Современные технологии в управлении свойствами буровых растворов для строительства скважин в сложных горно-геологических условиях Докладчик: Линд Юлия Борисовна Управление проектирования строительства скважин ООО «Башнефть-Геопроект» Механизм управления технологическими параметрами полисахаридных БР Основные факторы, влияющие на первоначальные технологические параметры буровых растворов: попадание дополнительной твердой фазы различного химического состава и дисперсности в виде шлама, попадание минерализованной пластовой воды, наработка в растворе измельченной до коллоидного размера глинистой фазы и хемогенных горных пород, температурное воздействие на структурно-реологические и фильтрационные свойства, механодеструкция высокомолекулярных соединений, биодеструкция полисахаридных реагентов, уменьшение концентрации химреагентов в растворе за счет их адсорбции на частицах выбуренной породы и химических превращений, воздействие давления и цикличности процесса. 2 Механизм управления технологическими параметрами полисахаридных БР Способы воздействия на систему полисахаридного БР: Желаемый результат Действие Увеличение плотности БР Введение карбонатного утяжелителя Снижение плотности Разбавление БР Увеличение структурнореологических параметров Введение биополимера Снижение водоотдачи Повышение pH Введение крахмала, КМЦ, ПАЦ и карбонатного утяжелителя Введение кальцинированной соды Введение полиакриламидов, НТФ, Снижение условной вязкости лигносульфонатов или разбавление и СНС БР водой 3 Компьютерное моделирование и управление технологическими параметрами БР Построение математической модели свойств БР Оптимизация состава БР при его проектировании Управление свойствами БР в процессе строительства скважины 4 Компьютерное моделирование и управление технологическими параметрами БР Этап I Построение математической модели свойств БР 5 Построение математической модели технологических параметров БР Постановка задачи: Имеется k компонент x1,…,xk (% мас.), составляющих буровой раствор. В качестве выходных параметров рассматриваются n технологических свойств бурового раствора Y1,…,Yn. Требуется составить математическую модель свойств раствора Y1,…,Yn для нахождения значений свойств раствора без проведения дополнительных экспериментов; Математическая постановка задачи: Имеется k переменных x1, x2,…, xk, которые можно варьировать при постановке эксперимента, и п дискретно заданных функций ηi=φi(x1,x2,…,xk), i=1,...,n. Требуется построить уравнения регрессии для функций ηi. 6 Построение математической модели технологических параметров БР Планирование эксперимента и построение уравнений регрессии Расположение точек в факторном пространстве Уравнение регрессии для функций ηi=φi(x1, x2,…, xk): i b i b i X 1 b i X 2 b i X k b i X 1 X 2 00...0 bi 101...0 01...0 10...0 00...1 11...0 X 1 X 3 ... bi X k 1 X k , i 1,...,n. 00...11 Формула для нахождения коэффициентов bi1 i2 i3i (k=3): bi i i 12 3 1 N i i i X 1u X 2u X 3u yu , i1 i2 i3 . N u 1 1 2 3 7 Построение математической модели технологических параметров БР Программная реализация: Тестирование программы: Программа тестирована на ИБРВТС (ингибирующий буровой раствор с высокой транспортирующей способностью). Варьируемые факторы ИБРВТС: содержание стабилизатора – крахмала (С), содержание биополимера (Б), содержание регулятора плотности (У), температура (Т), содержание глинистой фазы (КГП). Моделируемые свойства ИБРВТС: плотность БР (), показания вискозиметра Fann (φ600, φ300, φ100, φ3) условная вязкость (УВ), пластическая вязкость (ПВ), динамическое напряжение сдвига (ДНС), показатель фильтрации (ПФ), статическое напряжение сдвига через 10 сек и 10 мин (СНС-10сек, СНС-10мин), показатели нелинейности внутри колонны и в затрубном пространстве (n(p), n(a)), водородный показатель (рН), количество коллоидной фазы (МВТ). 8 Построение математической модели технологических параметров БР Программная реализация: коэффициенты модели 9 Построение математической модели технологических параметров БР Программная реализация: коэффициенты модели 1,088 0,002 X 2 0,014 X 3 0,03 X 4 0,001 X 1 X 2 0,001 X 1 X 3 0,001 X 2 X 3 0,004 X 2 X 4 ; 600 45,66 4,59 X 1 10,71 X 2 2,13 X 3 8,12 X 4 6,07 X 5 0,02 X 1 X 2 0,33 X 1 X 3 1,91 X 1 X 4 0,67 X 1 X 5 0,68 X 2 X 3 1,97 X 2 X 4 0,12 X 2 X 5 0,36 X 3 X 4 0,58 X 3 X 5 1,25 X 4 X 5 ; 300 32,35 3,01 X 1 8,8 X 2 1,27 X 3 6,14 X 4 4,02 X 5 0,02 X 1 X 2 0,18 X 1 X 3 1,27 X 1 X 4 0,39 X 1 X 5 0,45 X 2 X 3 1,63 X 2 X 4 0,22 X 2 X 5 0,36 X 3 X 4 0,33 X 3 X 5 0,73 X 4 X 5 ; 100 20,58 1,38 X 1 6,36 X 2 0,65 X 3 4,16 X 4 1,93 X 5 0,02 X 1 X 2 0,09 X 1 X 3 0,93 X 1 X 4 0,06 X 1 X 5 0,33 X 2 X 3 1,23 X 2 X 4 0,07 X X 0,37 X X 0,15 X X 0,24 X X ; 3 6,7 0,18 X 2 52,75 X 30,14X 1,533X 5 0,47 X 4 05 ,25 X X 0,1X X 0,3 X X 0,05 X X 0,2 X X 0,48 X X 0,03 X X 1 2 3 4 5 1 2 1 3 1 4 1 5 2 3 2 4 2 5 0,06 X 3 X 4 0,07 X 3 X 5 0,09 X 4 X 5 ; ÓÂ 41,31 4,26 X 11,92 X 0,87 X 6,99 X 6,77 X 1,55 X X 0,69 X X 2,93 X X 1,26 X X 1,02 X X 4,28 X X 1 2 3 4 5 1 2 1 3 1 4 1 5 2 3 2 4 2,58 X 2 X 5 0,65 X 3 X 4 1,23 X 3 X 5 1,98 X 4 X 5 ; ÑÍÑ 10ñåê 36,44 0,51 X 1 13,42 X 2 0,61 X 3 5,3 X 4 1,81 X 5 1,28 X 1 X 2 0,61 X 1 X 3 1,24 X 1 X 4 0,12 X 1 X 5 X 2 X 3 1,34 X 2 X 4 0,01 X 2 X 5 0,33 X 3 X 4 0,24 X 3 X 5 0,05 X 4 X 5 ; ÑÍÑ 10 ìèí 51,55 1,2 X 1 18,16 X 2 1,6 X 3 6,9 X 4 3,21 X 5 2,14 X 1 X 2 1,35 X 1 X 3 1,07 X 1 X 4 0,3 X 1 X 5 1,71 X 2 X 3 0,35 X 2 X 4 0,22 X 2 X 5 0,32 X 3 X 4 0,57 X 3 X 5 0,31 X 4 X 5 ; ÏÔ 9,89 1,04 X 1 0,33 X 2 0,38 X 3 1,61 X 4 2,93 X 5 0,31 X 1 X 2 0,16 X 1 X 3 0,41 X 1 X 4 0,18 X 1 X 5 0,12 X 2 X 3 0,32 X 2 X 4 0,03 X 2 X 5 0,06 X 3 X 4 0,14 X 3 X 5 0,73 X 4 X 5 ; MBT 14,62 0,01 X 1 0,81 X 2 0,79 X 3 14,62 X 4 0,26 X 1 X 2 0,01 X 1 X 3 0,01 X 1 X 4 0,79 X 2 X 3 0,81 X 2 X 4 0,79 X 3 X 4 ; pH 8,01 0,03 X 1 0,02 X 3 0,52 X 4 0,01 X 1 X 2 0,05 X 1 X 3 0,02 X 1 X 4 0,08 X 2 X 3 0,02 X 3 X 4 ; ÏÂ 13,3 1,58 X 1,9 X 0,85 X 1,97 X 2,04 X 0,01 X X 0,15 X X 0,64 X X 0,27 X X 0,22 X X 0,33 X X 0,09 X X 1 2 3 4 5 1 2 1 3 1 4 1 5 2 3 2 4 2 5 0,24 X 3 X 5 0,52 X 4 X 5 ; ÄÍÑ 91,22 6,83 X 33,04 X 1,99 X 20 X 9,46 X 0,14 X X 0,11 X X 3,03 X X 0,6 X X 1,1X X 6,24 X X 1 2 3 4 5 1 2 1 3 1 4 1 5 2 3 2 4 1,51 X 2 X 5 1,75 X 3 X 4 0,44 X 3 X 5 0,99 X 4 X 5 . 10 Построение математической модели технологических параметров БР Программная реализация: определение параметров 11 Компьютерное моделирование и управление технологическими параметрами БР Этап II Построение математической модели свойств БР Оптимизация состава БР при его проектировании 12 Оптимизация состава БР при его проектировании Постановка задачи: Имеется k компонент x1,…,xk (% мас.), составляющих буровой раствор. В качестве выходных параметров рассматриваются n технологических свойств бурового раствора Y1,…,Yn. Требуется подобрать оптимальный состав по компонентам x1,…,xk так, чтобы раствор при приготовлении удовлетворял требуемым ограничениям на свойства Y1,…,Yn: Yimin ≤ Yi ≤Yimax для всех i, с минимизацией коэффициентов нелинейности n(a) и n(p): Y * n(a) n( p) min . Математическая постановка задачи: Имеется k переменных x1, x2,…, xk, которые можно варьировать при постановке эксперимента, и п дискретно заданных функций ηi=φi(x1,x2,…,xk), i=1,...,n. Требуется в k-мерном факторном пространстве найти точку х*=(x1*,x2*,…,xk*), удовлетворяющую условиям: ηimin ≤ φi(х*) ≤ ηimax, i=1,...,n; Y*= φl(х*) min. 13 Оптимизация состава БР при его проектировании Программная реализация: 14 Оптимизация состава БР при его проектировании Проверка адекватности модели: 15 Компьютерное моделирование и управление технологическими параметрами БР Этап III Построение математической модели свойств БР Оптимизация состава БР при его проектировании Управление свойствами БР в процессе строительства скважины 16 Управление свойствами БР в процессе строительства скважины Постановка задачи: Имеется k компонент x1,…,xk (% мас.), составляющих буровой раствор. В качестве выходных параметров рассматриваются n технологических свойств бурового раствора Y1,…,Yn. Требуется управлять свойствами БР в процессе проводки скважины, т.е. определять количественный состав химической обработки Δx1,…,Δxk для приведения текущего состояния циркуляционной системы Y10,…,Yn0 к желаемому Y1*,…,Yn*. Математическая постановка задачи: Имеется k переменных x1, x2,…, xk, которые можно варьировать при постановке эксперимента, и п дискретно заданных функций ηi=φi(x1,x2,…,xk), i=1,...,n. Требуется в k-мерном факторном пространстве найти точки х0=(x10,x20,…,xk0) и х*=(x1*,x2*,…,xk*) соответствующие фактическим и проектным значениям ηi, i=1,...,n, и рассчитать Δx1,…,Δxk: xi*-xi00 Δxi= xi*-xi0, Δxj= 0, ji; xi*-xi0<0 Δxi= 0, Δxj= |xi*-xi0|(xj0/ xi0), ji. 17 Управление свойствами БР в процессе строительства скважины Программная реализация (ввод свойств): 18 Управление свойствами БР в процессе строительства скважины Программная реализация (результат): 19 Управление свойствами БР в процессе строительства скважины Параметры Использование ЭВМ для управления технологическими параметрами БР Расчет 20 Технологические параметры буровых растворов Тип раствора Параметры раствора ρ, г/см3 УВ, с ПФ, см3 ПИБР 1,05-1,20 25-30 БПГМБР 1,03-1,05 БПСБР СНС, дПа ПВ, мПас ДНС, дПа рН КП, с-1 1 мин 10 мин 4-5 8-10 14-16 9-20 13-19 8-9 95-150 30-35 3-4 8-10 12-14 11-14 23-25 8-9 175-210 1,15-1,20 26-28 4-5 4-6 8-10 9-11 18-20 6-7 180-200 БПСУБР 1,55-1,60 32-36 4-5 6-8 10-12 11-13 24-26 7-8 200-220 ЭГПБР 1,13-1,25 35-45 3-4 10-15 15-20 23-27 45-50 6-7 150-200 ИБРВТC 1,03-1,15 30-45 4 15-35 35-50 10-15 75-100 8-9 650-1050 21 Афронсодержащая промывочная система (АПС) Характеристики АПС: Низкая плотность (0,85-0,95 г/см3) Уникальные реологические и псевдопластические свойства Малый размер и высокая прочность афронов Отсутствие твердой фазы или других компонентов, необратимо нарушающих коллекторские свойства пласта Малопроницаемый барьер на поверхности коллектора и отсутствие фильтрационной корки Компоненты раствора экологически безопасны и биоразлагаемы Раствор прост в приготовлении 22 Технологические параметры АПС ρ, г/см3 0,85-0,95 η, мПа·с 14-20 τ0, дПа 85-120 СНС10 сек, дПа (AНИ) 62-72 СНС10 мин, дПа (AНИ) 91-110 n-показатель нелинейности 0,4-0,6 К-показатель консистентности 7-15 рН 8-10 ПФ, см3 за 30 мин (АНИ) 6-8 Коэффициент пластичности, с-1 >850 ВНСС, сПз 50000-85000 23 Результаты применения АПС Скважины с малым диаметром открытого ствола рост на 16% Боковые стволы рост в 3,8 раза рост на 12,3% 120 400 115 % рост на 9% 300 110 105 % 200 100 100 95 90 0 Продуктив ность Дебит нефти Продуктив ность Дебит нефти . Горизонтальные скважины (открытый ствол 250 м ) рост в 4,3 раза 450 400 350 300 % рост на 13,5% 250 200 Снижение на 14,3% 150 100 50 0 Продуктивность Базовые скважины Дебит нефти Обводненность Скважины с применением АПС 24 Выводы Назначение программного комплекса Optim 1.0: ▪ построение математических моделей технологических параметров БР; ▪ оптимизация состава БР при его проектировании; ▪ оперативное управление технологическими параметрами БР для поддержания их проектных значений в процессе строительства скважины. Преимущества программного комплекса Optim 1.0: ▪ более эффективный расход дорогостоящих химических реагентов и, как следствие, их экономия; ▪ экономия времени на приготовление и химическую обработку раствора на буровой; ▪ предупреждение осложнений и повышение качества вскрытия продуктивных горизонтов; ▪ выход на качественно новый уровень проектирования и приготовления БР и повышение культуры производства в бурении. Все разрабатываемые рецептуры сопровождаются программным комплексом Производится обеспечение программным комплексом буровых предприятий ОАО «АНК «Башнефть» Производится государственная регистрация программного комплекса 25 Публикации по рассматриваемой теме Линд Ю.Б., Клеттер В.Ю. Математическое моделирование буровых растворов // Сб. тезисов VIII Всероссийской конференции молодых ученых по математическому моделированию и информационным технологиям. Новосибирск, 2007, с. 122. Линд Ю.Б., Клеттер В.Ю. Программное управление технологическими параметрами буровых растворов // Сб. статей VIII Международной научно-технической конференции «Информационно-вычислительные технологии и их приложения». Пенза, 2008, с 205208. Линд Ю.Б., Клеттер В.Ю. Оперативное управление свойствами буровых растворов в процессе строительства скважин // Материалы I научно-технической конференции молодых ученых-специалистов ООО «Башнефть-Геопроект». Линд Ю.Б. Оптимизация состава буровых растворов и оперативное управление их свойствами // Материалы X Международной Молодежной научной конференции «СеверГеоЭкоТех». Ухта, 2009, 3 с. (принято в печать). Линд Ю.Б., Клеттер В.Ю., Ахматдинов Ф.Н., Мулюков Р.А. Оптимизация состава буровых растворов и оперативное управление их свойствами // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: ВНИИОЭНГ, 2009. №5, 4 с. (принято в печать). Линд Ю.Б., Клеттер В.Ю. Программный комплекс по оптимизации состава и оперативному управлению технологическими параметрами буровых растворов // Сб. тезисов XX творческой конференции молодежи ОАО «АНК «Башнефть». – – Уфа, 2009. – Т. 1, с. 80-81. 26 СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ! Докладчик с удовольствием ответит на Ваши вопросы