. Далее добавили некоторое количе- инженерная практика Рис. 2.8. Реагирование датчиков на мехпримеси 40 1,50 38 КВЧ, г/л 36 μэф при 1021 с-1 1,40 2 1,35 1532 68 1530 64 1525 60 1520 56 1515 52 1510 48 1505 44 1500 800 750 1,45 34 72 700 650 600 1,30 8 550 500 Плотность, кг/л 6 4 2 0 1,25 450 1,20 400 1,15 350 300 8 1,10 6 1,05 4 Плотность, кг/л 150 0,95 Скорость звука, м/с 8 2000 3000 4000 6000 5000 1495 36 1490 μэф при 1021С-1 1000 40 Время, с 100 50 0,90 0 200 1,00 Затухание, дБ 0 250 0 КВЧ, г/л 2 Скорость звука, м/с Затухание ультразвука, дБ 0 Рис. 2.9. Результат вычисления КВЧ нейронной сетью на основе онлайн измерений: 1000 900 КВЧ (рассчитанная по онлайн данным), г/л 800 700 600 500 400 300 200 100 0 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 КВЧ (фактическая), г/л - рассчитанные нейронной сетью значения, ство тяжелых нерастворимых мехпримесей, в результате чего значительно выросла плотность и незначительно — эффективная вязкость. Когда на завершающем этапе в раствор стали добавлять карбонатные соли, к росту всех показателей прибавился также и некоторый рост скорости распространения звука. Авторы объясняют это растворением части карбонатных солей в РВО. Полученные в ходе этих экспериментов данные о реагировании датчиков на количество и состав мехпримесей, а также большой объем сопутствующей информации были использованы авторами для обучения искусственной многослойной нейронной сети. Как мы - фактические (экспериментальные) значения видим из рис. 2.9, авторам удалось добиться отличной сходимости результатов. ПЕРСПЕКТИВЫ ПРОЕКТА Подводя итог своей работе, авторы указывают на достаточную для нефтепромысловых задач достоверность показаний онлайн приборов и расчетов, которая должна позволить на практике предотвращать многие аварии при бурении скважин, а также повысить уровень автоматизации строительства скважин. Следующим этапом будет расширение номенклатуры датчиков и опытно-промысловые испытания технологии.S Обзор Конференции IADC/SPE 2014 11 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НАВЕДЕННОЙ ВИБРАЦИИ ПРИ ВЕРТИКАЛЬНОМ И НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОМ БУРЕНИИ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКОЙ СКОРОСТИ ПРОХОДКИ И БОРЬБЫ С ПОДКЛИНИВАНИЕМ-ПРОСКАЛЬЗЫВАНИЕМ КНБК Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 168034 “Drilling with Induced Vibrations Improves ROP and Mitigates Stick/Slip in Vertical and Directional Wells”. Данная публикация была подготовлена авторами J.R. Clausen, A.E. Schen, I. Forster, J. Prill, R. Gee (National Oilwell Varco) для Буровой конференции Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4–6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. Как правило, вибрация бурильной колонны или ее элементов воспринимается как очевидное зло, с которым необходимо бороться. Принимая этот постулат, авторы материала делают оговорку, что вибрация вибрации рознь. И если поперечные вибрации КНБК при бурении, действительно, приводят к преждевременному износу долота и другим проблемам, то с продольными вибрациями дело обстоит иначе. Основываясь на ряде ранее проведенных коллегами исследований и расчетов (Forster and Grant, 2012), авторы заключают, что теоретически эффективность бурения КНБК, способной передавать переменную нагрузку на забой, при прочих равных условиях в любом случае будет выше. Статическое трение сменится динамическим, вследствие чего требуемая нагрузка на долото в обычных условиях будет ощутимо меньше, а передача веса колонны на долото при этом улучшится. Проведенные ранее исследования, впрочем, относились прежде всего к повышению эффективности ловильных операций. В частности, было отмечено, что возбуждение продольной вибрации, особенно в случае вхождения инструмента в состояние резонанса, Рис. 3.1. Конструкция возбудителя продольных вибраций 12 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 значительно облегчает задачу извлечения прихваченной трубы или компоновки. КОНСТРУКЦИЯ СИСТЕМЫ Авторы описывают скважинную систему возбуждения продольных вибраций в процессе бурения следующим образом. Во-первых, в КНБК включается возбудитель продольных вибраций (ВПВ) — инструмент, создающий продольные вибрации в заданном диапазоне частот. При этом системе КНБК — долото отводится роль динамического поглотителя продольной вибрации, частота резонанса которого подстраивается под частоту ВПВ посредством подбора веса и жесткости. В результате, «поглотитель вибрации» активизируется при достижении наводимой продольной вибрацией частоты резонанса. Таким образом, вибрация оказывает максимальное воздействие на КНБК и колонну. Принцип работы ВПВ заключается в том, что посредством входящей в его состав стандартной винтовой рабочей пары инструмент с высокой скоростью открывает и закрывает клапан, в результате чего создаются импульсы давления. Импульсы передаются на инженерная практика Рис. 3.2. Экспериментальная установка для бурения твердых пород с программируемой продольной вибрацией, Sandia National Labs Рис. 3.3. Типичная динамика продольных вибраций 10 Импульс возбуждения – 10 Гц x 10-3 8 6 4 2 0 -2 -4 -6 -8 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 Замеры с частотой 500 Гц шток амортизатора, ритмичное срабатывание которого и создает продольные вибрации заданной частоты. При этом рабочая частота ВПВ пропорциональна расходу промывочной жидкости. Инструмент выпускается в габаритах от 42,3 до 203,2 мм (от 1–11/16 до 8’’). Исследование воздействия продольных и торсионных вибраций на процесс резания отдельно взятого резца PDC показало повышение эффективности на 24–58% при разбуривании известняка, песчаника и гранита. лось добиться при частоте вибрации около 7 Гц и скорости вращения колонны (СВК) 135 об./минуту. Авторы связывают это обстоятельство с тем, что с повышением СВК глубина резания (ГР) резцов долота PDC пропорционально уменьшается и амплитуда продольной вибрации начинает составлять значимую долю от этого значения. Малая ГР была также обусловлена тем, что в эксперименте моделировалось разбуривание достаточно твердой породы при относительно малой Рис. 3.4. Зависимость между частотой вибрации и приростом МСП 60 ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ — МСП 50 Прирост МСП, % Полномасштабные лабораторные испытания ВПВ авторы провели на базе лабораторного комплекса Sandia National Laboratories (США). Для испытаний использовалась буровая установка с сервогидравлическим устройством для создания продольных вибраций частотой до 90 Гц (рис. 3.2). Для разбуривания гранита Sierra White неограниченной прочности на сжатие около 193,1 МПа (28000 psi) в эксперименте использовали четырехлопастное долото PDC диаметром 82,55 мм (3,25 дюйма). На рисунке 3.3 показана типичная динамика распространения вибрационных волн при частоте импульсов 10 Герц. При этом авторы обращают внимание на то, что вибрационное воздействие при разных скоростях вращения колонны давало разные результаты, хотя и во всех случаях положительные. Наибольшего прироста механической скорости проходки (МСП) уда- 40 30 20 10 0 0 5 10 15 20 25 Частота вибрации, Гц 60 об./мин 135 об./мин Обзор Конференции IADC/SPE 2014 13 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 3.5. Влияние продольной вибрации частотой 15 Гц на подклинки-провороты бурильной колонны 500 400 Вибрация Вкл. Выкл. Вибрация Вкл. Выкл. Vпр, об./мин 300 Vд, об./мин ННД, Н х 10 200 Кр. момент, мНм 100 0 8000 8500 9000 9500 10000 10500 11000 11500 12000 12500 13000 13500 14000 Время, мс создаваемой гидравлически нагрузке на долото. В этой связи авторы предположили, что аналогичное вибрационное воздействие при разбуривании более мягких пород с более высокой базовой МСП даст лучшие результаты. Кроме того, авторы отмечают, что с повышением частоты наведенной вибрации ее амплитуда пропорционально уменьшается, тогда как последняя играет важную роль в повышении МСП. В свою очередь, снижение амплитуды при повышении частоты вибраций связано с необходимостью более мощного динамического воздействия на систему, реализовать которое представляется затруднительным как лабораторных, так и в скважинных условиях. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ — «ПОДКЛИНКИ-ПРОВОРОТЫ» Объектом другого лабораторного исследования (Forster, 2011), на которое также ссылаются авторы материала, стало влияние наведенной продольной вибрации на подклинки-провороты бурильной колонны. После этапа математического моделирования исследователи построили миниатюрную экспериментальную буровую установку, на которой смоделиро- Рис. 3.6. Расчет распространения вибрации 0,25 Вибрация на долоте, g 0,2 0,15 0,1 Возбужд. Долото 0,05 Поверхность 0 1 14 2 3 4 5 6 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 7 8 9 10 11 12 13 Частота вибрации, Гц 14 15 16 17 18 19 20 инженерная практика Рис. 3.7. Динамика параметров бурения для КНБК №3 а) Крутящий момент Крутящий момент, Нм 8 135 6 779 5 423 4 067 2 712 1 356 0 -1 356 - 2 712 0 1000 2000 3000 Максимум Минимум 4000 5000 6000 7000 8000 4000 5000 6000 7000 8000 Время, c б) Нагрузка на долото Нагрузка на долото, т 13,6 9,1 4,5 0 -4,5 -9,1 0 1000 2000 3000 Максимум Минимум Время, c в) МСП и расход жидкости МСП, м/ч 30,5 1 893 15,2 0 Расход, л/мин 3 785 45,7 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Время, с г) Продольное ускорение 6 Ускорение, g 4 2 0 -2 -4 0 1000 Максимум Минимум 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Время, с Обзор Конференции IADC/SPE 2014 15 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 3.8. Зависимость средней МСП от частоты вибрации 21,3 18,3 Средняя МСП, м/ч 15,2 12,2 9,1 6,1 3,0 0 12 13 14 15 16 Частота вибрации, Гц 17 18 Средняя МСП Средняя МСП (соседние скважины) ванием и распрямлением колонны. И именно это явление должно было нивелироваться воздействием продольных вибраций. Как показывают результаты эксперимента, воздействие продольных вибраций частотой 15 Гц действительно позволило кратно уменьшить разброс значений скорости вращения долота — показатель интенсивности подклинок-проворотов (рис. 3.5). Дальнейшие испытания показали, что максимального эффекта удается добиться при достижении резонанса на долоте. В этом случае основная доля энергии вибраций передается именно долоту и КНБК и лишь малая часть — распространяется по колонне до поверхности. ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ вали условия возникновения подклинок-прихватов при скорости вращения вала верхнего привода 100–150 об./мин и осевой нагрузке на долото (ННД) в 5 ньютон. Авторы указывают на то, что при возникновении подклинок-проворотов скорость вращения долота (Vд) может в конкретный момент времени в разы отличаться от скорости вращения вала верхнего привода (Vпр). Это объясняется попеременным торсионным скручи- Рис. 3.9. Состояние долота после бурения 16 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 С целью подтверждения теоретических расчетов и лабораторных испытаний на практике авторы реализовали серию опытно-промысловых испытаний (ОПИ) с тремя КНБК разных конфигураций. Работы проводились на испытательном полигоне Catoosa (Owasso, штат Оклахома), где прежде на нескольких скважинах испытывались различные сочетания элементов КНБК. Таким образом, проведенные ранее испытания могли быть использованы в качестве базы для сравнения. Именно с учетом этой задачи для испытания вибрационного воздействия авторы использовали точно такие же КНБК, скорости вращения долот, нагрузки на долото и другие параметры, изменяя лишь расположение ВПВ и частоту наведенных вибраций. Нагрузка на долото при бурении предыдущих скважин в среднем составляла 6,8–7,7 тонн (15000-17000 psi). Наиболее показательным стало испытание компоновки №3. КНБК включала шестилопастное долото PDC диаметром 215,9 мм (8,5’’) с суммарным сечением промывочных отверстий (FTA) 516 мм2 (0,8 кв. дюймов); прибор для измерений в процессе бурения (EMS, National OilWell) диаметром 165,1 мм (6,5’’); амортизатор; возбудитель продольных колебаний диаметром 165,1 мм (6,5’’); прямой винтовой забойный двигатель диаметром 158,7 мм (6,25’’) с заходностью 7/8, с числом шагов статора 2,9; центратор диаметром 212,7 мм (83/8’’); и 10 УБТ диаметром 158,7 мм (6,25’’). Компоновку спускали на бурильной трубе диаметром 114, мм (4,5’’). Расход промывочной жидкости составлял 1500–2000 л/минуту. Включенный в компоновку прибор EMS обеспечивал получение забойных данных о фактической нагрузке на долото, латеральном и продольном ускорении, скорости вращения и крутящем моменте с частотой замеров 800 Герц. Механическую скорость проходки замеряли на поверхности с частотой 1 Герц. инженерная практика Рис. 3.10. Сравнительный анализ рейсов КНБК с ВПВ и без ВПВ с использованием однотипных долот 12,2 с ВПВ Средняя МСП, м/ч 10,7 без ВПВ В среднем 9,1 7,6 В среднем 6,1 4,6 3,0 0 152,4 304,8 457,2 609,6 762,0 Проходка, м Доломиты с включениями кремнистых сланцев, на которых испытывалась КНБК, характеризуются прочностью на сжатие в диапазоне 131,0–179,3 МПа (19000–26000 psi) и приобрели печальную известность под названием Арбакл (Arbuckle). После прохождения небольшого 80-метрового интервала этой породы при бурении предыдущих скважин у долот PDC обнаруживались повреждения как минимум трех резцов плечевой зоны. Перед началом испытаний авторы провели математическое моделирование для определения предполагаемой частоты резонанса. Оптимальный диапазон пришелся на 14–16 Гц (рис. 3.6). Как показали испытания, в случае этой компоновки оптимальная частота возбуждения вибрации оказалась относительно низкой. При этом оптимальная точка была выражена гораздо более отчетливо, а повышение МСП в породе Арбакл достигло 63%. На рис. 3.7 мы видим динамику основных показателей и их колебаний в точке максимальной МСП. Опыт также подтвердил результаты математического моделирования: максимальная МСП была достигнута при частоте 14,5 Гц (рис. 3.8). Авторы, кроме того, отмечают интенсивные колебания значений крутящего момента, что служит одним из наиболее эффективных механизмов предотвращения подклинок-проворотов колонны. Примечательно также и состояние извлеченного долота (рис. 3.9). Долото не получило никаких повреждений вооружения, отмечался лишь незначительный износ кромок резцов. Ничего подобного при бурении на данном участке прежде не видели. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ПРЕИМУЩЕСТВА ДЛЯ РУС Помимо выше описанных результатов экспериментов, авторы обнаружили особенные преимущества применения ВПВ при бурении с помощью роторных управляемых компоновок (РУС). Как показал опыт, на- веденные продольные вибрации существенно снижают интенсивность возникающих при контакте резцов с забоем торсионных вибраций. Благодаря этому, во-первых, значительно повышается МСП, а также выравнивается скорость вращения внутренней компоновки приборов РУС — а, значит, повышается точность управления системой. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ВПВ И, наконец, авторы описывают опыт применения ВПВ на двух проектах: при бурении скважин в Алжире и в Скалистых горах США. В первом случае применение ВПВ позволило фактически избавиться от проблемы подклинок-прихватов при существенном росте средней МСП и снижении необходимой нагрузки на долото. Кроме того, если прежде большинство долот приходилось извлекать из скважин до достижения проектного забоя вследствие неприемлемого снижения МСП по причине износа долота, то после внедрения ВПВ в большинстве случаев извлеченные из пробуренных скважин долота можно было использовать и далее. Сложности при бурении в Скалистых горах были сопряжены с предполагаемым недохождением веса колонны до забоя при бурении вертикальной секции вследствие избыточной кривизны ствола и трения колонны о стенки скважины. И, хотя прежде система ВПВ использовалась при наклонно-направленном бурении, оператор решил испытать ее в своих вертикальных скважинах. Статистика по итогам сорока рейсов — 27 без ВПВ и 13 с ВПВ — показывает, что благодаря наведенным продольным вибрациям МСП выросла на 30–33%, а проходка на долото увеличилась в среднем на 18% (рис. 3.10). Причем, поскольку предварительные расчеты оптимальной частоты возбуждения вибрации в данном случае не проводились, эти результаты были достигнуты без использования преимуществ резонанса.S Обзор Конференции IADC/SPE 2014 17 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН НЕОБХОДИМОСТЬ ИЗМЕРЕНИЯ ВЫСОКОЧАСТОТНЫХ ВИБРАЦИЙ НАРЯДУ С ДИНАМИЧЕСКИМ МОДЕЛИРОВАНИЕМ ДЛЯ ПОНИМАНИЯ ПРИЧИН ИЗНОСА ДОЛОТ PDC Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 167993 “The Need for High-Frequency Vibration Measurement Along With Dynamics Modeling to Understand the Genesis of PDC Bit Damage”. Данная публикация была подготовлена авторами Hatem Oueslati, Andreas Hohl, Navish Makkar, Thorsten Schwefe (SPE) и Christian Herbig (Baker Hughes Incorporated) для Буровой конференции Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4–6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. В отличие от предыдущего материала предметом исследования настоящей статьи стало пагубное влияние поперечных и торсионных вибраций на работу долот PDC и бурильной колонны в целом. Как подчеркивают авторы, история изучения роли вибрации и сопутствующих явлений в механизме таких динамических неполадок при бурении, как обратное вращение резцов и подклинки-провороты колонны, уходит в прошлое как минимум на 25 лет. И такой интерес вполне объясним, поскольку оба явления становятся частыми причинами повреждения и преждевременного износа долот PDC. Между тем, каждый шаг в повышении механической скорости проходки (МСП) и увеличении проходки на долото (ПНД) обеспечивает существенную экономию при строительстве скважин и, в особенности, глубоких и морских скважин. Именно по этой причине расчет запаса прочности колонны на смятие, скручивающих и осевых нагрузок и других параметров бурения давно стал повседневной практикой в планировании буровых работ. Многие проблемы удалось решить с появлением роторных управляемых систем (РУС). Однако лишь относительно недавние успехи в области скважинных датчиков и повышения пропускной способности каналов связи дали возможность приступить к пристальному изучению влияния высокочастотных вибраций в процессе бурения. В настоящем материале авторы рассказывают об исследовании, проведенном при бурении горизонтальной секции глубокой морской скважины в Норвегии. Бурение велось в интервале перемежающих прослоев плотно сцементированных пород, что делало условия бурения идеальными для поставленных исследователями задач. Оператору удалось успешно завершить строительство скважины общей длиной по стволу 5425 м с горизонтальной секцией в 3423 метров. Последняя была пробурена РУС и долотом PDC за один рейс, однако в процессе бурения регистрировались сильные поперечные вибрации, а также интенсивные подклинки-провороты, и долото было извлечено в плачевном состоянии. КОНФИГУРАЦИЯ КНБК И ДАТЧИКИ Состав КНБК с РУС в данном случае был достаточно стандартным (рис. 4.1). В целях исследования авторы дополнили компоновку датчиком, установленным непосредственно в корпусе долота (рис. 4.2). Вторым измерительным модулем служил стандартный блок Рис. 4.1. Конфигурация КНБК с РУС и расположение измерительных приборов Долото PDC с датчиком в корпусе Направляющий модуль Модуль электропитания и связи 18 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 Инструмент MWD (динамика, ННД, МНД, изгибающие нагрузки и т.п.) LWD (направление, гамма-каротаж,, УЭС и т.п.) LWD (плотность, пористость, кавернометрия и т.п.) инженерная практика Рис. 4.2. Датчик, установленный в корпусе долота датчиков MWD, позволявших отслеживать динамику системы, нагрузку на долото (ННД), крутящий момент на долоте (МНД), изгибающие нагрузки, и т.п. Как подчеркивают авторы, размещение приборов в двух отдельных, отстоящих друг от друга модулях играло важную роль при определении источника и распространения воздействий. Благодаря автономному энергообеспечению встроенный в корпус долота сенсорный блок был полностью независимым от режима бурения. Прибор обеспечивал измерение величины продольных, поперечных и торсионных вибраций, а также забойной температуры. Пересчетом определяются угловая скорость колонны и проявления таких неполадок при бурении как подклинки-провороты, биение долота и обратное вращение. В течение каждого пятисекундного интервала измерений датчики работали с частотой 1400 Гц, выдавая также и усредненные данные. Модуль MWD располагался в 4,5 м выше долота. Его данные позволяли подтвердить достоверность кинетического моделирования и расчетов. Рис. 4.3. Механизм возникновения обратного вращения резцов Вид сверху Вид сверху Вид снизу Стенка ствола Центр долота Вращение вперед Центр долота Долото Вращение долота Долото Вращение долота Вращение долота D C A B Граница обратного вращения Стенка ствола Направление резания Вектор скорости Обратное вращение Мгновенный центр вращения Рис. 4.4. Клиренс как условие возникновения обратного вращения а) Продолжительность симуляции 0,4360 с б) Продолжительность симуляции 0,4370 с Без ОВ ОВ с частотой 57 Гц Vд = 120 об./мин Vд = 120 об./мин Ø внеш. долота = 8,5” Ø внеш. долота = 8,5” Ø внут. ствола = 8,5” Ø внут. ствола = 8,5” Обзор Конференции IADC/SPE 2014 19 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 4.5. Распределение направленности вращения резцов Тангенциальная составляющая скорости вращения резца Мгновенный центр вращения -0.1 Скорость вращения, м/с -0.05 0 0.05 0.1 0.15 Граница зоны обратного вращения резцов 0.2 4 2 -4 0 -2 0 -2 2 -4 4 Х, дюйм Y, дюйм Рис. 4.6. Разрушение резцов при обратном вращении Рис. 4.7. Доминирующая частота поперечной вибрации при снижении ГР и обратном вращении резцов на глубине 4580 м Данные датчиков (пик) 0.4 0.2 20 50 100 150 Частота, Гц Обзор Конференции IADC/SPE 2014 200 0.6 0.4 0.2 0 0 50 100 150 Частота, Гц Моделирование (фактическая Vд) 0.8 Амплитуда по БПФ 0.6 0 Моделирование (постоянная Vд) 0.8 Амплитуда по БПФ Амплитуда по БПФ 0.8 0 1 1 1 200 0.6 0.4 0.2 0 0 50 100 150 Частота, Гц 200 инженерная практика Рис. 4.8. Динамика глубины резания Глубина резания, дюйм/об. 1 0.9 макс. ГР 0.8 мин. ГР 0.7 ср. ГР 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 2000 2500 3000 3500 100 2 3 Время, с 4 5000 5 200 100 0 0 1 2 3 Время, с ОБРАТНОЕ ВРАЩЕНИЕ Авторы указывают на явление обратного вращения (back whirl) резцов PDC как на один из ключевых факторов возникновения вредоносных вибраций, а также как на один из непосредственных механизмов разрушения резцов. Основываясь на данных забойных датчиков и теоретических зависимостях, авторы создали математическую модель вращения долота PDC в условиях, приводящих к обратному вращению (ОВ) резцов. Если не вдаваться глубоко в физику и математику приведенных в материале расчетов, то механизм возникновения ОВ можно проследить по рисунку 4.3. Глядя на вооружение долота нетрудно отметить, что резцы на противоположных лопастях направлены в противоположные 4 5500 Пик №39 \ Глубина 3111 м 300 Vд, об./мин Vд, об./мин Vд, об./мин 200 1 4500 Пик №35 \ Глубина 3049 м Пик №32 \ Глубина 2922 м 300 0 0 4000 5 300 200 100 0 0 1 2 3 Время, с 4 5 стороны. Если долото вращается вокруг своего центра, то такая конфигурация обеспечивает постоянное совпадение направленности резцов с направлением вращения долота. Однако, если диаметр ствола превышает внешний диаметр долота и между стенками ствола и долотом образуется клиренс (зазор), то при вращении долота постоянно образуются «моментальные центры вращения» в точке соприкосновения стенки ствола и внешней кромки долота. В этом случае долото вращается уже не вокруг своего центра, а вокруг возникающих мгновенных центров. Получается, что обе прежде противолежавшие относительно центра лопасти начинают работать фактически как одна, тогда как направленность их резцов остается противоположной. Рис. 4.9. Процарапывание борозд на лопастях долота PDC ГР = 7,6 мм/об. (0,3"/об.) Борозды на извлеченном долоте ГР = 25,4 мм/об. (1"/об.) Обзор Конференции IADC/SPE 2014 21 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН 30 25 Старая конструкция Новая конструкция МСП, м/ч 20 15 10 5 0 Таким образом, прилежащий к мгновенному центру вращения ряд резцов будет в течение короткого промежутка времени вращаться противоположно вращению долота, то есть «спиной», а затем «боком». Динамически это будет проявляться «завихрением» траектории движения резцов (рис. 4.4). При этом основную непредусмотренную нагрузку будут воспринимать выступающие средние резцы (рис. 4.5). Они же, как показывает опыт, и подвергаются наибольшему разрушению (рис. 4.6). Однако, как указывают авторы, помимо непосредственного воздействия на вооружение долота, обратное вращение сопровождается появлением высокочастотных поперечных вибраций. Наибольших пиков (до 20 g) поперечные вибрации достигают при малых значениях глубины резания (ГР), когда стабильность долота снижается. И, как показал пересчет данных забойных датчиков посредством алгоритма быстрого преобразования Фурье (БПФ), доминирующая частота поперечных вибраций в моменты обратного вращения резцов составляет 57 Гц (рис. 4.7). Датчики системы также позволили выявить проявления мощных (также до 20 g) высокочастотных торсионных вибраций с доминирующей частотой 174 Гц. По словам авторов, эти вибрации, судя по всему, напрямую не связаны ни с подклинками-проворотами, ни с обратным вращением резцов, однако также порождаются особенностями взаимодействия долота и породы. И, хотя вибрации данного спектра частот не оказывают разрушающего воздействия собственно на долото, продолжительные резонансные явления могут губительно сказываться на работе различных модулей КНБК. МЕХАНИЗМ ПОВРЕЖДЕНИЙ ПРИ ПОДКЛИНКАХ-ПРОВОРОТАХ Изложенный и математически описанный механизм возникновения и динамики обратного вращения резцов проливает свет на часть причин разрушения резцов и матрицы долота. Однако картина была бы неполной без учета механизма подклинок-проворотов. Задействованное в исследовании оборудование КНБК позволило детально изучить и этот аспект проблемы. 22 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 Средняя проходка на долото, м Рис. 4.10. Сравнение эффективности долот старой и новой конструкции 2500 2000 Старая конструкция Новая конструкция 1500 1000 500 0 Как указывают авторы, наибольшая интенсивность подклинок-проворотов при бурении данной скважины приходилась на интервал 1000–1500 м по стволу. Это было зафиксировано при помощи скважинных приборов наряду с минимальными и максимальными значениями скорости вращения долота. В свою очередь, располагая данными о скорости вращения долота и динамике скорости проходки, нетрудно построить диаграмму глубины резания для интересующих интервалов (рис. 4.8). Диаграмма иллюстрирует особенности явления подклинки-проворота: во время фазы подклинки, длящейся 1–1,5 с скорость вращения долота (Vд) падает до нуля: долото с огромной силой вдавливается в породу без вращения, тогда как резания породы не происходит. По этой причине в момент возобновления вращения глубина резания может значительно возрастать относительно средней величины. В то же время, если стандартная ГР в 7,6 мм/об. (0,3 дюйма/об.) не наносит долоту вреда, то с увеличением до 25,4 мм/об. (1 дюйм/об.) и выше картина меняется — несрезанная порода достигает границ матрицы долота и начинает ее разрушать (рис. 4.9). ПРАКТИЧЕСКИЙ СМЫСЛ Проведенные исследования и полученные результаты не составляли самоцель для авторов. Они стали частью проекта по разработке более совершенной конструкции долот, прежде всего, для морского бурения. И новые типы долот, действительно были разработаны. Как утверждают авторы, благодаря изменению базовой конструкции с учетом полученных в ходе исследований данных разработчикам удалось создать гораздо более стабильную конфигурацию вооружения, сводящую к минимуму явления обратного вращения и интенсивность поперечных вибраций. Кроме того, в конструкции был реализован механизм контроля глубины резания для профилактики подклинок-проворотов, а для резцов выбрана более надежная и долговечная структура материала. Все эти усовершенствования обеспечили существенный рост средней МСП и проходки на долото (рис. 4.10).S БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН КОМПЛЕКСНОЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СТАБИЛЬНОСТИ СТЕНОК СКВАЖИН Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 167957 “A Comprehensive Experimental Study on Wellbore Strengthening”. Данная публикация была подготовлена авторами Quanxin Guo (M-I SWACO, a Schlumberger company), John Cook, Paul Way (Schlumberger), Lujun Ji и James E. Friedheim (M-I SWACO, a Schlumberger company) для Буровой конференции Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4-6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. Обосновывая актуальность данной работы, авторы напоминают о важности соблюдения «окна» плотности бурового раствора: заниженная плотность создаст угрозу обрушения стенок скважины, а завышенная — приведет к формированию нежелательных трещин в разбуриваемой породе. Задача существенно осложняется при бурении в неоднородных по пластовому давлению разрезах, например, когда давно разрабатываемые пласты с «посаженным» пластовым давлением перемежаются глинистыми прослоями, сохранившими свое изначальное поровое давление. В таких случаях простого подбора «компромиссной» плотности раствора часто недостаточно, и для сближения устойчивости пород к воздействию давления раствора приходится применять так называемые материалы для борьбы с поглощениями (МБП, lost circulation materials, LCM). К настоящему моменту разработано достаточно много разновидностей МБП, отличающихся по механизму кольматации высокопроницаемых интервалов. Авторы решили провести лабораторные испытания малых масштабов МБП на основе кольматирующих частиц. Такое решение обусловлено тем, что, по мнению авторов, целесообразнее с теми же затратами и в те же сроки провести большую серию испытаний на модели малых масштабов с хорошо контролируемыми условиями и результатами, чем одно-два дорогостоящих испытания в условиях, максимально приближенных к реальности. В результате для исследований авторы построили достаточно миниатюрный испытательный стенд, который позволял при помощи гидравлических поршней и трех пар параллельно расположенных пластин оказывать заданное давление на все стенки куба породы размерами 150×150×150 мм с пробуренной в нем скважиной диаметром 25 мм (рис. 5.1). Величины давления каждой пары пластин задавались независимо. Для исследования авторы выбрали два материала: песчаник Grinshill sandstone и глинистый сланец Runswick Bay shale. Выбор песчаника авторы объясняют близостью его свойств к свойствам стандартного для лабораторных испытаний песчаника Berea: модуль Юнга — 13,8 ГПа, коэффициент Пуассона — 0,2. Порода Runswick Bay shale принадлежит к числу глинистых отложений Северо-Восточного побережья Рис. 5.1. Испытательный стенд (а) и схема создания напряжений двумя парами пластин, расположенными параллельно стволу (б) a) 24 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 б) инженерная практика Рис. 5.2. Профили трещин в образцах песчаника (а) и глинистого сланца (б) а) ПЕСЧАНИК: ИСКУССТВЕННЫЕ И ЕСТЕСТВЕННЫЕ ТРЕЩИНЫ Среди сотен проведенных авторами экспериментов, прежде всего, исследованию подверглись особенности взаимодействия МБП с искусственными и естественными трещинами. В одном из случаев куб песчаника с искусственной трещиной подвергли минимальному горизонтальному напряжению ( h) в 1,4 МПа (200 psi) и максимальному горизонтальному напряжению ( H) в 5,5 МПа (800 psi). Трещина образовалась при закачке бурового раствора без МБП с расходом 15 мл/мин при давлении 6 МПа (870 psi) и быстро разошлась до краев образца. Повторное раскрытие трещины наблюдалось при давлении 3,4 МПа (500 psi). Добавление в раствор графитового МБП в концентрации 85,6 г/л (30-lb/bbl) и распределением частиц по размеру в пропорции D10 = 50 мкм, D50 = 150 мкм, D90 = 800 мкм позволило увеличить пороговое давление раскрытия трещины примерно до 8,3 МПа (1200 psi). При этом давлении авторы зафиксировали первый кратковременный прорыв раствора в трещину, после чего давление ступенчато поднималось по мере раскрытия и закрытия микроканалов, пока не достигло максимального значения в 11,7 МПа (1700 psi). Динамика давления показана на рис. 5.3. Аналогичный опыт проводился с моделью естественной трещины. С этой целью авторы использовали предварительно расколотый куб песчаника, совместив противоположные поверхности и сжав его до = 2,07 МПа (300 psi) и H = 6,2 МПа (900 psi), все остальные параметры оставались неизменными. Однако раствор начал протекать сквозь трещину уже при 2 МПа (290 psi) (рис. 5.4). Авторы объясняют это неидеальным совмещением поверхностей половинок куба породы. После вытеснения чистого бурового раствора раствором с МБП первый «порог» давления пришелся на 5,5 МПа (800 psi), после чего давление удалось довести до максимального значения чуть ниже 9 МПа (1300 psi). По словам авторов, эти эксперименты позволили проследить, как частицы МБП последовательно закупоривали наиболее слабые точки стенки ствола, в которых с увеличением давления открывались микроканалы. Чем большим было сечение трещины, тем более высокая концентрация МБП требовалась для надежной герметизации стенки ствола. Ожидаемая зависимость подтвердилась и в отношении распределения частиц по размеру. ПЕСЧАНИК: ПРОФИЛАКТИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА Другую серию аналогичных экспериментов авторы провели в рамках решения задачи предотвращения поглощений — добавления МБП в буровой раствор при бурении интервалов в высокопроницаемых пластах с «посаженным» давлением. Исследования опять же проводили на песчанике при h = 2,07 МПа (300 psi) и H = 6,2 МПа (900 psi) и при концентрации МБП в буровом растворе, равной 57,1 г/л (20-lb/bbl). Достоверное максимальное давле- Рис. 5.3. Образование трещины под давлением бурового раствора и восстановительное крепление стенки ствола в песчанике при помощи МБП на основе графита 14 Чистый раствор Раствор с МБП 12 10 Забойное давление, МПа Йоркшира (Великобритания), представлена преимущественно иллитовыми и каолинитовыми глинами с включениями кварца и известкового шпата. Это темно-серые ненабухающие крошащиеся трещиноватые глины с отчетливо различимыми пластинчатыми слоями отложения. Как и для большинства газонасыщенных глинистых сланцев, для Runswick Bay shale характерна неравномерность механических свойств. Поэтому большинство исследований авторы проводили на образцах песчаника. В качестве наглядного примера различий в механических свойствах песчаника и сланца авторы приводят снимки типичных поверхностей трещин (рис. 5.2.). б) 11,6 МПа 8,0 МПа 8 6,0 МПа 6 4 2 0 0 2000 4000 6000 8000 Время, с Обзор Конференции IADC/SPE 2014 25 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 5.4. Восстановительное крепление стенки ствола с естественной трещиной в песчанике при помощи МБП на основе графита 10 Забойное давление, МПа 8 Чистый раствор Раствор с МБП 6 что не все трещины были эффективно закупорены частицами МБП. 4 МЕХАНИЗМЫ КРЕПЛЕНИЕ СТЕНКИ И ПОГЛОЩЕНИЯ РАСТВОРА 2,0 МПа 2 0 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 Время, с ние в этом случае определить не удалось, так как даже при технически предельном для стенда давлении 17,2 МПа (2500 psi) никаких однозначных признаков растрескивания по индикатору давления обнаружить не удалось. Тем не менее после извлечения образца из стенда авторы обнаружили в нем отчетливые трещины, и отсутствие поглощений объяснялось эффективным закупориванием каналов частицами МБП. ЭКСПЕРИМЕНТЫ С ОБРАЗЦОМ СЛАНЦА Различия в механических свойствах песчаников и сланцев наглядно проявились при проведении аналогичных экспериментов с образцом глинистого сланца. Куб глинистого сланца уже содержал многочисленные естественные трещины. Искусственные начинали формироваться при давлении 2,07 МПа (300 psi) приблизительно перпендикулярно направлению наименьшего горизонтального напряжения при относительно небольшой анизотропии напряжений: h = 2,07 МПа (300 psi), H = 3,1 МПа (450 psi). При этом в ходе эксперимента в сланце образовывались и вторичные трещины в других направлениях, в том числе вдоль ствола (рис. 5.5). На всем протяжении воздействия кривая давления вела себя порывисто (рис. 5.6). И при последующем изучении извлеченных из стенда образцов авторы обнаружили, Проведя более тысячи экспериментов, авторы пришли к более или менее четкому пониманию механизмов явлений, происходящих во время формирования трещин, крепления стенок скважины при помощи МБП и разрушения этой защиты. Прежде всего, надежность крепления зависит от свойств формирующейся на стенках скважины фильтрационной глинистой корки, поскольку основные процессы закупоривания открывающихся под давлением микроканалов происходят именно вблизи стенок скважины. На рис. 5.7а мы видим, как корка обволакивает стенки ствола, покрывая естественные трещины в песчанике, тогда как некоторый объем фильтрата проникает на небольшую глубину в толщу породы. На рис. 5.7б наблюдается прорыв фильтрационной корки и открытие микроканала, через который буровой раствор на водной основе без МБП начинает поглощаться пластом. Авторы утверждают, что число таких микроканалов тесно коррелирует с числом пиков на кривой динамики давления. Переходя к выводам, авторы указывают на то, что при правильном подборе концентрации МБП и размера его частиц в соответствии с шириной трещины и другим параметрам системы допустимое забойное давление может быть увеличено в разы. Главное, обеспечить достаточную толщину и прочность фильтрационной корки, благодаря чему относительно небольшие толщины фильтрационной корки отверстия образующихся микроканалов будут быстро затягиваться. Таким образом, после начала формирования трещины в породе за коркой скважина будет какое-то время сопротивляться поглощению. И именно профилактическое добавление в Рис. 5.5. Искусственные и естественные трещины в глинистом сланце 26 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 инженерная практика Рис. 5.6. Динамика давления при исследовании восстановительного крепления стенки ствола в глинистом сланце при помощи МБП на основе графита 14 Чистый раствор буровой раствор МБП в два раза меньшей концентрации более эффективно, нежели закачка раствора с МБП для ликвидации уже возникшего поглощения. В качестве развития своих выводов авторы приводят подтвердившиеся на практике реализованные в программном обеспечении математические модели (рис. 5.8). В рассматриваемых случаях все геомеханические параметры одинаковы. При этом в первом случае фильтрационная корка менее прочная, а соотношение толщины корки и ширины микроканала равно 6/1 (рис. 5.8а), во втором — корка более прочная, а соотношение толщины корки и ширины микроканала равно 3/1 (рис. 5.8б). Как мы видим, даже при меньшей относительной толщине корки более высокие защит- Забойное давление, МПа 12 Раствор с МБП 10 8 6 4 2 0 0 2000 4000 6000 Время, с ные свойства позволяют задержать открытие канала на более долгий срок, а порог давления ощутимо повышается.S Рис. 5.7. Закупорка микроканалов естественных трещин в песчанике (а) и прорыв фильтрационной корки (б) а) б) Рис. 5.8. Формирование трещин и открытия микроканалов в образцах с менее прочной (а) и более прочной (б) фильтрационной коркой Ширина трещины Критическая ширина Длина, м Длина трещины Заполненная трещина Ширина, мм Длина, м Ширина, мм Начало растрескивания Открытие микроканала Забойное давление, МПа б) Забойное давление, МПа а) Начало растрескивания Открытие микроканала Длина трещины Заполненная трещина Ширина трещины Критическая ширина Обзор Конференции IADC/SPE 2014 27 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН МЕТОД ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ БОРЬБЫ С ПОГЛОЩЕНИЕМ БУРОВОГО РАСТВОРА: ИССЛЕДОВАНИЕ СПОСОБОВ КРЕПЛЕНИЯ СТЕНОК СКВАЖИН Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 167977 “A Method to Evaluate Lost Circulation Materials—Investigation of Effective Wellbore Strengthening Applications”. Данная публикация была подготовлена авторами Sharath Savari, Donald L. Whitfill (SPE), Dale E. Jamison (SPE, Halliburton), Arunesh Kumar (бывш. Halliburton) для Буровой конференции Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4–6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. Как и в предыдущем случае, авторы рассматриваемой работы посвятили ее исследованию эффективности применения материалов для борьбы с поглощением (МБП), однако выбрали более конкретные цели и менее изощренную экспериментальную основу. По мнению авторов, с практической точки зрения крайне важно определить ключевые критерии эффективности МБП или комбинации МБП, которые бы позволили для каждого конкретного случая выбирать наиболее подходящий вариант. Приводя историческую справку, авторы указывают на то, что за прошедшие пять-десять лет в области крепления стенок скважины и ликвидации поглощения бурового раствора появилось довольно много терминов, характеризующих свойства различных применяемых материалов: мраморной крошки, графитового порошка, сшиваемых полимеров и др. Однако с точки зрения задач бурения все это в конечном счете способствует обеспечению возможности использования тяжелых буровых растворов в интервалах, склонных к поглощениям. Иными словами, задача МБП — максимально повысить допустимое давление раствора на стенки скважины. ИСПЫТАТЕЛЬНЫЙ СТЕНД С точки зрения авторов у обычно используемого в лабораторных испытаниях МБП стенда понижения проницаемости (Permeability Plugging Apparatus) есть существенный недостаток. Большинство модификаций такого стенда основаны на керамических дисках или иных материалах с «прямыми щелями», что отражает строе- ние естественной трещины или пор породы. Однако геометрия искусственных трещин в реальности совершенно иная: сечение устья таких трещин значительно больше сечения конечной части, то есть они представляют собой это отверстия клиновидной формы (рис. 6.1). Авторы решили устранить это несоответствие и разработали специальную конструкцию стенда и схему испытаний МБП. Основной составляющей модифицированного стенда стала модель трещины в виде щели длиной 36 мм с диаметром устья примерно 2500 мкм и сужением до 1000 мкм на выходе (рис. 6.2). В ходе испытаний помещенный в капсулу стенда раствор с МБП под давлением нагнетался в модель трещины с образованием пробки (экрана) внутри нее. Если пробка не формировалась, комбинацию МБП изменяли. Объем и динамику поглощения раствора — количество выливавшейся из модели трещины жидкости — постоянно контролировали без добавления дополнительного объема раствора (рис. 6.3). На следующем этапе модель трещины вместе с пробкой извлекали из капсулы с раствором с МБП и переносили в такую же капсулу, но с базовым буровым раствором. Последний затем начинали нагнетать в трещину, повышая давление с шагом в 0,7 МПа (100 psi) с целью определения пороговой величины давления, при котором происходит разрушение пробки и полное поглощение раствора. Эту величину авторы назвали давлением разрушения пробки (Plug Breaking Pressure). В качестве критериев успешности экспериментов авторы выбрали 1) степень заполнения трещины пробкой; Рис. 6.1. Геометрия искусственных трещин Ствол скважины Pw B Высота, м Pp Ш Pt на, Дли м Ширина, мм Искусственная трещина – крепление стенок скважины 28 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 Модель Кристоновича — Гиртсмы — Данеши (Kristonovich — Geertsma — Daneshy, KGD) Д Модель Перкинса — Керна — Нордгерна (Perkins — Kern — Nordgren, PKN) инженерная практика Рис. 6.2. Модель трещины - сужающаяся щель. Схема испытания Поглощение жидкости Поглощение жидкости Сужающаяся щель с пробкой Буровой раствор в капсуле стенда Буровой раствор с МБП в капсуле стенда Сужающаяся щель Давление Давление а) Формирование пробки из МБП внутри сужающейся щели 2) уменьшение объема поглощения раствора; 3) повышение величины давления разрушения пробки (ДРП). б) Определение ДРП из МБП в сужающейся щели Рис. 6.3. Измерения в процессе экспериментов Поглощение жидкости, мл Дифференциальное давление РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ Формирование пробки Поглощение жидкости, мл Дифференциальное давление Разрушение пробки Время Рис. 6.4. Результаты испытания двухкомпонентных смесей МБП 100 8,3 (1200) 90 90 8,9 (1000) 80 5,5 (800) 70 70 60 50 4,1 (600) 40 2,8 (400) 30 Поглощение жидкости, мл 80 20 1,4 (400) 10 10 ДРП 00 0 10 40 УГ УГ /С /С М М М СО СО М 60 К М 12 К М 0 00 /С /С УГ УГ 10 10 00 00 0 40 УГ /С 00 12 К 0 5 0 М Давление разрушения пробки, МПа (psi) С использованием описанных выше стенда и методики авторы провели серию экспериментов, определяя степени поглощения раствора и ДРП для различных комбинаций МБП. В первую очередь испытанию подверглись растворы, содержащие двухкомпонентные смеси следующих МБП: мраморная крошка (МК), синтетический упругий графит (СУГ) и молотая скорлупа орехов (МСО). Во всех случаях порошок СУГ добавлялся в объеме 20% от общего объема смеси, а остальные доли варьировались. Как мы видим по результатам исследования, представленным на рисунке 6.4, для большинства сочетаний ДРП лишь слегка превышало 6 МПа, а поглощение оставалось на высоком уровне. При этом, как отмечают авторы, пробками перекрывалось менее 50% трещины. Результаты испытания трехкомпонентных смесей оказались не более оптимистичными (рис. 6.5). В большинстве случаев пробка перекрывала всего лишь 25% трещины. Совсем другую картину мы видим в случае прибавления к трехкомпонентным смесям волокон с большим соотношением длины/толщины — от 10 до 50 (рис. 6.6). Экспериментальное значение ДРП во всех случаях достигало 14,5 МПа (2100 psi), однако фактическое значение могло быть и более высоким, так как дальше увеличивать давление не позволяли технические ограничения стенда. Таким образом, как подытоживают авторы, для выбранных условий именно последняя разновидность смесей МБП представляет собой наиболее эффектив- Поглощение Обзор Конференции IADC/SPE 2014 29 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 6.5. Результаты испытания трехкомпонентных смесей МБП 100 8,3 (1200) 90 8,9 (1000) 80 Давление разрушения пробки, МПа (psi) 60 4,1 (600) 50 40 2,8 (400) Поглощение жидкости, мл 70 5,5 (800) 30 20 25 1,4 (400) 20 15 10 10 0 СО СО /М /М 40 0 00 УГ 10 /С УГ 00 /С 0 12 60 К К М М ДРП ную защиту от поглощений, а введенное понятие давления разрушения пробки может быть использовано М F М СО /М 0 40 УГ /С 0 60 К М М М К К 15 0 15 0 /С /С УГ УГ 10 40 00 0 /М /М СО СО М М 0 Поглощение в качестве шкалы эффективности МБП при сравнительных оценках.S Рис. 6.6. Результаты испытания трехкомпонентных смесей МБП с добавлением волокон 17,2 (25000) 100 90 13,8 (2000) 80 10,3 (1500) 60 50 6,9 (1000) 40 40 30 30 3,4 (500) 20 15 10 10 0 0 МК 1200 / СУГ 400 / Вол.-1 МК 1200 / СУГ 400 / Вол.-2 ДРП Поглощение 30 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 МК 1200 / СУГ 400 / Вол.-3 МК 1200 / СУГ 400 / Вол.-4 Волокна: Вол.-1: вискозно-целлюлозное волокно, длина 3 мм; Вол.-2: углеволокно, длина 6 мм Вол.-3: полилактидное волокно, длина 3 мм Fiber 4: обычное целлюлозное волокно, длина 1,6 мм Поглощение жидкости, мл Давление разрушения пробки, МПа (psi) 70 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН СИСТЕМА НЕПРЕРЫВНОЙ ЦИРКУЛЯЦИИ ДЛЯ БУРЕНИЯ С КОНТРОЛЕМ ДАВЛЕНИЯ Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 168030 “A New Continuous Flow System (CFS) for Managed Pressure Drilling”. Данная публикация была подготовлена авторами Justin Cunningham, R. K. Bansal, Geoff George (SPE) и Eisenhower De Leon (SPE, Weatherford International, Inc.) для Буровой конференции Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4–6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. Авторы этой публикации исходят из важности контроля давления в бурящейся скважине и постоянной циркуляции промывочной жидкости для предотвращения целого ряда аварий и осложнений в процессе бурения. Особенно высоки риски в случае бурения скважин с большим отходом от вертикали и большими зенитными углами, а также глубоководных скважин. Так, резкие изменения эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) бурового раствора при небольшом окне градиентов могут приводить к поглощениям раствора или же, наоборот, к притоку пластовой жидкости в скважину и обрушению стенок. Продолжительное отсутствие циркуляции на забое, в свою очередь, становится причиной налипания выбуренной породы на элементы КНБК и ее прихватов. Между тем, обычный способ бурения предполагает остановку циркуляции как во время навинчивания очередной свечи бурильных труб на колонну, так и при развинчивании колонны во время СПО. С этой точки зрения обеспечение постоянной циркуляции существенно снижает риск возникновения обозначенных выше ситуаций, минимизирует пусковые крутящие моменты и вероятность выбросов, а также целом повышает безопасность бурения и сокращает непроизводительное время. Кроме того, авторы обращают внимание на то, что одной из передовых и быстро распространяющихся технологий строительства скважин в последние десятилетия стало бурение с контролем давления (Managed pressure drilling, MPD). Сегодняшний уровень развития технологии предполагает, в частности, замкнутую систему бурения. Стабильность этой системы поддерживается при помощи постоянного мониторинга таких параметров, как забойная температура, давление в скважине, давление в стояке манифольда, плотность бурового раствора и др. Технология также предполагает управление буровой системой на основе динамического моделирования процесса бурения. Нетрудно заключить, что для систем такого уровня обеспечение непрерывной циркуляции — одна из приоритетных задач. КОНСТРУКЦИЯ СНЦ Из приведенных авторами ссылок следует, что история разработки систем непрерывной циркуляции (СНЦ, Continuous-circulation system) уходит в относительно далекое прошлое. Первопроходцами направ32 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 ления считаются Vail и Smith, которые еще в 1963 году предложили концепцию циркуляционного переводника со встроенным двухпозиционным клапаном для переключения циркуляции между стандартным контуром и боковым входом. Однако изобретению было суждено пролежать на полке долгие годы, до тех пор пока в середине 2000-х не началась волна модификаций и промысловых испытаний нескольких конструкции на основе различных вариантов обратных клапанов, клапанов-отсекателей, модифицированных превенторов и пр. Предложенные конструкции различались по степени автоматизации процесса и громоздкости оборудования на полу буровой. Авторы настоящей работы создали собственную конструкцию системы, которую они назвали Continuous flow system, что также, наверное, лучше переводить как СНЦ. Разработанная авторами система также включает в себя циркуляционный переводник, основными элементами которого в данном случае служат шаровой клапан и внутренняя муфта (рис. 7.1). В «нормальном» положении размещенный внутри переводника шаровой клапан открыт, а муфта находится в нижнем положении. Переводник не ограничивает внутренний диаметр колонны, благодаря чему при необходимости можно спускать в скважину инструмент на канате при смонтированной СНЦ. Для переключения циркуляции на байпасный контур, муфта перемещается вверх и переключает шаровой клапан в закрытое положение, одновременно открывая расположенный ниже боковой вход. Систему приводит в движение гидропривод, который перемещает вверх палец, вставленный в канавку муфты через прямоугольное окошко переводника. При этом закрытие шарового клапана начинается только после полного открытия бокового входа. А при обратном переключении сначала полностью открывается шаровой клапан, и только после этого начинает закрываться боковой вход. Таким образом обеспечивается постоянство давления в системе. Как уже было сказано выше, для переключения контуров авторы разработали прижимное устройство СНЦ (CFS clamp assembly), закрепленное на байпасном патрубке (рис. 7.2). Устройство крепится на переводнике СНЦ при помощи трехсегментного хомута, при фиксации которого передний конец байпасного патрубка герметизируется в боковом входе перевод- инженерная практика Рис. 7.1. Циркуляционный переводник СНЦ в положении стандартной (слева) и байпасной (справа) циркуляции Шаровой клапан (закрытый) Шаровой клапан (открытый) Прямоугольное окно Внутренняя муфта Боковой вход ника, а палец закрепляется в канавке муфты. Для того чтобы при разъединении контура оставшийся в байпасной линии раствор не выливался на пол буровой, перед этой операцией необходимо закрыть так называемый «клапан-удерживатель раствора» (mud-saver valve), встроенный в байпасный патрубок. В нерабочем положении устройство подвешивается на буровой как ключ. Авторы подчеркивают, что во время выполняемых помощником бурильщика стыковки и расстыковки устройства давления в байпасной линии нет, а все остальные операции по переключению контуров выполняются дистанционно. Помимо циркуляционного переводника и прижимного устройства в СНЦ также входит блок манифольда с гидроприводами клапанов (рис. 7.3). Основную роль играют клапаны V1 и V2, перенаправляющие буровой раствор в линию верхнего привода или в байпасную линию. Перенаправление потоков осуществляется в автоматическом режиме с пульта управления с конт- ролем параметров при помощи размещенных в системе датчиков. ИСПЫТАНИЯ СИСТЕМЫ Поскольку эксплуатация СНЦ напрямую связана с безопасностью на буровой, авторы провели целую серию испытаний своей разработки на соответствие стандартам API и прочим требованиям. В частности, переводник и прижимное устройство прошли опрессовку под давлением 77,6 МПа (11,250 psi) при обычной температуре и 68,9 МПа при температуре 176,7°C (350°F). Кроме того, уплотнения испытывались на абразивостойкость посредством длительной прокачки жидкости с песком. Проходили испытания и механизмы аварийного разъединения элементов системы. Далее были проведены испытания на эргономичность, безопасность и удобство использования системы на экспериментальной буровой установке. Как свидетельствуют авторы, после некоторой тренировки на соединение и рассоединение прижимного Обзор Конференции IADC/SPE 2014 33 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 7.2. Прижимное устройство СНЦ Палец для перемещения внутренней втулки Внешнее уплотнение байпасного патрубка Клапан-удерживатель раствора устройства у двух помощников бурильщика уходило всего несколько секунд. Бурильщику также требовалась некоторая практика для ориентирования бокового входа переводника напротив прижимной установки. В целом же на весь цикл операций, включая стыковку устройства, переключение циркуляции и отсоединение устройства, бригаде требовалось всего 6–7 минут. Переводник монтируется на свече заблаговременно. В качестве важного преимущества системы авторы также указывают на то, что она требует минимум дополнительного пространства на буровой и может использоваться как при морском бурении, так и на суше.S Рис. 7.3. Схема управления переключением контуров циркуляции Блок манифольда V1 V3 V2 V4 34 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН АВТОМАТИЗАЦИЯ БУРЕНИЯ С КОНТРОЛЕМ ДАВЛЕНИЯ И ИНЖИНИРИНГ: ПРОЕКТЫ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ НА ЗАПАДНО-КАНАДСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 168017 “Automated MPD and an Engineered Solution: Case Histories from Western Canada”. Данная публикация была подготовлена авторами Leiro Medina, Justin Baker, Mazen Markabi, Jimmy Rojas, Zoro Tarique, Blaine Dow (M-I SWACO, a Schlumberger Company) для Буровой конференции Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4-6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. Проблематика, которой посвящен настоящий материал, живейшим образом перекликается с основными исходными точками предыдущего. В данном случае авторы рассматривают весьма дорогостоящий и неоднозначный опыт бурения с контролем давления (БКД, Managed pressure drilling) на Западе Канады. Речь идет о разработке среднеальбских залежей сланцевого газа и газоконденсата на самом севере Североамериканского континента, что уже само по себе делает каждый проект изначально дорогим и рискованным. Как подчеркивают авторы, применение технологии БКД вместо стандартного бурения подразумевает строительство сложной скважины. Сложность многократно возрастает, если проект предусматривает бурение протяженных горизонтальных секций в газоносных пластах для последующего проведения многостадийного гидроразрыва (МГРП). Окно между градиентами порового давления и гидроразрыва крайне мало, проникающий из пласта газ существенно искажает данные замеров. Трудно не согласиться с авторами, что в подобных условиях возлагать большие надежды на управление бурением вручную было бы легкомысленно. Таким образом, авторы подводят нас к теме автоматизации. При этом нам предложено обратить внимание на различия между «автоматизацией» как «механизацией», то есть облегчением задачи бурильщика в части управления оборудованием (например, оснащение задвижек манифольда гидроприводом), и «настоящей автоматизацией» с механизмами и алгоритмами обратной связи, самостоятельной оценки поступающих от датчиков данных и самостоятельного изменения режима бурения автоматизированной системой. Иными словами, во втором случае фактически имеется в виду «интеллектуализация». В своих дальнейших рассуждениях авторы опираются на иерархию из десяти уровней автоматизации БКД (рис. 8.1). Как мы видим, если первый уровень предполагает полное отсутствие поддержки со стороны автоматизированных систем, то на последнем оператор, по идее, должен получить готовую скважину, вовсе не притрагиваясь к пульту управления. Хотя теоретически автоматизировать можно весь процесс БКД, наиболее актуальной задачей на сегодняшний день, по мнению авторов, остается автоматизация процессов наращивания бурильной колонны. По- Рис. 8.2. Автоматизированное наращивание бурильной колонны при БКД Рис. 8.1. Иерархия автоматизации бурения с контролем давления 1. Компьютер никак не помогает: оператор БКД должен принимать решения и действовать самостоятельно. 2. Компьютер предлагает на выбор полный набор вариантов решений/действий, либо 3. Ограничивает выбор несколькими избранными вариантами, либо 4. Предлагает оптимальный вариант, либо 5. С одобрения оператора реализует предложенный вариант, либо 6. Дает оператору БКД некоторое время на блокировку автоматического действия, либо 7. Реализует оптимальный вариант самостоятельно, информируя оператора БКД при необходимости, и 8. Информирует оператора БКД только в ответ на его запрос, либо 9. Ставит оператора в известность, только если он, компьютер, сам посчитает это нужным. 10. Компьютер все решает сам и действует автономно, не обращая внимания на оператора БКД 36 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 Автоматизированное наращивание колонны при БКД инженерная практика Рис. 8.3. Алгоритм автоматизации БКД скольку наращивание сопровождается выключением буровых насосов и подъемом инструмента над забоем, именно в этот период происходят крайне рискованные флуктуации забойного давления, приводящие к притоку, выбросам и т.д. Именно в этой части необходима высокая скорость и точность реакции буровой системы. Приходится учитывать большое количество параметров: данные датчика измерения давления в процессе бурения (ДПБ), влияние эффектов свабирования/поршневания, динамику эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) с учетом выбуренной породы, влияние притока и другие факторы. На рис. 8.2 и 8.3 приведены функциональная и алгоритмическая схемы автоматизации наращивания колонны при БКД. Алгоритм автоматизации БКД ПРОЕКТ С АВТОМАТИЗАЦИЕЙ ТРЕТЬЕГО УРОВНЯ Первый из приведенных авторами примеров успешной автоматизации БКД относится к разбуриванию объекта Вилрич (Wilrich), относящегося к нижнемеловым отложениям формации Спирит ривер Глубокого бассейна западно-центрального района ка- Рис. 8.4. Автоматизация БКД третьего уровня Штатный буровой насос ДБР Факельный ствол Линия долива скважины Пульт управления задвижками Передача данных Линия выравнивания давления Вращающийся превентор Приток газа Передача данных Приток газа Штуцерный манифольд Панель ДУ Расходомер Кориолиса Факельная линия Уравнительный бак Вибросито Доливная емкость Амбар Штатный ДБР вышки Датчик ДПБ Обратный клапан Выкидная линия бурового раствора Факельная емкость Обзор Конференции IADC/SPE 2014 37 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 8.5. Преимущества компенсации снижения забойного давления противодавлением Относительная плотность бурового раствора 1,380 1,480 1,580 3250,00 Башмак ОК 3450,00 3129 3650,00 Глубина по стволу, м 4050,00 3126 4250,00 3125 Глубина по вертикали, м 3128 3850,00 4450,00 3124 4650,00 3123 4850,00 Проектный забой 5050,00 Поровое давление Градиент ГРП ЭСП + шлам надской провинции Альберта. Работающие в этом регионе операторы сталкиваются с колоссальными сложностями при добыче сланцевого газа и газоконденсата. Бурение осложняется постоянными поглощениями бурового раствора, выраженным дыханием скважин, прихватами, выбросами и постоянным притоком газа в скважину. Все это в целом приводит к значительному увеличению доли непроизводительного времени (НПВ) в общем цикле строительства скважин. Многие скважины так и не достигают проектного забоя. Практика бурения скважин на Вилрич постоянно совершенствовалась. Прежде всего, в систему БКД был заложен алгоритм повышения давления в затрубном пространстве при помощи штуцерного манифольда на период отключения буровых насосов при наращивании колонны и смене плотности бурового раствора. Это позволило существенно уменьшить необходимую при38 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 ЭЦП + шлам + 0 кПа ЭЦП + шлам + 4200 кПа бавку плотности раствора для поддержания репрессии на пласт. Задача состояла в том, чтобы, опираясь на данные предыдущих динамических испытаний на приток и гидроразрыв, заложить в систему последовательность действий по компенсации снижения забойного давления за счет эффекта свабирования при СПО. Кроме того, существенную сложность представляли увеличивавшиеся пропорционально длине горизонтальных секций объемы поступавшего в скважину газа. Для сокращения времени, затрачиваемого на вынос пузырьков газа циркуляцией, в систему добавили автономный высокопроизводительный дегазатор бурового раствора (ДБР), а в газоотводную линию встроили расходомер Кориолиса и анализатор состава газа для соблюдения экологических требований и прогнозирования выбросов. Комбинацию системы управления штуцерными задвижками манифольда и системы, состоящей из инженерная практика 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 01:40 01:45 01:50 01:55 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 01:59 1500 1400 1300 1200 1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 10 9 8 7 6 5 4 3 Приток газа, тыс. м3/сут 5500 1,8 1,75 1,7 1,65 1,6 1,55 1,5 1,45 1,4 1,35 1,3 1,25 1,2 1,15 1,1 1,05 1 01:35 Расход буровых насосов, л/мин 6500 6000 ЭЦП, г/см3 Противодавление с поверхности, кПа 7000 Вытеснение раствора, л/мин Рис. 8.6. Типичная гидравлическая диаграмма цикла наращивания бурильной колонны при БКД 7-го уровня автоматизации 2 1 0 Время Расход буровых насосов ЭЦП Приток газа Противодавление Вытеснение раствора автономного ДБР с реализованным алгоритмом учета данных датчиков газовой линии, авторы материала определили как автоматизацию третьего уровня (рис. 8.4). Дальнейшее совершенствование этой системы и обучение работе с ней позволили оператору успешно бурить скважины на этом сложном проекте. ПРОЕКТ С АВТОМАТИЗАЦИЕЙ СЕДЬМОГО УРОВНЯ Скважины другого из рассмотренных в материале проектов бурились на объекты Фэлер Ф (Falher F) группы месторождений Катбэнк (Cutbank), также расположенной на западе центральной части провинции Альберта. Бурение велось на высокотрещиноватые пласты с очень близкими градиентами порового давления и гидроразрыва. Посредством стандартного бурения и БКД с низким уровнем автоматизации решить задачу никак не удавалось. Массивные поглощения сменялись предвестниками потери контроля над скважиной при попытках понижения плотности бурового раствора. Потери раствора составляли до 5 м3/ч, а реагирование на резкое повышение концентрации свободного газа в затрубном пространстве приводило к изменению плотности бурового раствора на 30–70 кг/м3. После серии неудач, оператор ввел в действие систему автоматизации БКД на основе анализа и гидравлических показателей и управления ими. По сути, автоматизация седьмого уровня сводилась к регулированию величины компенсационного противодавления в затрубе во время выключения буровых насосов с использованием гидродинамического моделирования. На рис. 8.5 показаны преимущества использования этого принципа по сравнению с обычным повышением эквивалентной статической плотности (ЭСП) раствора. Базой для гидродинамического моделирования в данном случае служили показатели датчиков буровой системы. И хотя данные мониторинга объема вытеснения бурового раствора и его плотности были неточными в силу присутствия больших объемов свободного газа, информация о забойном давлении, поступающая от датчика давления в процессе бурения, была вполне корректной. В итоге система позволяла путем компенсирующего противодавления сохранять забойное давление практически неизменным (рис. 8.6). Как свидетельствуют авторы, применение данной системы позволило оператору с каждой последующей скважиной существенно сокращать НПВ и потери бурового раствора. Так, продолжительность бурения четвертой скважины по сравнению с первой сократилась 28 сут, а уменьшение потерь раствора составило 480 м3. Авторы подчеркивают, что это результат синергетического эффекта от применения высокотехнологичного оборудования, систем автоматизации и высококлассного инжиниринга.S Обзор Конференции IADC/SPE 2014 39 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН ОБЗОР МАТЕРИАЛОВ КОНФЕРЕНЦИИ IADC/SPE ‘2014, ЧАСТЬ ВТОРАЯ урнал «Инженерная практика» в рамках сотрудничества с Обществом инженеров нефтегазовой промышленности (SPE) продолжает публикацию обзоров современного зарубежного опыта и технологий в области нефтегазодобычи. Для текущего номера мы подготовили вторую и последнюю часть обзора материалов Конференции по бурению скважин, которую ежегодно совместно проводят Международная ассоциация буровых подрядчиков (IADC) и SPE. Первая часть обзора была опубликована в №7–8 за 2014 год. Ж ЭФФЕКТИВНОСТЬ УПРАВЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИЕЙ И ПОДДЕРЖАНИЕ ТРАЕКТОРИИ БУРЕНИЯ: ОПРЕДЕЛЕНИЯ, НЮАНСЫ, ВЛИЯНИЕ БУРОВОЙ СИСТЕМЫ И ПОДХОДЫ К СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНОГО БУРЕНИЯ Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 168014 “Steering Efficiency and Directional Responsiveness — Definitions, Considerations, Drilling Systems Effects and Contributions to Performance Drilling Improvements”. Данная публикация была подготовлена G. Mensa-Wilmot, J. Gagneaux, S. Langdon, P. Benet (Chevron) для Конференции по бурению Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4–6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. Отправной точкой данной публикации служит задача повышения эффективности наклонного-направленного бурения (ННБ). Как указывают авторы, несмотря на постоянное совершенствование оборудования для бурения скважин, применение даже самых современных технологий отнюдь не гарантирует высоких технических и экономических показателей соответствующих проектов. Многие проекты бурения скважин так и не достигают поставленных целей, в частности, в силу несоответствия выбранной конфигурации буровой системы и потенциала оборудования условиям бурения. При этом авторы подчеркивают, что успех бурения с технической точки зрения совершенно не обязательно сочетается с высокой экономической эффективностью, тогда как при реализации дорогостоящих проектов строительства наклонно-направленных скважин (ННС) крайне важно обеспечить и то, и другое. Авторы исходят из того, что конфигурация буровой системы должна определяться в первую очередь запланированным профилем скважины, а также литологией разреза. Между тем на практике принцип выбора конфигурации компоновки низа бурильной колонны (КНБК) нередко сводится к разграничению между вертикальным бурением и ННБ. Такой упрощенный подход, по словам авторов, не только приводит к неоптимальным результатам, но и компрометирует применяемые новейшие технологии. С точки зрения авторов наряду с прочими нюансами выбор конфигурации КНБК для ННБ должен основываться на приоритетности «постоянства траектории» (ПТ) или же «эффективности управления траекторией» (ЭУТ) бурения. 40 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 ПОСТОЯНСТВО ТРАЕКТОРИИ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ УПРАВЛЕНИЯ ТРАЕКТОРИЕЙ Под ПТ (directional responsiveness) авторы подразумевают обеспечение постоянства заданного азимута и/или зенитного угла бурения на максимально протяженном интервале или же в течение максимально длительного времени. Вне зависимости от секции и набора элементов КНБК высокие показатели ПТ служат залогом экономической эффективности бурения. Причем, в случае ННБ ключевым фактором в данном отношении служит сокращение доли бурения в турбинном режиме. В то же время повышение качества поддержания заданной траектории при ННБ даже при бурении с винтовым забойным двигателем (ВЗД) и турбинном режиме дает целый ряд преимуществ: от повышения механической скорости проходки (МСП) до улучшения очистки ствола и увеличения проходки на долото. Высокие характеристики ПТ также существенно повышают эффективность бурения с использованием роторных управляемых систем (РУС). Как отмечают авторы, при благоприятных литологических условиях и параметрах бурения РУС с легкостью обеспечивают требования по «поддержанию угла». Однако, если условия не благоприятствуют, то даже характеристики РУС не обеспечат максимальных результатов в этом отношении. В любом случае в ходе планирования бурения скважины и проектирования буровой системы необходимо определить, на каком этапе характеристика ПТ будет играть важную роль, и уже с учетом этого подбирать конфигурацию КНБК. инженерная практика Рис. 1.1. Диаграмма факторов эффективности бурения Таблица 1 Проходка на долото Классификация требований к эффективности управления траекторией бурения в зависимости от интенсивности искривления ствола Класс ЭУТ Обозначение Интенсивность искривления ствола (ИИС), град./30 м (100 футов) 1 ЭУТ1 ИИС < 1 2 ЭУТ2 1 < ИИС < 2 3 ЭУТ3 2 < ИИС < 4 4 ЭУТ4 4 < ИИС < 6 5 ЭУТ5 ИИС > 6 Наработка до отказа Ресурс Контроль вибраций Вертикальность и качество ствола Механическая скорость проходки В свою очередь понятие эффективности управления траекторией (steering efficiency) авторы трактуют, как способность буровой системы изменять азимут и/или зенитный угол бурения в пределах заданного интервала за максимально короткий период времени. При этом высокие показатели ЭУТ буровой системы способствуют успешности проекта бурения скважины в целом, вне зависимости от типа выбранного двигателя. В понимании авторов материала выбор приоритета ПТ или ЭУТ в каждом конкретном случае становится определяющим фактором для всего процесса планирования бурения. Различиями в задачах ПТ и УЭТ будут определяться специфические нюансы составления программы бурения, подбора конфигурации КНБК, выбора породоразрушающего инструмента, режимов циркуляции и др. Характеристики долот оказывают ключевое влияние на показатели ПТ и ЭУТ. По утверждению авторов, особенно существенными различия оказываются в случае бурения с использованием РУС, поскольку это всегда предполагает высокую стоимость таких проектов. И, если определение приоритет ПТ или ЭУТ не делает характеристики буровых систем в целом противоположными, то в случае с долотами это именно так. В этом смысле концепция универсальных долот для направленного бурения, по мнению авторов, на практике оказывает медвежью услугу с точки зрения эффективности работы буровых систем. Требования к долотам в отношении ПТ и ЭУТ также будут различаться в зависимости от типа РУС — с отклонением (push-the-bit) или с направлением (point-the-bit) долота. Управление траекторией Постоянство траектории При условно одинаковых характеристиках твердости и разбуриваемости породы, диаметрах ствола и типах РУС авторы выделяют несколько классов ЭУТ в зависимости от предполагаемой интенсивности искривления ствола скважины в рассматриваемом интервале (табл. 1.1). Каждый из классов ЭУТ предполагает особую конфигурацию буровой системы, режимы бурения и требования к долотам. При этом приведенные в таблице диапазоны интенсивности искривления ствола сужаются по мере повышения твердости разбуриваемых пород. Также авторы особо отмечают, что характеристики ПТ и ЭУТ можно считать одними из критериев эффективности высокотехнологичного бурения, однако отнюдь не единственными (рис. 1.1). Другие критерии подлежат отдельному обсуждению и учету. ВЕРТИКАЛЬНАЯ СКВАЖИНА: ПОДДЕРЖАНИЕ ТРАЕКТОРИИ Первый из обсуждаемых в материале проектов относится к бурению вертикальных скважин в Аргентине. В этом случае анализ данных по соседним скважинам обозначил вертикальность ствола в качестве ключевого критерия эффективности бурения секции диаметром 311 мм (12–1/4 дюйма). На соседних скважинах проектная группа перепробовала разные конфигурации КНБК и модели долот, однако так и не смогла добиться желаемых результатов (табл. 1.2). Хотя состояние извлеченных долот было весьма хороТаблица 1.2 Показатели бурения соседних скважин (Проект №1) Скважина Рейс долота Тип долота Проходка на долото, м МСП, м/ч Код износа по IADC 1 PDC (тип А) 501 10,4 2:4 PR 2 PDC (тип В) 1 383 7,6 0:1 TD 1 PDC (тип С) 1 357 12,9 0:1 PR 2 PDC (тип В) 620 7,7 0:1 TD №1 Общая проходка, м 1884 №2 1 977 PR — извлечение в связи с низкой МСП; TD — достижение проектного забоя Обзор Конференции IADC/SPE 2014 41 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 1.2. Долото с повышенными характеристиками ПТ Таблица 1.3. Конфигурация жесткой КНБК для сохранения вертикальности • Долото PDC ∅ 311 мм • Центратор ∅ 308 мм • УБТ ∅ 210 мм • Центратор ∅ 308 мм • УБТ ∅ 210 мм • Центратор ∅ 308 мм • УБТ ∅ 210 мм • Перепускной переводник • 11 УБТ ∅ 165,1 мм • Гидравлический яс ∅ 165,1 мм • 6 УБТ ∅ 165,1 мм • Перепускной переводник • 6 УБТ ∅ 127,0 мм • БТ ∅ 127,0 мм Рис. 1.3. Состояние долота после извлечения из скважины при бурении с КНБК для приведения к вертикали шим, МСП не достигала приемлемых значений. Кроме того, нерешенными оставались проблемы отклонения от вертикали и повышенных вибраций при бурении. С учетом наблюдавшихся отклонений от вертикали ключевым фактором оптимизации буровой системы участники проекта выбрали ПТ. В этой связи было решено использовать КНБК жесткой конфигурации без забойного двигателя (табл. 1.3). Кроме того, специально для данной системы было разработано долото PDC с повышенными показателями стабильности и износостойкости, что также способствовало повышению характеристик ПТ (рис. 1.2). Как мы видим из табл. 1.4, несмотря на высокую МСП и большую проходку на долото в данном случае команде не удалось предотвратить значительное отклонение ствола от вертикали. Как показал анализ данных бурения, проблема заключалась в неверно выбранном варианте реализации стратегии ПТ. Авторы указывают на то, что оптимальная модель формирования КНБК по варианту ПТ существенным образом зависит от твердости разбуриваемых пород, интенсивности их переслаивания и углов падения пластов. Так, при бурении в твердых породах целесообразно выбирать конфигурацию КНБК, которая бы предотвращала отклонение от вертикали — авторы называют этот вариант «КНБК для сохранения вертикальности» (drilling on vertical). Именно такой вариант и был реализован в данном случае. Однако ретроспективный анализ данных показал, что главную роль в отношении вертикальности играла не твердость пород, а интенсивность переслаивания и углы падения. В таких условиях следует исходить из неотвратимости отклонения ствола от вертикали, в связи с чем задача ПТ должна фактически сводиться к корректировке траектории. Этот класс КНБК авторы обозначают как «компоновка для возвращения к вертикали» (drilling to vertical). В свете всего сказанного выше, проектная команда изменила конфигурацию КНБК, тем самым обеспечив оптимальное соотношение нагрузки на долото и боковых нагрузок и, соответственно, возможность «самокорректировки» КНБК при 100%-но роторном режиме бурения (табл. 1.5). Однако в качестве подстраховки в компоновку также включили ВЗД с углом перекоса 1,15°. Таблица 1.4. Показатели бурения секции с КНБК для сохранения вертикальности 42 Тип долота Буровая система Проходка, м Кривизна ствола исх./конеч. МСП, м/ч Код износа по IADC PDC (тип N) Жесткая КНБК для роторного бурения 1 519 0,9° / 9,0° 19,6 1:2 TD Обзор Конференции IADC/SPE 2014 инженерная практика Рис. 1.4. Долото PDC диаметром 311 мм, разработанное в соответствии с конфигурацией новой буровой системы Таблица 1.5 КНБК маятникового типа для приведения траектории к вертикали с ВЗД для подстраховки • Долото PDC ∅ 311 мм • ВЗД ∅ 203,1 мм (угол перекоса: 1,15°, наддолотный стабилизатор ∅ 304,8 мм) • Переводник с обратным клапаном • Калибратор лопастной спиральный цельнофрезерованный ∅ 308,1 мм • Модуль ИПБ (MWD) ∅ 203,1 мм • УБТ ∅ 209,5 мм • Центратор ∅ 308,1 мм • 3 УБТ ∅ 209,5 мм • Перепускной переводник • 4 УБТ ∅ 165,1 мм • Яс • 4 УБТ ∅ 165,1 мм • Перепускной переводник • 6 УБТ ∅ 127,0 мм Как мы видим из табл. 1.6 и рис. 1.3, все критерии эффективности бурения секции были в этом случае удовлетворены. При этом проходка в турбинном режиме составила всего 0,7% от общей. Таким образом, заключают авторы, правильность подхода удалось подтвердить на практике. БУРЕНИЕ ПРЯМОЛИНЕЙНЫХ СЕКЦИЙ В ЗАПАДНОЙ АФРИКЕ Другой из приведенных в выступлении примеров относится к проекту строительства скважин на одном из Западно-Африканских месторождений. В данном случае интерес представляло бурение протяженных пологих прямолинейных секций также диаметром 311 мм. Главной сложностью была значительная литологическая неоднородность разреза. Кроме того, несмотря на тщательный подбор КНБК к этим условиям, бурение сопровождалось высоким уровнем вибрации и проблемами с управлением траекторией при использовании РУС. В среднем на одну секцию уходило три долота при постоянных отказах КНБК и внеплановых СПО (табл. 1.7). Как утверждают авторы, ошибка проектной команды состояла решении ориентироваться на ЭУТ, тогда как данные по пробуренным скважинам говорили о необходимости применения конфигурации КНБК согласно принципам ПТ. Смена приоритетов не замедлила принести плоды. Изменению подверглось практически все: дизайн КНБК, режим циркуляции, дизайн долота и т.д. (рис. 1.4), и первый же рейс обновленной системы увенчался полным успехом. Компоновка прошла 3 908 м, достигнув проектного забоя за один рейс, а затем еще 926 м в соседней скважине с целью зарезки бокового ствола. Средняя МСП по двум рейсам составила 28,5 м/ч, износ долота: 3:4 TD (рис. 1.5). В дальнейшем при сохранении общей конфигурации компоновки дизайн долота был усовершенствован, что незамедлительно привело к еще более высоким результатам. ННБ В СОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ: УПРАВЛЕНИЕ ТРАЕКТОРИЕЙ Наконец, последний из приведенных примеров рассказывает нам о бурении в солевых отложениях в Мексиканском заливе. Задача состояла в бурении наклонно-направленной секции в солевых отложениях со сменой диаметра ствола с 419 на 368 мм. В соседних вертикальных скважинах месторождения с успехом применялась выверенная конфигурация КНБК, включавшая РУС и отлично зарекомендовавшее себя долото. Однако в приведенном случае профиль скважины не был вертикальным. Таблица 1.6 Показатели бурения секции с КНБК для приведения к вертикали Тип долота Буровая система Проходка, м Кривизна ствола исх./конеч. МСП, м/ч Код износа по IADC PDC (тип N) Маятниковая КНБК с ВЗД 1 592 0,3° / 2,1° 16 1:2 TD Обзор Конференции IADC/SPE 2014 43 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Таблица 1.7 Показатели бурения прямолинейных секций соседних скважин на Западно-Африканском проекте Скважина №1 №2 №3 Рейс Проходка на долото, м МСП, м/ч Код износа по IADC №1 2 046 15,3 4:8 PR №2 275,5 6,1 3:2 PR №3 241,7 5,4 1:3 TD №1 2 938 20,1 2:3 PR №2 250,5 4,5 1:2 PR №3 247,8 4,2 3:8 PR №1 1 629 31,33 1:8 PR №2 236,8 8,6 2:8 PR №3 136,2 13,0 0:1 TD №1 1928 24,3 2:2 BHA №2 94,2 15,7 1:1 TD №1 2 121 24,0 4:3 PR №2 650,1 8,1 3:7 PR №3 278,3 2,9 3:5 DTF №4 126,5 3,3 2:3 TD №4 Общая проходка, м 2 563 3 436 2 003 2 022 №5 3 176 BHA — смена КНБК; DTF — отказ КНБК Рис. 1.5. Состояние долота после двух рейсов в составе КНБК новой конфигурации Проектная команда первоначально попыталась использовать для новой задачи прежнюю конфигурацию КНБК, уделив набольшее внимание инжинирингу бурового раствора. Результат оказался отрицательным: система еле выдавала 65% требуемой интенсивности набора кривизны на заданном участке. Попытки изменить ситуацию за счет 100%-ного включения отклоняющего механизма РУС, а также эксперименты с нагрузкой на долото и скоростью вращения колонны привели лишь к еще более печальным результатам. Начали страдать стабильность работы системы, качество очистки ствола и МСП. Как показал тщательный анализ данных по соседним скважинам, слабым звеном системы оказалось долото, 44 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 Рис. 1.6. Состояние извлеченного долота с повышенными характеристиками ЭУТ. Мексиканский залив, солевые отложения, проходка 2576 м характеристики ЭУТ которого существенно не дотягивали до требуемых. Замена долота на соответствующее более высокому классу ЭУТ без изменения остальных элементов КНБК сразу же обеспечила желаемый результат. Проходка на долото выросла почти в четыре раза, МСП увеличилась почти на 20%, а секцию удалось пробурить с выполнением всех планов по траектории ствола вплоть до проектного забоя (рис. 1.6).S БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН КОМБИНИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ MWD И ГИРОСКОПИИ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН С БОЛЬШИМИ ЗЕНИТНЫМИ УГЛАМИ ДЛЯ СОКРАЩЕНИЯ РАСХОДОВ И УПРОЩЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ БЕЗ УЩЕРБА БЕЗОПАСНОСТИ Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 168051 “Combining MWD Ranging Technology and Gyro While Drilling (GWD) in High Inclination Wellbores Deliver Reduced Drilling Costs and Complexity without Compromising Safety”. Данная публикация была подготовлена авторами C.H. Duck (SPE, Sperry a Halliburton company); K. Beattie (SPE, Gyrodata Inc.); R. Lowdon (SPE, Schlumberger) и G. McElhinney (SPE, Solutions 52 Ltd) для Конференции по бурению Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4–6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. В качестве предисловия к данной публикации авторы описывают, к сожалению, отнюдь не редкую ситуацию, когда в процессе завершения бурения горизонтальной секции скважины одна из СПО закончилась прихватом значительной части колонны. Зарезку бокового ствола, который должен был проходить на расстоянии примерно 10 м от ствола с прихваченным инструментом, вели под контролем приборов для измерений в процессе бурения (MWD). Однако близость прихваченной колонны приводила к искажениям в определении азимута, которые лишь усугублялись с приближением к старому стволу. Когда стало очевидно, что забой бокового ствола оказался непосредственно под старым стволом, проектная группа решила применить альтернативную технологию. Как напоминают авторы, полагаться на магнитометры MWD в присутствии массивного прихваченного инструмента и, особенно, при больших зенитных углах нельзя. В описанном выше случае искажение составило больше градуса. Увеличение количества немагнитных утяжеленных бурильных труб (УБТ) выше и ниже модуля MWD несколько облегчит задачу, но не позволит гарантированно избежать пересечения стволов. Магнитное поле распространяется вдоль стальных элементов прихваченной колонны, повышая магнитный момент полюсов, вследствие чего напряженность поля будет выше расчетной. Проблема заключается в том, что контроль качества показаний магнитометра, который обычно производится посредством замеров напряженности магнитного поля Земли и магнитного склонения в данной точке не позволяет выявить ошибку в определении азимута, например, при перпендикулярной направленности помех, горизонтальной относительно вектора напряженности магнитного поля Земли. В этом случае контрольные измерения будут давать результаты, 46 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 очень близкие к результатам, которые были бы получены в отсутствие помех от прихваченной колонны, и ошибку выявить не удастся, даже если азимут отклоняется на много градусов. В приборах MWD используется пассивный метод магнитометрического определения расстояния до объектов. Метод не предполагает применения активных источников. Вместо этого магнитометры MWD замеряют характеристики магнитного поля скважинных инструментов, приобретенные последними в процессе магнитной дефектоскопии. Силовые линии магнитных полей расходятся от центров элементов колонны. Когда же при пересечении бурящейся скважиной силовых линий направленность последних изменяется, для определения расстояния до колонны нужно проводить триангуляцию (рис. 2.1). Определяемое забойными датчиками магнитное поле состоит из двух компонентов: магнитного поля Земли и магнитного поля прихваченной колонны. Авторы поясняют, что, взяв характеристики магнитного поля Земли, например, из британской модели BGGM (Глобальная модель геомагнитного поля) или ее американского аналога разработки USGS, или из замеров на поверхности, можно исключить их из регистрируемых магнитометром данных, оставив таким образом только магнитное поле прихваченной колонны. Тогда, зная положение КНБК относительно горизонтальной компоненты магнитного поля Земли (азимут) и ее вертикальный (зенитный) угол, а также направление бурения, можно было бы вычислить расстояние до ствола с прихваченным инструментом. Однако именно магнитометрическое определение азимута в значительной мере осложняется помехами со стороны прихваченной колонны. В этой связи проектная группа решила испытать комплекс широкоугольной (all attitude) трехстепенной инженерная практика гироскопии в процессе бурения (ГПБ). Точность гироскопического определения азимута не зависит от магнитных полей, благодаря чему можно без искажений от прихваченного инструмента исключить из показаний MWD магнитное поле Земли. Прибор, о котором идет речь в настоящем материале, сочетает в себе достоинства гироскопа и возможность работы при зенитных углах, близких к прямому. Для определения азимута в данном случае используется механизм гирокомпасирования — определения направления на север посредством измерения горизонтальной компоненты вращения Земли. Как подчеркивают авторы, предыдущие модели скважинных гироскопов относились к классу двухстепенных, то есть проводили замеры только в одном или двух взаимно перпендикулярных направлениях. Корректно определяя азимут в положении ствола, близком к вертикали, такие приборы с ростом зенитного угла утрачивали точность измерений. По утверждению авторов гироскоп новой разработки успешно прошел полевые испытания и отлично зарекомендовал себя при бурении горизонтальных скважин вне зависимости от величины зенитного угла. Это стало возможным благодаря ряду технических новшеств. Авторы в данном случае не раскрывают технические подробности (их можно узнать из публикации IADC/SPE 168052), однако утверждают, что в новом поколении скважинных гироскопов реализован новый алгоритм коррекции осевого дисбаланса и компенсации ухода нулевого сигнала и его дрейфа. К числу преимуществ также относятся улучшенные рабочие характеристики при использовании комплекса в высоких широтах и возможность записи регистрируемых данных для последующего анализа. В составе КНБК гироскопический модуль соединен с телеметрическим, что дает возможность передавать данные на поверхность в режиме реального времени, параллельно с данными MWD. После декодирования скважинных данных и контроля их качества можно с уверенностью приступать к определению расстояния до объекта — в данном случае до прихваченной колонны. На рис. 2 мы видим, насколько выраженным было несовпадение в рассматриваемом примере предполагаемого положения старого ствола относительно нового по данным предыдущих исследований с фактическими данными (рис. 2.2). Также мы видим хорошую сходимость расчетного расстояния до прихваченной колонны по данным гироскопических замеров и скорректированных данных MWD. После получения скорректированных данных о положении старого ствола проектная команда оперативно внесла изменения в траекторию бокового ствола, отдалив ее от прихваченной колонны.S Рис. 2.1. Определение положения прихваченной колонны методом триангуляции. Точка пересечения векторов указывает на местонахождение колонны Рис. 2.2. Скорректированные и нескорректированные данные о положении старого ствола с прихваченной колонной Проектная траектория бокового ствола Данные гироскопии Расчет расстояния Скорректированные данные MWD Нескорректированные данные о положении ствола 520 540 560 580 600 620 640 660 680 700 Длина горизонтальной секции, м Обзор Конференции IADC/SPE 2014 47 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН УСПЕШНОЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ НОВЫХ ПОДХОДОВ К ИНЖИНИРИНГУ ВЫТЕСНЕНИЯ БЕЗВОДНЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 167948 “Successful Cementing Based on New Design Methodology for Displacement of Non-aqueous Drilling Fluid”. Данная публикация была подготовлена Slaheddine Kefi, Elena Pershikova, Kevin Docherty, Quentin Barral, Nicolas Droger, and Loic Regnault de la Mothe (SPE); and Inès Khalfallah (Schlumberger) для Конференции по бурению Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4–6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. В настоящем выступлении речь шла о методологии выбора компонентов буферной жидкости (БЖ) для вытеснения безводных буровых растворов (ББР) на нефтяной (РНО) или синтетической (РСО) основе. Авторы отмечают, что у распространенных сегодня на рынке ПАВ и растворителей, которые используются для приготовления БЖ, довольно узок диапазон рабочих температур и область применения. В этой связи универсальные решения как таковые отсутствуют, и каждая компания разрабатывает для конкретных случаев свои композиции, пользуясь собственной методикой. В результате параллельно разрабатываются очень близкие решения, что нельзя считать рациональным. Более того, по утверждению авторов, знания поставщиков химреагентов о буровых растворах часто оказываются недостаточными, что также приводит к потерям времени и средств при опробовании новых составов. В этой связи задача авторов состояла в разработке инжиниринговой методики выбора комплекса ПАВ, которая бы учитывала состав бурового раствора, скважинные условия и опиралась на современные стандартизированные методы исследований. НАБОР ОСНОВНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ В качестве основы своей методики авторы использовали комбинацию из рекомендованных API стандартных исследований и потребовавших дополнительной модификации. Так, рекомендованные API методи- Рис. 3.1. Емкость для испытаний по стандарту SSST (а) и использованная авторами стеклянная емкость (б) а 48 б, Обзор Конференции IADC/SPE 2014 ки исследования загрязненного буферной жидкостью цементного раствора (время затвердевания, прочность на сжатие, статическое напряжение сдвига), а также исследования реологических свойств и стабильности БЖ не требовали изменений. Модификации подверглись, во-первых, испытания на совместимость жидкостей, и, во-вторых, испытания влияния ПАВ на свойства БЖ в отношении инверсии эмульсии (ИПБЖ, spacer surfactant screening test, SSST). При испытаниях на совместимость сочетаний ББР/БЖ, БЖ/цементный раствор (ЦР) и ББЖ/БЖ/ЦР и классификации результатов авторы использовали реологическое индексирование — так называемый «Индекс R». Измерения проводились ротационным вискозиметром при скорости вращения 100 об./мин. При положительных отклонениях индекс R вычисляли как разницу между максимальным значением динамического напряжения сдвига (ДНС) смеси и наибольшим значением ДНС среди составляющих жидкостей, испытанных по-отдельности. При отрицательных отклонениях за индекс R принимали разницу наименьших значений. Для проведения ИПБЖ авторы использовали стеклянную емкость с электродами, поскольку качество заземления и другие особенности стандартного оборудования существенно влияли на результаты замеров электропроводности жидкостей (рис. 3.1). В ходе лабораторных испытаний авторы отметили ряд интересных особенностей поведения систем. Так, например, при смешивании БЖ и ББР авторам удалось проследить влияние режима перемешивания компонентов на поведение эмульсии при инверсии (рис. 3.2). Кроме того, по свидетельству авторов, повышение частоты электрического тока до 200 кГц при измерении полного сопротивления смеси обеспечивает более четкое выявление инверсии фаз, особенно при отслеживании изменения фазового угла полного сопротивления. В свою очередь, подход к оценке изменения фазового угла выгодно отличается от замеров электропроводности тем, что в меньшей степени зависит от расстояния между электродами (рис. 3.3). инженерная практика Рис. 3.2. Влияние режима перемешивания на поведение эмульсии при инверсии фаз 2,5 Электропроводность, мА 2 1,5 Скорость перемешивания, интервал добавления БЖ 1000 об./мин, 30 с 1 1000 об./мин, 30 с (повторно) 3000 об./мин, 30 с 1000 об./мин, 5 мин 3000 об./мин, 5 мин 0,25 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% БЖ/(БЖ+ББР), % Плотность БЖ с 5% ПАВ – 1680 г/л; плотность ББР – 1500 г/л; T = 66°C Рис. 3.3. Измерение полного сопротивления при ИПБЖ 10000 0 -10 1000 -20 Фазовый угол, ° -40 10 -50 Фазовый угол С(нФ) -60 С (нФ) или R (кОм) 100 -30 1 R(кОм) -700,1 -80 0,01 -90 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% БЖ/(БЖ+ББР)% Отношение R/C определяет фазовый угол полного сопротивления; пробел между 60 и 65% соответствует удалению 50% жидкости для предотвращения переполнения емкости Обзор Конференции IADC/SPE 2014 49 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 3.4. Комбинированные испытания ПАВ/БЖ СКВАЖИНА Обсадная колонна КОМБ. ИСПЫТАНИЯ ББР Поршень Ротор Порода Буферная жидкость ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ Свои корректировки внесли авторы и в методику испытаний вытеснения бурового раствора буферной жидкостью. Изначально был выбран вариант испытания с вращением (rotor test). Прошедший предварительную пескоструйную обработку металлический ротор смачивали в ББР, после чего помещали в 10%-ный водный раствор ПАВ и вращали в течение 10 минут со скоростью от 60 до 200 об./мин, а затем замеряли остаточное количество бурового раствора на стенках ротора. Однако такая методика испытаний в недостаточной мере воспроизводит скважинные условия, поскольку в растворе отсутствуют загустители и утяжелитель. Последний же при стандартной методике данного исследования мог оставаться на роторе, что не позволило бы корректно оценить остаточное содержание ББР. В этой связи авторы пошли другим путем — в испытаниях использовалась полноценная БЖ, а остаточное количество ББР определялось титрованием по выбранному иону. Проводили авторы и испытания на смачиваемость. Впрочем, как показала серия испытаний, заметная разница в данном отношении проявлялась лишь при контакте жидкость/жидкость, и для корректной оценки этой разницы требовалось, чтобы одна из жидкостей была прозрачной. Добиться этого, не компрометируя репрезентативность испытания, оказалось невозможным. Наконец, особый интерес представляет разработанный авторами стенд для комбинированных испыта50 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 ний ПАВ/БЖ (рис. 3.4). За основу был взят стандартный динамический фильтр-пресс с вращающимся стальным ротором вместо мешалки. Ячейка с ротором заполнялась буровым раствором, а вытесняющая буферная жидкость подавалась под давлением поршня из подсоединенной емкости. Преимущество такого стенда состоит в возможности нагревать жидкости до температуры 180°C и создавать давление до 2000 кПа, то есть максимально приближать лабораторные условия к скважинным. ПОДБОР КАНДИДАТОВ Поскольку комбинаций компонентов, входящих в состав БЖ, может быть колоссальное количество, авторы постарались отчасти сузить выбор. С этой целью они опирались на экспертные знания и ряд критериев, включая способность реагента снижать поверхностное натяжение между водой и углеводородами (по литературным данным), диапазон температур и минерального состава среды, при которых компоненты сохраняют низкий уровень поверхностного натяжения и др. Также учитывались взятые из литературных источников значения температуры инверсии фаз, точки Крафта, гидрофильно-липофильный баланс и другие параметры Тем не менее включенные в рабочий список составы потребовали проведения 437 сопоставлений эффективности вытеснения РНО и РСО. Для этого авторы провели 1748 экспериментов, включая дублирующие (для подтверждения результатов). Полученные данные позволили им сделать вывод о том, что проте- инженерная практика Рис. 3.5. Динамика реологических характеристик и фазового угла эффективного (а) и неэффективного (б) деэмульгатора б Вода в нефти Инверсия Нефть в воде 70 60 50 40 30 20 10 0 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% БЖ(БЖ + ББР)% 70% 80% Фазовый угол от -90° до -45° 90% 100% Предельное динамическое напряжение сдвига (фунт/100 фут2) при скорости сдвига 100 с-1 Предельное динамическое напряжение сдвига (фунт/100 фут2) при скорости сдвига 100 с-1 а 80 80 Вода в нефти Инверсия Нефть в воде 70 60 50 40 30 20 10 0 0% 10% Фазовый угол около -45° 20% 30% 40% 50% 60% БЖ(БЖ + ББР)% 70% 80% 90% 100% Фазовый угол -45° до 0° – идеальный деэмульгатор (гипотетически) стированные композиции в среднем с большей эффективностью вытесняют РНО, нежели РСО на парафиновой основе. Кроме того, мониторинг реологических показателей выявил два характерных типа динамики для БЖ с ПАВ (рис. 3.5). Как мы видим, в случае эффективных деэмульгаторов инверсия наступала при объемной доле БЖ менее 35%, а предельное динамическое напряжение сдвига (ПДНС) смеси жидкостей было ниже соответствующих значений для составляющих по-отдельности. Рис. 3.6. Диаграмма выбора композиции ПАВ + растворитель Температура ПАВ 1 + Раств. 1 ПАВ 1 + Раств. 2 ПАВ 1 ПАВ 1 + Раств. 3 ПАВ 2 + Раств. 3 МЕТОДОЛОГИЯ ОПТИМИЗАЦИИ СОСТАВА БЖ С учетом всех сделанных в ходе исследований наблюдений, авторы выделили ряд относящихся к составу БЖ и скважинным условиям факторов, которые способны оказывать существенное воздействие на эффективность БЖ. Для использования результатов своей работы в действенной методике подбора состава БЖ в качестве инструмента прогнозирования комбинированного воздействия этих факторов на свойства БЖ был применен статистический метод «поверхности отклика». Итогом проверки и применения данного метода, в подробностях описанных авторами, стал выбор двух типов ПАВ и трех типов растворителей, которые в том или ином сочетании оказываются наиболее эффективными в большинстве случаев. В свою очередь выбор комбинации определяется минерализацией БЖ, Минерализация Тип основы ББР Пунктирная линия обозначает оптимальную композицию ПАВ + растворитель забойной температурой и типом основы ББР по составленной авторами диаграмме подбора (рис. 3.6). В качестве подтверждения действенности методики авторы приводят опыт работ на одном из морских месторождений в Азии. Применение методики позволило в достаточно сложном случае добиться 90%-ного вытеснения ББР при 15%-ной объемной доле БЖ, обеспечившей инверсию эмульсии.S Обзор Конференции IADC/SPE 2014 51 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ЖИДКОСТЕЙ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ: НЮАНСЫ ВЫТЕСНЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА И РАЗМЕЩЕНИЯ ЦЕМЕНТА Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 167922 “Intermixing of Cementing Fluids: Understanding Mud Displacement and Cement Placement”. Данная публикация была подготовлена Zhongming Chen, Saleem Chaudhary (SPE); Joe Shine (SPE; Baker Hughes) для Конференции по бурению Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4–6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. Задачу, которую поставили перед собой авторы настоящей работы, сложно назвать новой, что, впрочем, не делает ее менее актуальной и на сегодняшний день. Разрабатывая гидродинамический симулятор цементирования скважин, авторы постарались заложить в него все ключевые особенности процессов вытеснения бурового раствора и размещения цемента, прежде всего, для условий наклонно-направленных скважин с эксцентричным распределением кольцевого пространства. Как объясняют авторы, к настоящему моменту разработано достаточно много моделей цементирования скважин на основе комбинаций аналитических методов гидродинамического моделирования. Такой подход позволяет учесть режим течения (турбулентный или ламинарный), предельные напряжения сдвига и реологию жидкостей в различных точках кольцевого пространства скважины, в том числе при эксцентричном расположении колонны, и выполнить оценку эффективности цементирования. Однако, по словам авторов, в отличие от математического моделирования методом конечных разностей, аналитическое моделирование обладает рядом существенных недостатков. Во-первых, такие модели позволяют получить лишь значительно загрубленные результаты уровня «эффективно — не эффективно» практически без промежуточных значений. Во-вторых, точность такого моделирования падает в случае выраженного каналообразования. Втретьих, не учитываются явления смешивания и загрязнения жидкостей в зонах взаимного контакта. В результате полученные оценки либо слишком оптимистичны, либо излишне занижены. По мнению авторов, математические гидродинамические модели процесса цементирования скважин, основанные на методе конечных разностей, представляют гораздо большую практическую пользу с точки зрения возможностей инжиниринга цементирования. Такие модели оперируют варьирующими в широких пределах исходными данными, обеспечивая гораздо более высокую точность (частоту дискретизации) результатов, а инструменты визуализации позволяют инженеру лучше представлять себе все нюансы процес52 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 са цементирования и принимать необходимые меры для повышения его эффективности. ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ Модель, которую представили в настоящей работе авторы, основывается на разбиении всего кольцевого пространства на многочисленные тонкие слои в плоскости поперечного сечения ствола скважины и многочисленные сегменты вдоль его продольной оси (рис. 4.1). Так формируется сетка модели, состояние каждой из ячеек которой в ходе моделирования процесса цементирования скважин обновляется с выбранным для конкретных условий временным промежутком. На развертке сетки нижняя сторона кольцевого пространства (относительно продольной оси ствола) расположена по центру, а верхняя сторона — по краям. Важным фактором стабильности и достоверности модели служит запараллеливание вычислений по модели в целом и по каждой ячейке в отдельности. В первую очередь, в расчетах для модели в целом используются принципы материального баланса, энергетического баланса и баланса сил. Таким образом определяются исходные значения для каждой ячейки. Соответственно, вычисления для отдельных ячеек циклически повторяются, пока очередная итерация не обеспечит сходимость с вычислениями для модели в целом. В предложенной авторами методике используются уравнения Навье — Стокса. Однако соответствующие аналитические решения есть лишь для ньютоновских жидкостей с ламинарным течением в концентричном кольцевом пространстве. Поэтому методика предполагает применение полуаналитических решений для неньютоновских жидкостей на основе пластической модели Бингама, степенного закона вязкости жидкости, а также моделей Гершеля — Бакли и турбулентного течения ньютоновских жидкостей. При этом авторы указывают на особенности течения жидкостей в эксцентричном кольцевом пространстве. Так, например, следуя по пути наименьшего сопротивления, жидкости с большей скоростью распро- инженерная практика Рис. 4.1. Трехмерная и двухмерная структура сетки гидродинамической модели Затрубное пространство 3D-схема с сеткой Затрубное пространство Развертка из 3D в 2D Ячейка 1 Затрубное пространство 2D-схема с цветовой маркировкой каждой ячейки Ячейка 2 Сетка M x N ячеек M секций по вертикали N ячеек в секции 1 2 ...... N 1 2 Развертка Закрашивание 3 : : М страняются по той стороне кольцевого пространства, где зазор между стенкой ствола и колонной больше, а по противоположной суженной стороне распространяются медленнее. Это создает предпосылки для каналообразования, часто сочетающегося с формированием застойных зон в нижней или верхней части кольцевого пространства. В таких зонах остается неподвижный буровой раствор, вытеснить которой буферная жидкость не может, поскольку создаваемое дифференциальное давление недостаточно для преодоления порогового статического напряжения сдвига раствора. Такие явления приводят в том числе к загрязнению цементного раствора, и, лишь учитывая все эти нюансы, можно с уверенностью прогнозировать эффективность цементирования. В предложенной авторами системе математического моделирования используются аналитические, полуаналитические и эмпирические решения, что в итоге позволяет инженеру правильно оценить риск некачественного размещения цемента и в случае необходимости принять меры. На рис. 4.2 приведен пример отображения процесса вытеснения бурового раствора: голубым цветом обозначена буферная жидкость, черным — застойная зона с неподвижным раствором, оранжевым — подвижный буровой раствор, светло-серым — цементный раствор первой ступени, темно-серым — цементный раствор второй ступени. На трехмерной схеме более наглядно отображается затекание цемента второй ступени выше цемента первой ступени. ПРИМЕРЫ ИЗ ПРАКТИКИ: S-ОБРАЗНЫЙ СТВОЛ В своей работе авторы рассмотрели несколько примеров сопоставления смоделированного процесса цементирования для конкретных скважин с данными акустического каротажа (АКЦ), проведенного по завершении операции. В первом случае задача состояла в цементировании хвостовика эксплуатационной колонны (ЭК) диаметром 251–257 мм, спущенного в S-образный открытый ствол диаметром 311 мм из обсадной колонны диаОбзор Конференции IADC/SPE 2014 53 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 4.2. Пример двухмерного и трехмерного отображения вытеснения бурового раствора Концентричность, % 2900 м 9600 9800 10000 10200 10400 10600 10800 11000 14200 11400 11600 11800 12000 12200 0 67 100 3800 м -180 0 180 метром 314 мм. Максимальный зенитный угол достигал 34°, после чего снижался до 18°. Согласно расчетам концентричность кольцевого пространства в интервале с установленными центраторами составляла 7477% с возможностью вращения хвостовика. Цементирование проводили в две ступени со средней скоростью 24,5 м/мин при закачке «быстрой» ступени, на которую пришлась основная часть цементного раствора. Перед цементом в затрубное пространство закачали утяжеленную буферную жидкость (УБЖ), которая теоретически должна была заполнить кольцевое пространство на высоту 566 м. Однако по модели на высоте установки первого центратора в интервале максимальной кривизны должно было начаться смешение (загрязнение) жидкостей с образованием застойной зоны с неподвижным буровым раствором на синтетической основе (РСО). В этой связи модель показала увеличение высоты размещения загрязненной РСО УБЖ в кольцевом пространстве до 859,5 м, или на 51%. Кроме того, согласно модели загрязнение цемента должно было начаться уже на входе в кольцевое пространство, но в большей степени охватывать объем раствора, двигавшийся по верхней стороне. В то же время давления цементного раствора должно было хватить для полного вытеснения УБЖ вплоть до интервала с зенитным углом в 18° (рис. 4.3 а, черная стрелка). Затем согласно модели верхняя граница распространения загрязненного цементного раствора должна была подняться на 488 м над верхним уровнем сплошного цементирования. Порядка 47%, или 213 м, высоты цементного столба по данным модели должны 54 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 были оказаться загрязненными. Таким образом, верхняя граница цемента должна была оказаться ниже запланированной. Приведенные авторами данные АКЦ в целом совпадают с основными прогнозами модели. Например, на цементограмме четко виден канал с буровым раствором на нижней стороне кольцевого пространства (рис. 4.3 а, б, красные стрелки). Также видны соответствующие признаки смешения жидкостей. Верхняя граница сплошного цементирования по фактическим данным оказалась приблизительно на 100 м выше спрогнозированного моделью уровня. Авторы объясняют это относительно небольшое расхождение вращением хвостовика в процессе цементирования, что к моменту составления материала не учитывалось в модели. ПРИМЕРЫ ИЗ ПРАКТИКИ: ПОВЫШЕННАЯ СЛОЖНОСТЬ Еще один из рассмотренных в работе проектов предполагал цементирование хвостовика диаметром 257 мм и длиной 3 353 м, спущенного из обсадной колонны (ОК) диаметром 316 мм в открытый ствол. Диаметр открытого ствола на протяжении первых 1615 м составлял 375 мм, после чего сужался до 311 мм, оставаясь таковым еще 1 049 метров. Таким образом, высота цементного столба согласно проекту должна была составить почти 2,5 тыс. м, включая участок смены диаметра открытого ствола. Зенитный угол на глубине спуска башмака хвостовика достигал 30°. С учетом сложности задачи проект предусматривал прокачку увеличенного объема жидкостей цементирования. Кроме того, открытый ствол вскры- инженерная практика 11800 3 590 м 12000 Б Цементный раствор Максимальное заполнение – 474,0 мин РСО Концентричность, % Застойная зона А Буферная жидкость Рис. 4.3. Пример 1. Моделирование вытеснения бурового раствора (а) и фактическая цементограмма АКЦ (б) 0 12200 12400 12600 12800 13000 3 694 м 0 67 100 -180 вал несколько интервалов слабосцементированных пород, удаленных друг от друга приблизительно на расстоянии 850 м, в связи с чем потребовалась установка 77 центраторов со скрупулезной проработкой расположения каждого из них. И тем не менее, в зоне установки центраторов концентричность кольцевого пространства колебалась от нуля до 69%, а в интервалах без центраторов наблюдался прогиб колонны. В дополнение ко всему состояние ствола оставляло желать лучшего. По данным кавернометрии внутренний диаметр варьировал в диапазоне от минус 7% от номинального до 81% размытия. Приняв во внимание все нюансы проекта, оператор согласился прокачать перед буферной жидкостью порядка 200 м3 маловязкого РСО с низким напряжением сдвига. В свою очередь, высота буферной жидкости в объеме 40 м3 должна была достичь 835 метров. При закачке жидкостей использовались цементировочные пробки. Помимо этого, конфигурация центраторов предполагала возможность вращения хвостовика, однако скважинные условия не позволили воспользоваться этой возможностью. По данным моделирования разброс скоростей распространения БЖ по кольцевому пространству должен был составить от 118 м/мин до нуля при среднем значении в 59 м/мин, что чуть выше расчетной скорости для ровного концентричного кольцевого пространства в аналогичных условиях. Давления БЖ не хватило для вытеснения основной части бурового раствора вдоль нижней стенки ствола за исключением небольших участков. Это обстоятельство в свою очередь привело к формированию протяженной зоны опережающего распространения БЖ по верхней стенки на 1100 метров. Однако при этом не происходило значительного загрязнения БЖ вследствие относительной устойчивости поверхности соприкосновения БЖ с 0 1 180 РСО. По данным моделирования загрязнение составило около 5%, или порядка 45 метров. В свою очередь цементный раствор, как показала модель, практически сразу же после поступления в затрубное пространство должен был вступить в соприкосновение с РСО вдоль нижней стенки ствола, вытеснив его на протяжении 130 м вплоть до интервала установки центраторов (рис. 4.4 а, черная стрелка). На протяжении последнего в нижней части кольцевого пространства прогнозировалось сохранение застойных зон с неподвижным РСО (рис. 4.4 а, красные стрелки), тогда как цементный раствор распространился вдоль всего интервала с центраторами. Загрязнение цементного раствора БЖ охватило порядка 27% высоты верхнего края распространения цементного раствора. Однако, как мы видим по модели, особенности распространения и смешения жидкостей в эксцентричном кольцевом пространстве обусловили почти сплошное круговое цементирование целых секций за исключением участков особенно выраженного размытия стенок ствола. Как следует из фактических цементограмм (рис. 4.4, б), предложенная авторами модель также в целом достоверно спрогнозировала процесс цементирования. Здесь мы также видим обозначенные черными стрелками интервалы практически сплошного цементирования и участки с застойными зонами, на которые указывают красные стрелки. И если по данным модели верхняя граница цемента должна была оказаться на 350 м ниже запланированного уровня, то по данным каротажа фактическая граница оказалась ниже на 310 м, то есть расхождение с моделью составило приблизительно 10%. ВЫВОДЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ В остальных рассмотренных авторами случаях смоделированные результаты цементирования также Обзор Конференции IADC/SPE 2014 55 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН 22000 22500 23000 23500 6 700 м Цементный раствор Максимальное заполнение – 614,0 мин РСО Концентричность, % Застойная зона А Буферная жидкость Рис. 4.4. Пример 2. Моделирование вытеснения бурового раствора (а) и фактические цементограммы (б) 0 24000 24500 25000 25500 26000 26500 27000 27500 28000 28500 29000 29500 30000 0 Б 67 100 9 270 м -180 0 Цементограмма 1 с некоторыми расхождениями в целом соответствовали фактической картине. И в этой был сделан ряд выводов. Прежде всего, авторы указывают на то, что применение их математической гидродинамической модели позволило во всех случаях лучше понять процессы, сопровождающие распространение жидкостей цементирования. Это своего рода «взгляд изнутри», основываясь на котором инженер может предпринять те или иные действия для повышения качества цементирования. Также авторы на основании полученного опыта дают ряд общих рекомендаций. Во-первых, авторы рекомендуют обратить внимание на наметившуюся в последние пару лет тенденцию к использованию центраторов, даже в ранее считавшихся рискованными случаях. Причем, число центраторов на секцию в послед56 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 1 180 Цементограмма 2 ние годы также растет. По мнению авторов, это можно только приветствовать, так как с уменьшением эксцентричности кольцевого пространства повышается качество цементирования. Во-вторых, авторы настоятельно рекомендуют не пренебрегать использованием различных способов механического разобщения жидкостей: скребковых пробок, «дротиков» для обсадных и бурильных труб и т.д. В отношении буферных жидкостей и цементных растворов рекомендации авторов в целом сводятся к увеличению прокачиваемых объемов с учетом запаса на загрязнение. (до 25–40% для БЖ). Впрочем, авторы указывают на необходимость в каждом случае оценивать экономическую эффективность создания такого запаса с учетом моделирования. Остальные рекомендации, а также подробности можно узнать из полной версии материала.S БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН ЭФФЕКТИВНОСТЬ НАНОСИЛИКАТОВ В КАЧЕСТВЕ УСКОРИТЕЛЕЙ СХВАТЫВАНИЯ ЦЕМЕНТА ПРИ НИЗКИХ ТЕМПЕРАТУРАХ Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 168037 “Nanosilicas as Accelerators in Oilwell Cementing at Low Temperatures”. Данная публикация была подготовлена Xueyu Pang, Peter J. Boul, and Walmy Cuello Jimenez (Halliburton) для Конференции по бурению Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4–6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. Авторы предваряют настоящий материал указанием на то, что в соответствии с уравнением Аррениуса скорость гидратации портландцемента экспоненциально уменьшается по мере снижения температуры затвердевания, а время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) соответственно увеличивается. И поскольку длительное ОЗЦ влечет за собой существенные финансовые потери, особенно при строительстве морских скважин в регионах с холодным климатом, во многих случаях представляется разумным использовать ускорители схватывания цемента. Традиционно в этих целях используются неорганические соли и, прежде всего, хлорид кальция (CaCl2), который принято считать лучшим реагентом по соотношению цена-эффективность. Однако, ссылаясь на ряд публикаций, авторы обращают внимание на то, что применение хлорида кальция может повышать проницаемость цемента и снижать его прочность с течением времени, а также увеличивать риск коррозии обсадных труб. В этой связи цель проведенного авторами исследования состояла в сопоставлении эффективности хлорида кальция и наносиликатных добавок в качестве ускорителей схватывания цемента. В качестве теоретической основы исследования авторы взяли выводы ряда публикаций о том, что добавляемые в цементный раствор наносиликаты служат дополнительными центрами кристаллизации гидросиликатов кальция (ГСК), чем и объясняется значительное ускорение гидратации цемента, а также повышение его прочности на сжатие и ряд других эффектов. Суть механизма состоит в уменьшении свободного порового простран- ства с одновременным повышением уровня внутренней связности микроструктуры цементного камня. МАТЕРИАЛЫ И ОБОРУДОВАНИЕ В целях настоящей работы авторы использовали цемент класса Н по классификации API, состав которого определяли посредством анализа клинкера на содержание оксидов с расчетами по методу Богга, а также методом рентгеноструктурного анализа порошка с уточнением результатов методом Ритвельда (таблица 5.1). В свою очередь, распределение размера частиц авторы оценивали методом лазерного рассеяния при сухой дисперсии материала. При среднем диаметре частиц 18,7 мкм и плотности 3150 кг/м3 расчетная удельная площадь поверхности клинкера составляла 303 м2/кг. В свою очередь в качестве наносиликатных добавок использовались образцы, предоставленные Nissan Chemical Industries в виде растворов, хотя для упрощения авторы далее оперируют характеристиками полного сухого остатка добавок. В экспериментах использовались наносиликаты нескольких типов — сферической и вытянутой формы (табл. 5.2). Последние обозначены индексом “I”. Для оценки интенсивности гидратации цемента авторы использовали изотермический микрокалориметр TA Instruments (США), в который сразу после приготовления помещали образцы растворов массой 4-5 г при температуре 15°С. Растворы замешивались лабораторным блендером Waring® по стандарту API RP 10B2 2013: 15 с при 4 тыс. об./мин и 35 с при 12 тыс. об./мин. Таблица 5.1 Химический состав использованного в исследовании цемента класса Н (в массовых долях) Метод определения C3S C2S C3A C4AF CaSO4 Несвязанная известь Богг 59,7 18,2 0,41 14,2 4,9 0,21 Ритвельд 60,8 16,4 0 12,8 10* - * в том числе сульфаты в составе гипса (2,9%) и ангидрита (7,1%) 58 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 инженерная практика Рис. 5.1. Влияние добавок на интенсивность гидратации цемента класса Н плотностью 1 989 кг/м3 Без добавок CaCl2 S-2 S-3(I) S-4(I) S-6 S-7 S-8(I) 250 3 200 2.5 150 2 1.5 100 0.5 0 10 20 30 40 (.), )/ ' 1 50 $* Тепловыделение, мВт/г цемента 3.5 S-5 0 10 Время, ч 20 30 40 50 60 70 Время, ч ЦЕМЕНТНЫЙ РАСТВОР СТАНДАРТНОЙ ПЛОТНОСТИ Оценивая эффективность воздействия на процесс схватывания цемента различных добавок, авторы отслеживали динамику нескольких критериев: пиковую интенсивность гидратации, общую интенсивность гидратации и показатели прочности цемента на сжатие в динамике. При этом использовался цементный раствор класса Н в двух модификациях: стандартной для данного класса плотности (1 989 кг/м3) и облегченной (1 558 кг/м3) с повышенным водосодержанием. Прежде всего, авторы провели оценку влияния хлорида кальция в различных концентрациях на схватывание цемента стандартной плотности. С повышением дозировки от 0 до 4% (масс. по цементу) наблюдался значительный рост интенсивности гидратации цемента в пиковый период относительно контрольного образца без добавок. Однако после пика интенсивность гидра- тации начинала снижаться, опускаясь ниже показателей контрольного образца. При дозировках хлорида кальция от 0,5% до 2% наблюдался рост общего тепловыделения, а дальнейшее повышение концентрации оказалось в данном отношении неэффективным. Поэтому авторы обозначают дозировку хлорида кальция в 2% (масс. цемента) как оптимальную для цементных растворов стандартной плотности. Первое сопоставление воздействия хлорида кальция и наносиликатов на гидратацию авторы проводили при равной дозировке добавок в 1% (рис. 5.1). Как мы видим, в сравнении с CaCl2 наносиликаты оказывают слабое влияние на пиковое тепловыделение в процессе гидратации цемента, а образец S-6, по всей видимости, в силу присутствия этиленгликоля, даже снижает его. Однако на следующем этапе картина меняется, хотя эффективность хлорида кальция с точки зрения повышения интенсивности гидратации цемента обычной плотТаблица 5.2 Характеристики использованных в исследовании наносиликатов Образец Комм. название Размер, мм Активность, % Форма, доп. информация S-1 SNOWTEX®-XS 4–9 20 Сферы S-2 SNOWTEXt-30-LYD 9 30 Сферическая; 0,5% ПАВ S-3(I) SNOWTEX®-UP 9–15 х 40–100 20 Сигаровидная S-4(I) SNOWTEX®-PS-S 10–15 х 80–120 15–16 Нить жемчуга S-5 SNOWTEX®-30 10–20 30 Сферическая S-6 SNOWTEX®-T20E 10–20 20 Сферическая; 20% этиленгликоля S-7 CX-Z330-H 20 30 Сферическая S-8(I) SNOWTEX®-PS-M 25–80 х 80–150 15–16 Нить жемчуга S-9 SNOWTEX®-XL 40–60 40 Сферическая Обзор Конференции IADC/SPE 2014 59 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 5.2. Влияние дозировки хлорида кальция на пиковое тепловыделение при гидратации цемента разной плотности сравнению со сферическими. По мнению авторов это объясняется увеличенной площадью контакта — т.е. удельной площадью поверхности добавки. И с этой точки зрения эффективность добавок с более мелкими частицами при одинаковой форме должна быть выше. Также авторы отмечают, что добавки с большим размером частиц не удалось смешать с цементом по указанной выше рекомендации API из-за высоких оборотов, в связи с чем все 50 с пришлось выдерживать скорость перемешивания в 4 тыс. об./мин. 7 Пиковое тепловыделение, мВт/г цемента 6 5 4 ОБЛЕГЧЕННЫЙ ЦЕМЕНТ 3 2 1 989 кг/м3 1 1 558 кг/м3 0 4 0 8 12 Дозировка CaCl2, %(масс. по воде) ности при 1%-ной дозировке добавок, все равно, оказалась наиболее высокой. В то же время авторы обращают внимание на то, что наносиликатые добавки с вытянутой формой частиц в целом оказались более эффективными, по Как было сказано выше, помимо экспериментов с цементом стандартной плотности, авторы проводили исследования с облегченным цементом плотностью 1 558 кг/м3. Для того чтобы такой цемент после усадки не возвращался к стандартной плотности, в его состав привносят суспендирующую добавку, обеспечивающую связывание дополнительного объема воды. Так, для получения цемента плотностью 1 558 кг/м3 требуется привнести в него 0,2% (массовая доля по цементу) суспендирующей добавки. Исследование влияния сульфида кальция на облегченный цементный раствор показали, что общий вектор (профиль) его влияния на интенсивность гидратации цемента тот же, что и в случае цемента обычный плотности, но пиковая интенсивность при этом меньше, а с ростом дозировки от 1% до 4% (масс. по цементу) растет и общее накопленное тепловыделение. Авторы объясняют, что добавка CaCl2 увеличивает концентрацию ионов кальция в порах микроструктуры Рис. 5.3. Влияние добавок на интенсивность гидратации цемента класса Н плотностью 1 558 кг/м3 CaCl2 Без добавок S-1 S-3(I) Общее тепловыделение (накопл.), Дж/г цемента Тепловыделение, мВт/г цемента 2.5 2 1.5 1 0.5 S-9 300 250 200 150 100 50 0 0 0 S-5 350 3 10 20 30 Время, ч 60 S-4(I) Обзор Конференции IADC/SPE 2014 40 50 0 50 100 Время, ч 150 инженерная практика Рис. 5.4. Влияние добавок разных типов на развитие прочности цемента плотностью 1 558 кг/м3 на сжатие при выдерживании образцов в воде при температуре 15°С (водяная баня) 48 часов 7 дней 28 дней 7 6 Прочность на сжатие, МПа 5 4 3 2 1 0 Control 2% CaCl2 2% CaCl2 2% CaCl2 2% S-1 2% S-3(I) 2% S-4(I) 2% S-5 2% S-9 Цемент с соотв. добавками цемента, чем и объясняется влияние этого реагента на процесс гидратации. Однако, поскольку относительное содержание воды в легком цементе выше, концентрация кальция при тех же дозировках хлорида натрия в долевом выражении от массы цемента будет меньшей. В этой связи, авторы заключают, что в случае облегченных растворов корректнее рассчитывать оптимальную дозировку хлорида кальция не по массе цемента, а по массе воды. Таким образом, 2-%ное массовое содержание, рассчитанное по цементу будут соответствовать 5%-ному по воде (рис. 5.2). В то же время эффективность влияния наносиликатов на облегченный цемент оказалась гораздо выше, чем в случае цемента стандартной плотности, а в случае большинства образцов также и выше эффективности хлорида кальция (рис. 5.3). Авторы объясняют это другим механизмом действия добавки. Увеличенное поровое пространство микроструктуры облегченного цемента, как раз, создает наилучшие условия для работы наносиликатов в качестве дополнительных центров кристаллизации ГСК с последующим уменьшением свободного пространства в порах. ВЛИЯНИЕ ДОБАВОК НА ПРОЧНОСТЬ НА СЖАТИЕ Наконец, последней целью проведенного исследования было выяснение влияния различных ускоряющих схватывание добавок на такой важный показатель качества цемента, как прочность на сжатие. Для этого авторы выдерживали образцы облегченного цемента с различными добавками в 2%-ной дозировке при температуре 15°С в течение определенного времени — от 48 ч до 28 дней. Как показали результаты, и хлорид кальция, и наносиликатные добавки способствуют существенному росту прочности облегченного цемента, по сравнению с контрольным образцом (рис. 5.4). При этом прочность на сжатие образцов легкого цемента с добавками четырех из пяти опробованных в этом эксперименте типов наносиликатов через семь дней оказалась существенно выше прочности цемента с добавкой CaCl2 двадцативосьмидневной выдержки. Авторы объясняют это постепенным формированием более однородной микроструктуры цемента за счет дополнительной кристаллизации ГСК в порах.S Обзор Конференции IADC/SPE 2014 61 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССАМИ И ИНЖИНИРИНГ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПЕНОЦЕМЕНТА ПРИ ПОМОЩИ ДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ В РЕЖИМЕ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 168033 “Application of Real-Time Process Control and Engineering Software Simulation in Foam Cementing”. Данная публикация была подготовлена Mohammed Dooply, Anouar Elhancha, Gunnar DeBruijn, Evgeny Gubanov (SPE) и Maxim Voloshchuk (Schlumberger) для Конференции по бурению Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4-6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. Пеноцемент — это, прежде всего, технология для строительства скважин в сложных условиях — обозначают в самом начале своей работы авторы. Это, например, относится к бурению верхних интервалов морских скважин, строительство которых осложнено притоком воды из горизонтов, расположенных на небольшом заглублении относительно дна — так называемым приповерхностным водопритоком. В таких случаях низкая плотность цемента при достаточной прочности на сжатие оказывается важным преимуществом. Недостатки же пеноцементной технологии, по утверждению авторов, в основном, связаны со сложностью ведения работ. Успешное цементирование скважины с использованием пеноцемента требует соблюдения ряда условий. Во-первых, использование сжимаемого по своей природе азота предполагает дополнительные меры безопасности. Во-вторых, требуется соблюдать очень четкий режим нагнетания азота, а также пристально отслеживать подачу насосов при закачке ПАВ и стабилизатора пены. В-третьих, пеногенератор должен обеспечивать достаточную энергию для перемешивания газа и базового цементного раствора. И в целом работа с пеноцементом предполагает исключительную надежность и точность мониторинга технологических параметров. Как подчеркивают авторы, на многих этапах прокачки пеноцемента без автоматизации процессов человеческий фактор —, а именно: недостаточная скорость реакции операторов, неизбежные ошибки и т.д. — может приводить к серьезным последствиям, вплоть до потери контроля над скважиной. ДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ В случае прокачки пеноцемента инжиниринг цементирования скважины отнюдь не ограничивается расчетами на основе предполагаемого гидростатического давления на момент завершения работы. Как поясняют авторы, тогда как жидкие составляющие пеноцемента не поддаются сжатию, газообразный азот, на62 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 против, может сжиматься или расширяться под действием температуры и внешнего давления. Это, в свою очередь, приводит к увеличению или уменьшению плотности цемента. Причем вариативность воздействующих на пеноцемент в скважине факторов настолько высока, что вручную составить график соответствующих изменений режима закачки пеноцемента и подачи его компонентов практически невозможно. В этой связи авторы приводят описание алгоритма построения динамической математической модели закачки пеноцемента и вспененной буферной жидкости. Для расчета динамики плотности вспененных жидкостей, прежде всего, используется так называемый показатель «качества пены», определяемый как отношение объема газа в цементе к общему объему, занимаемому раствором, выражаемое в процентах. Гидравлические потери на трение рассчитываются по плотности пены и реологии базового раствора. При этом математическое моделирование позволяет учитывать одновременное влияние многих факторов. Последнее обстоятельство позволяет принципиально иначе смотреть на подход к цементированию с использованием вспененных жидкостей. Ведь, как рассказывают авторы, чаще всего в верхние интервалы глубоких морских скважин пеноцемент закачивается одной ступенью именно потому, что поддержание постоянного режима нагнетания азота в отсутствие динамического моделирования делает процесс более безопасным. Однако в этом случае результатом становится широкий разброс значений плотности пеноцемента на протяжении всего интервала цементирования. В особенности это относится к бескондукторному бурению с выносом цемента из кольцевого пространства на морское дно или в выкидную линию бурового раствора, когда перепады гидростатического давления весьма ощутимы. В свою очередь максимально точное моделирование динамического давления, температуры, качества пены, эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП), верхней границы цемента, а также мониторинг поддержания давления в инженерная практика Рис. 6.1. Схема типичного расположения оборудования для цементирования с использованием пеноцемента Цемнтносмесительная установка Выкидная линия с задвижкой Скважина Пеногенератор Расходомер NRD Рециркуляционный бак Насос пенообразователя Выкидная линия с задвижкой N2 Емкость с азотом Растворос меситель Емкость с азотом Емкость с цементом Азотный насос Выкидная линия к амбару, с задвижкой Расходомер Компьютер с системой управления затрубном пространстве в границах «окна» между градиентами порового давления и давления гидроразрыва, обеспечивает достаточный контроль над процессом цементирования, для того чтобы поддерживать желаемую постоянную плотность пеноцемента. Представленная авторами система позволяет контролировать работу двух азотных насосов и двух систем подачи ПАВ для того, чтобы в случае сбоев в работе какой-либо из единиц оборудования параметры пеноцемента оставались постоянными. Этой цели также служат встраиваемые в систему магнитные датчики и линейные вертушечные расходомеры. При этом возможности интегрированной с симулятором АСУ ТП таковы, что в ходе прокачки пеноцемента режим подачи азота может изменяться до 200 раз с целью поддержания постоянной плотности раствора в затрубном пространстве. Конечно, система предполагает возможность контроля процесса со стороны оператора. С этой целью пользовательский интерфейс системы предусматривает выдачу предупреждений («алармов») и необходимой информации, для того чтобы оператор мог в критических ситуациях принимать необходимые меры (рис. 6.2). ПРИМЕРЫ ПРИМЕНЕНИЯ СИСТЕМЫ Авторы приводят два практических примера применения описанного выше комплекса динамического моделирования и АСУ ТП при бурении глубоководных скважин в Мексиканском заливе. В обоих случаях речь идет о цементировании обсадных колонн в верхних интервалах скважин при бескондукторном («безрайзерном») бурении. Также в обоих случаях цементирование Обзор Конференции IADC/SPE 2014 63 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 6.2. Пользовательский интерфейс АСУ ТП Блок управления азотными насосами Параметры базового раствора Параметры подачи азота Параметры подачи пенообразователя Блок управления подачей ПАВ Параметры пены Давление в затрубе Рис. 6.3. Пример 1. Динамика параметров прокачки жидкостей цементирования Время Давление (цем.) Расход (цем.) Плотность (цем.) Расход пенообр. Расход азота 15:08:00 15:28:00 15:48:00 16:08:00 16:28:00 0 10 20 30 40 0 0,4 МПа 64 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 0,8 3 м /мин 1,2 1,6 960 1040 кг/м 1160 0 3 10 20 30 40 50 60 0 3 м /мин 5 10 15 20 25 30 л/мин инженерная практика Рис. 6.4. Пример 1. Сопоставление расчетной и фактической динамики давления на устье скважины 14 13 Срезание шпилек скребковой пробки 12 Пеноцемент (первая ступень) 11 Опрессовка 10 9 Давление на устье, МПа 8 7 Раствор второй ступени 6 Вытеснение (морская вода) 5 Буферная жидкость 4 3 2 1 0 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 Время, мин Расчетное давление нагнетания Фактическое давление (замер.) осуществлялось в двухступенчатом режиме: вначале прокачивался пеноцемент, а на втором этапе — цементный раствор стандартной плотности. В первом случае объемы закачки составляли 106 и 17 м3 соответственно, при диаметре цементируемого бескондукторным способом хвостовика 711 мм. Перед проведением операции было проведено ее динамическое моделирование, по данным которого максимальное качество пены должно было составить 32,2%, а минимальное — 28,2%. И также перед цементированием пеноцемент с соответствующими характеристиками прошел предварительные лабораторные испытания на стабильность раствора. Как мы видим по рисункам 6.3 и 6.4, процесс цементирования прошел гладко и без существенных происшествий, а смоделированное давление совпало с фактическим, за исключением периода закачки пеноцемента. Последнее обстоятельство авторы объясняют противодавлением со стороны азотного насоса для предотвращения затекания цементного раствора в азотные форсунки. Второй из приведенных авторами проектов был в целом похож на первый, но отличался более высоким риском приповерхностных водопритоков. Окно безопасной ЭЦП между градиентами порового давления и давления гидроразрыва составляло всего 120 кг/м3 с неровным профилем. При этом плотность пеноцемента составляла 1 662 кг/м 3 , а плотность раствора второй ступени — 1965 кг/м3. В одном из интервалов минимальная ЭЦП оказалась ниже порового давления. Однако второй пример интересен, прежде всего, тем, что по замыслу авторов демонстрирует реакцию АСУТП на непредвиденную ситуацию (рис. 6.5 и 6.6). В процессе закачки пеноцемента возникла неполадка с подачей базового цементного раствора. И мы видим, что система отреагировала соответствующим сокращением подачи азота, тем самым сохранив плотность пеноцемента на прежнем уровне. Как свидетельствуют авторы, за прошедшие 2,5 года в Мексиканском заливе с использованием разраОбзор Конференции IADC/SPE 2014 65 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 6.5. Пример 2. Динамика параметров прокачки жидкостей цементирования Время Расход (цем.) Плотность (цем.) Давление (цем.) Расход азота Расход пенообр. 19:52:00 20:12:00 20:32:00 20:52:00 21:12:00 21:32:00 21:52:00 22:12:00 22:32:00 22:52:00 23:12:00 23:32:00 23:47:00 0 0,4 0,8 1,2 1,6 600 1200 1800 2400 3000 0 2 4 6 8 10 12 14 0 м3/мин кг/м3 ботанной системы динамического моделирования и АСУ ТП были проведены 50 операций цементирова- 5 10 15 20 25 30 0 6 м3/мин МПа 12 18 ния, подтвердившие ценность данных инструментов для бурения скважин в сложных условиях.S Рис. 6.6. Пример 2. Сопоставление расчетной и фактической динамики давления на устье скважины 14 13 Вытеснение (морская вода) Расчетное давление нагнетания Фактическое давление (замер.) 12 11 Опрессовка Давление на устье, МПа 10 9 Пеноцемент (первая ступень) Раствор второй ступени 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 50 100 200 150 Время, мин 66 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 24 л/мин 250 300 350 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН ДЛЯ ЗАКАЧКИ БУРОВЫХ ОТХОДОВ В ПЛАСТ: ЛУЧШИЕ РЕШЕНИЯ И АНАЛИЗ РЕАЛИЗОВАННЫХ ПРОЕКТОВ Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 167987 “Drill Cuttings Re-Injection Well Design and Completion: Best Practices and Lessons Learned”. Данная публикация была подготовлена S.M. Gumarov, T.A. Shokanov, S. Simmons, V.V. Anokhin, S. Benelkadi и L. Ji (M-I SWACO, a Schlumberger company) для Конференции по бурению Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4-6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. Настоящая работа не претендует на принципиальную новизну, так как по словам авторов о закачке буровых отходов в пласт (ЗБОП) написано уже достаточно много и подробно, в том числе и самими авторами. Существуют опубликованные инструкции, есть правила, установленные государственными органами. В этой связи заявленная авторами цель работы состоит в освещении некоторых нюансов заканчивания скважин для ЗБОП и режимов закачки. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ В рамках данной работы авторы не дают рекомендаций о том, следует ли отдавать предпочтение бурению специальных скважин для ЗБОП или закачке отходов через кольцевое пространство одновременно с добычей нефти или бурением (рис. 7.1), по причине подробного и основательного рассмотрения данного вопроса в других работах и необходимости тщательной оценки альтернатив в каждом конкретном случае. В то же время авторы отмечают, что строительство специальной скважины для ЗБОП позволяет заложить в ее конструкцию оптимальные для данной технологии параметры. Будь то отдельная скважина или скважина, в которой предусмотрена закачка буровых отходов (БО) через затруб, особое внимание приходится уделять кривизне ствола. Как подчеркивают авторы, один из главных рисков технологии ЗБОП связан с осаждением твердой фазы БО и закупоркой ствола. И с этой точки зрения проще всего использовать в данных целях вертикальные скважины. Однако опыт авторов свидетельствует о возможности успешной ЗБОП и через скважины с большими углами отклонения от вертикали. Например, через одну из скважин с кривизной ствола 72° за 11 лет эксплуатации было успешно закачано более 200 тыс. м3 отходов без каких-либо осложнений. По мнению авторов это стало возможным благодаря четкому контролю параметров закачиваемого раствора буровых отходов, а также неукоснительному соблюде68 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 нию правил эксплуатации нагнетательной скважины для ЗБОП. Проблема осаждения твердой фазы БО и закупорки ствола в интервале закачки отходов в пласт часто проявляет себя уже на ранних этапах эксплуатации скважины, если при ее строительстве не был предусмотрен достаточно вместительный зумпф ниже интервала перфорации. Сам по себе зумпф, конечно, не предотвращает осаждения твердой фазы, однако может довольно долго заполняться шламом, прежде чем начнется закупоривание интервала перфорации. В этой связи авторы рекомендуют обустраивать как минимум 50-метровый зумпф ниже нижних дыр перфорации (НДП). Нарис. 7.2 и 7.3 авторы приводят два примера неудачной конструкции скважин для ЗБОП. В первом случае оператор решил опустить компоновку низа колонны НКТ ниже интервала перфорации, предполагая таким образом обеспечить турбулентность течения раствора с БО, что должно было предотвратить осаждение твердой фазы. Однако на практике шлам в короткие сроки закупоривал низ колонны НКТ. Во втором случае мы видим типичную, по словам авторов, ситуацию отсутствия зумпфа. В процессе эксплуатации происходило быстрое закупоривание интервала перфорации, и даже посредством промывок удавалось лишь частично и временно высвободить верхнюю часть дыр. ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОЛОННЫ НКТ Колонна НКТ — один из самых уязвимых элементов системы ЗБОП, испытывающих интенсивное воздействие закачиваемого раствора. Авторы обозначили ряд критериев, которым должны удовлетворять НКТ для надежной работы. Прежде всего, это устойчивость к эрозионному воздействию. И здесь авторы ориентируются на типоразмер и толщину стенки НКТ. В таблице 7.1 они приводят результаты прокачки 477 тыс. м3 раствора БО со сред- инженерная практика Рис. 7.1. Варианты организации закачки буровых отходов в пласт Закачка через затруб в процессе бурения или добычи Закачка через эксплуатационную колонну отдельной скважины Бурение с накоплением отходов. Закачка в вышележащий горизонт. Бурение до проектного забоя и добыча Закачка через отдельную скважину 508,0 мм 508,0 мм 339,7 мм 339,7 мм Область закачки Область закачки 244,5 мм 244,5 мм ЭК 101,6 мм ЭК 101,6 мм Пакер Пакер Коллектор Область закачки 152,4 мм Область закачки 152,4 мм Цемент Рис. 7.2. Расположение низа колонны НКТ под интервалом перфорации 0 610 мм 500 473 мм Пакер 1000 1500 340 мм Интервал перфорации 2000 245 мм Низ колонны НКТ 2500 Основная область закачки 3000 0 500 1000 1500 2000 2500 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 69 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Горизонт Глубина по стволу, м Период Рис. 7.3. Закупоривание интервала перфорации вследствие отсутствия зумпфа Интервал перфорации Схема скважины СП 200 3 г/см ВСП мс/фт УЭС 2,95 0,01 60 0,01 Ом/м КСБР Ом/м 100 100 Миоцен Плиоцен 50 мВ 100 1,95 Гамма-каротаж gAPI 150 170 ГГКп Верхние 6 м интервала перфорации очищены промывкой Интервал перфорации Рис. 7.4. Состояние колонны НКТ (∅ 140 мм, 1% Cr L80 20.00#), извлеченной после закачки 120 тыс. м3 БО, включая 6,4 тыс. м3 твердой фазы 70 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 инженерная практика Таблица 1 Скорость эрозионного разрушения НКТ при ЗБОП Типоразмер / толщина стенки НКТ Режим закачки, м3/мин 88,9 мм / 6,35 мм 101,6 мм / 8,38 мм 114,3 мм / 9,53 мм 127 мм / 10,03 мм Эрозия Эрозия Эрозия Эрозия мм % мм % мм % мм % 0,32 0,2 3 0,1 2 0,1 1 0,0 0 0,48 0,4 6 0,2 3 0,1 1 0,1 1 0,64 0,6 9 0,3 4 0,2 2 0,1 1 0,79 0,8 12 0,4 6 0,2 3 0,1 2 0,95 1,0 15 0,5 8 0,3 4 0,1 2 1,11 1,2 19 0,7 9 0,3 5 0,2 2 1,27 1,5 23 0,8 11 0,4 6 0,2 3 ним диаметром твердых частиц в 300 мкм через НКТ разных габаритов. Аналогичная таблица приведена и для оценки режима течения раствора (табл. 7.2), поскольку ламинарный режим течения препятствует выполнению второй задачи проектирования колонны НКТ — предотвращению отложения твердой фазы. В таблицы приведено число Рейнольдса для различных условий закачки и типоразмеров НКТ. Re> 4000 соответствует турбулентному течению, Re < 2000 — ламинарному. Желтым цветом обозначены значения Re, соответствующие переходному режиму. При этом авторы обращают внимание на то, что большая кривизна ствола усугубляет отрицательный эффект неоптимальных параметров НКТ. И, конечно, третий из ключевых факторов надежности колонны НКТ — это коррозионная стойкость (рис. 7.4). В этом отношении авторы рекомендуют постоянное добавление в раствор БО поглотителя кислорода в небольших дозировках. Кроме того, при длительных простоях скважины следует замещать остаточный раствор жидкостью с антикоррозионными свойствами. Таблица 2 Режимы течения раствора внутри колонны НКТ при ЗБОП Типоразмер / толщина стенки НКТ Режим закачки, м3/мин 88,9 мм / 6,35 мм 101,6 мм / 8,38 мм 114,3 мм / 9,53 мм 127 мм / 10,03 мм Число Рейнольдса 0,32 2483 1838 1336 966 0,48 3926 2906 2112 1528 0,64 5602 4146 3014 2181 0,79 7491 5544 4029 2916 0,95 9575 7087 5151 3727 1,11 11845 8766 6372 4611 Обзор Конференции IADC/SPE 2014 71 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН Рис. 7.5. Варианты цементирования обсадной колонны Цементирование с перекрытием башмака предыдущей ОК Башмак предыдущей ОК не цементируется Верхняя граница цемента ОК ОК 340 мм 340 мм Верхняя граница цемента Перфорация ОК 244,5 мм ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ Качество цементирования играет важнейшую роль в успехе проектов ЗБОП. По словам авторов работы, в большинстве случаев утечки БО при реализации данной технологии становились результатом заколонных перетоков вследствие некачественного цементирования колонны. Следует иметь в виду, что в процессе ЗБОП в течение нескольких лет работы системы внутрискважинное оборудование подвергается циклическому воздействию давления. Поэтому авторы рекомендуют регулярно проводить акустический каротаж (АКЦ). Также авторы обращают внимание на то, что параметры цементирования обсадной колонны могут специальным образом оговариваться в государственных нормативах. Так, например, российское законодательство обязывает обеспечивать цементирование перфорированной колонны с перекрытием башмака предыдущей секции для того, чтобы исключить возможность попадания БО в затруб (рис. 7.5 а). В то же время, по словам авторов, если оставить башмак предыдущей ОК незацементированным (рис. 7.5 б), то можно от72 Перфорация Обзор Конференции IADC/SPE 2014 ОК 244,5 мм слеживать развитие трещин гидроразрыва, а также использовать открытый участок затрубного пространства как резервный канал закачки. ПЕРФОРАЦИЯ И, наконец, особенности закачки БО предполагают определенные требования к перфорации обсадной колонны. Прежде всего, приходится ориентироваться на диаметр твердых частиц, который по всем рекомендациям не должен превышать 300 мкм, но может на практике оказаться и больше. Поэтому минимальный диаметр дыр составляет 3,6–4,3 мм, а диаметр 7,6–10,1 мм обеспечивает беспрепятственную закачку в подавляющем большинстве случаев. Рекомендуемая глубина каналов — 100–150 мм. Поскольку в большинстве случаев распределение напряжений неизвестно, авторы рекомендует использовать перфораторы с фазировкой зарядов в 60°. Также опыт авторов свидетельствует о том, что для большинства случаев оптимальными будут плотность перфорации от 10 до 40 отверстий на метр и протяженность интервала перфорации от 4 до 10 м.S
