CC BY
28DRILLING
УДК 622.24+622.23.01
С.В. Синев1, e-mail: stanisiav-vs@maii.ru
1 МНПП «Дриллексп» (Москва, Россия).
Модели бурения in situ
Статья посвящена вопросу выбора физической модели бурения, получаемой в процессе бурения, т. е. модели in situ - менее затратной, информативной, удобной в эксплуатации и режиме реального времени. Рассматриваются существующие методы физического и математического моделирования, включая аналитические и статистические.
Целью настоящей работы является перевод в категорию in situ ранее разработанной физической модели, получаемой в процессе бурения.
Рассматривается развитие математических (аналитических и статистических), физических (механическая удельная энергия, гидромеханическая удельная энергия) и других моделей бурения. Анализируется формирование и развитие модели бурения in situ, в том числе в противопоставлении тесту driU^ff как конкурирующей физической модели, применяемой для оптимизации параметров бурения.
Приводится история развития и совершенствования зависимости скорости бурения от нагрузки на долото и обосновывается линейность зависимости скорости от частоты вращения. Обе зависимости входят в модель бурения для оптимизации процесса, а в ситуации возможности формирования их на буровой площадке - в модель бурения in situ. Как пример приводятся 2D- и BD-модели бурения in situ, построенные на реальных скважинах.
Последний раздел посвящен реализации моделей бурения in situ при выборе параметров бурения и наилучших долот. В частности, выбраны параметры нагрузки до ограничения критической зоны, частота в полном объеме имеющихся частот, одно долото, лучшее по проходке, и три - лучшие по скорости бурения с превосходством над серийными от 60 до 300 %.
По результатам анализа делается вывод, что модель бурения in situ - весьма доступная физическая модель экспериментального направления, вполне пригодная для визуальной оптимизации непосредственно на буровой и в режиме реального времени - в поддерживающем офисе.
Ключевые слова: порода, шарошечное долото, PDC-долото, глубина бурения, модель бурения, нагрузка на долото, частота вращения, очистка забоя.
S.V. Sinev1, e-mail: stanislav-vs@mail.ru 1 DriLLexp SSME (Moscow, Russia).
Drilling in situ Models
Article is devoted to a question of a choice of the physical model of drilling received in the course of drilling. It has to be less expensive, convenient in operation and real-time mode, i.e. the in situ model.
In article the existing methods of physical and mathematical modeling, including analytical and statistical are considered. The purpose of work is transfer to the category in situ of the developed physical model which is received in the field in the course of drilling.
Development mathematical (analytical and statistical) models of drilling, physical (mechanical specific energy, hydro mechanical specific energy) and other models is given. Creation and development of drilling in situ model is considered. The Drill-off test as the competing physical model applied to optimization of parameters of drilling is opposed. Historical development and improvement of dependence of speed of drilling on weight on a bit is given and linearity of dependence of speed on revolutions per minute locates. These dependences are included into drilling model for process optimization. In a situation of construction them in the field, on a boring platform they become drilling in situ model. As an example, the drilling in situ model constructed in the field on real wells are given 2D and 3D. The section the last is devoted to realization of drilling in situ model in a choice of parameters of drilling and a choice of the best bits. Parameters of loading are chosen to a critical zone of restriction and revolutions per minute in full of
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 november 2016
41
БУРЕНИЕ
the available revolutions per minute. A bit one is chosen the best on a driving and bits three on speed drillings the best. They surpass serial bits from 60 % to 300 % in drilling speed.
In the conclusion it is possible to tell that drilling in situ model very available physical model of the experimental direction. The model is established directly in the field in the course of drilling. It doesn't take time from the planned time for drilling. The model is suitable for optimization in a field and in real-time mode.
Keywords: rocks, cone roller bits, microbits, drilling capacity, model of drilling, load of a bit, frequency of rotation, cleaning of a face.
С переходом на вращательное бурение в начале ХХ в. совершались попытки установления модели бурения для оптимизации его параметров, типа долот и т. д. в целях удешевления процесса строительства скважины. Моделирование осуществлялось в физическом (экспериментальном) и несколько позже в математическом (аналитическом и статистическом) направлениях. Одним из первых сформулировавших модель в виде зависимости механической скорости бурения от нагрузки на долото и частоты его вращения V(G, n) был В.С. Федоров (1942). Зарубежные специалисты отдают первенство J.W. Speer (1958). Родоначальниками аналитических моделей принято считать E.M. Galle и H.B. Woods (1963). A.T. Bourgoyne Jr. и F.S. Young Jr. (1974) усовершенствовали математическое моделирование за счет статистической обработки данных ряда пробуренных скважин «подходом к оптимальному бурению множественной регрессией...». Их метод неоспорим и совершенствуется вот уже 40 лет. R. Теа1е (1965) считается основателем экспериментального моделирования с механической удельной, а затем и гидравлико-механической удельной энергией. Как в отечественной практике, так и за рубежом используется большое количество физических моделей, выполняющих ту или иную задачу. Последним из числа зарубежных моделей можно считать тест dri'll^ff (1995). Целью настоящей работы является перевод в категорию in situ ранее разработанной менее затратной физической модели, получаемой в процессе бурения. Актуальность работы заключается в том, что модель бурения in situ можно
эксплуатировать непосредственно на буровой, выбирая параметры бурения, а также в режиме реального времени по согласованию с офисом поддержки. Новизна модели состоит в том, что она определяется непосредственно в процессе бурения скважины в 2D или 3D, полностью готовая к анализу.
МОДЕЛИ ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ
Модели процесса бурения в виде зависимости механической скорости бурения от нагрузки на долото и частоты его вращения V(G, n) были сформулированы В.С. Федоровым к 1942 г. (с рукописной диссертацией 1942 г. можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина). В 1958 г. J.W. Speer первым предложил всеобъемлющий способ определения оптимальных методов бурения. На основании исследований и опыта бурения он сформулировал эмпирические зависимости, отражающие закономерности работы долот, рассчитал номограммы по выбору оптимальных параметров режима бурения для долот и пород различных типов [1]. В настоящее время модели бурения различают по методам их получения (аналитика, статистика и эксперимент) и использования (статистический учет или применение в режиме реального времени).
По мнению [2], родоначальниками аналитических моделей принято считать E.M. Galle и H.B. Woods. Они представили работу, способствовавшую прорыву в технологии бурения в аспекте оптимизации [3]. Необходимые условия для оптимальной нагрузки определяются с помощью классического вариаци-
онного исчисления с действующими ограничениями в виде интегральных уравнений. Предположения E.M. Galle и H.B. Woods, применяемые к любой операции оптимизации, базировались на трех основных уравнениях: скорости бурения, скорости износа вооружения долота и срока службы подшипников, соответственно. В этих уравнениях фактор абразивности учитывается коэффициентом буримости породы. Вместе с коэффициентом бурового раствора эти факторы являются функциями типа долота, гидравлики, бурового раствора и породы.Таким образом, были созданы эмпирические соотношения влияния нагрузки на долото, частоты вращения и разрушения породы,износа вооружения - на скорость бурения, износа зубцов и срок службы подшипников. В 1963 г. E.M. Galle and H.B. Woods предложили методы для определения: наилучшего сочетания постоянной нагрузки на долото и частоты его вращения; лучшей постоянной нагрузки для любой частоты вращения и лучшей постоянной частоты вращения для любой заданной нагрузки [4]. Для каждой из процедур они рассмотрели восемь случаев с учетом комбинаций долотных зубцов и стойкости подшипников и предела скорости бурения экономичной стойкости долота. Авторы также предложили эмпирические уравнения воздействия нагрузки на долото, частоты вращения и изнашивающей способности породы -на скорость бурения, скорость износа зубцов и срок службы подшипника. К эмпирическим моделям автор [5] относит и модель T.M. Warren (1987) идеальной очистки забоя. Модель в целях
Ссылка для цитирования (for citation):
Синев С.В. Модели бурения in situ// Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 11. С. 41-49.
Sinev S.V. Drilling in situ Models (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 11, P. 41-49.
42
№ 11 ноябрь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DRILLING
прогнозирования скорости бурения имеет ограничения,поскольку разработана для мягких пород. Она коррелирует скорость бурения, нагрузку на долото, частоту его вращения, твердость породы и диаметр долота [6]. Тем не менее модель совершенной очистки важна, поскольку она является отправной точкой для получения модели несовершенной очистки.
Модель несовершенной очистки построена на предыдущей, также состоящей из модифицированной ударной силы струи и свойств промывочной жидкости, учитывающей удаление шлама. Уравнение показывает постоянный переход от образования шлама к его удалению в качестве определяющего фактора скорости бурения. Изменения расстояния гидромониторной насадки от забоя определяются в уравнении размером долота.
Коренной перелом в математическом моделировании процесса бурения произвели A.T. Bourgoyne Jr. и F.S. Young Jr. (1974) статистической обработкой данных 25 пробуренных скважин «подходом к оптимальному бурению множественной регрессией...». Основное уравнение этой модели состоит из восьми подфункций, имеющих значительное влияние на скорость бурения V:
V=fWWf*
где f1 - эффект прочности (твердости) породы; f2 - эффект глубины и плотности (сжатия) породы; f3 - влияние по-рового давления; f4 - эффект перепада давления; f5 - эффект диаметра долота и нагрузки на него; f6 - эффект частоты вращения долота; f7 - эффект износа зубьев долота по увеличению проходки; f8 - эффект ударной силы гидравлической струи долота. Эти восемь субуравнений полностью описывают математическую модель процесса бурения [7]. Авторы предложили использовать модели скорости проходки бурения и выполнили анализ множественной регрессии для выбора оптимизированных параметров бурения. Они применили формулу минимальной стоимости, показывая, что максимальная скорость проходки может совпадать с минимальными
затратами, если опущены технические ограничения.
Спустя 40 лет по-прежнему ведутся исследования и разработки этой одной из наиболее всеобъемлющих моделей, рассматривающей влияние глубины, характеристики разбуриваемой породы, размер долота, механические факторы процесса бурения (нагрузка на долото и частоты вращения) и свойства бурового раствора,что позволяет корректировать каждую из численных (статистических) моделей путем подгонки коэффициентов перед множественным регрессионным анализом. Оригинальная модель A.T. Bourgoyne Jr. и F.S. Young Jr. (1974) позволяет вносить изменения,добавляя больше функций для решения конкретных задач. Если автор [8] считает, что добавление крутящего момента будет иметь неоценимое значение, а включение транспортировки обломков в качестве функции в общий уровень проходки будет очень полезно, то изменения в [9] решают проблему оптимизации бурения в конкретной термоскважине, а в [10] - оптимизации бурения солевых куполов.
Здесь следует напомнить еще об одном переломном аспекте в моделировании вообще. E.L. Simmons (1986) одним из первых осуществил исследования по оптимизации в режиме реального времени бурения [11]. Сочетание современных технологий оптимизированного бурения с реальным временем почти всегда экономит время, повышает эффективность бурения, снижает возможность образования разрушительных последствий и в конечном счете уменьшает общие расходы на бурение. Передачу данных от, как правило, удаленного места бурения в поддерживающий офис и обратно стали осуществлять с самого начала нового тысячелетия. В [12] приведены понятия механической удельной энергии (MSE), определенные R. Simon (1963) и R. Теа1е (1965) как качественное соотношение между необходимым количеством энергии и разрушенным объемом породы в скважине. Тем не менее именно R. Теа1е считается основателем экспериментального моделирования [13], поскольку он вывел уравнение MSE. R. TeaLe и сегодня по-
пулярен среди исследователей [14, 5]. Уравнение удельной энергии R. TeaLe:
480Tor-RPM 4W0B
MSE =_+_
DIA2-R0P DIA2 к
где Tor - крутящий момент; DIA - диаметр бурового долота. Лабораторные тесты показали, что MSE остается относительно постоянной, независимо от изменения нагрузки на долото (WOB), частоты его вращения (RPM) или скорости проходки (ROP). Когда долото работает с максимальной эффективностью, отношение энергии к объему разрушенной породы остается относительно постоянным. Эта связь используется в оперативном регулировании нагрузки на долото или частоты его вращения во избежание нарушения управляемости буровым процессом. MSE использована для оценки эффективности бурения долотом (H. Rabia, 1985), анализа производительности бурения первой скважины (R.C. Pessier и M.J. Fear, 1992), а в последнее время -как инструмент в режиме реального времени для максимизации скорости проходки и получения более объективной оценки эффективности бурения (D. Curry, H. Christensen, M. Fear, A. Govzitch, B. Huges, L. Aghazada, 2005; F.E. Dupriest, W. Keoderitz, 2005; F.E. Dupriest, 2006). Показатели бурения часто ограничиваются факторами, которые бурильщик не контролирует и не может зафиксировать в документах. F.E. Dupriest (2005) классифицирует факторы, определяющие скорость проходки, в двух категориях: факторы, снижающие эффективность, и факторы, ограничивающие подачу энергии. К трем основным причинам появления первой категории факторов относятся: сальникообразование на долоте, саль-никообразование на забое и вибрации инструмента. Ограничить ввод энергии могут такие факторы, как эффективность очистки ствола, целостность ствола, номинальное дифференциальное давление движущегося раствора, ограничения частоты вращения и т. д. Модель MSE служит оперативным инструментом для оптимизации скорости проходки и технического предела бурения. Механическая удельная энергия -это рассчитываемая работа, выпол-
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 november 2016
43
БУРЕНИЕ
няемая в разрушении определенного объема породы.
За последние несколько лет для решения задач по управляемым системам были введены различные виды долот. Для оптимального использования этих долот в системах расчет эффективности бурения ведется по комплексной гидромеханической удельной энергии [15]. С увеличением глубины возрастает проблема эффективного использования имеющейся энергии [16]. Гидро-MSE (HMSE) охватывает как гидравлическую, так и механическую энергию. HMSE -количество энергии, необходимой для бурения единицы объема породы и удаления ее из-под долота. По данным [17], W.C. Maurer, et al. (1969), D.A. Summers, et al. (1972), J.J. Kolle (1999, 2000) представили удельную энергию, основанную исключительно на гидравлической энергии, доступной на струях гидромониторного долота. M.R. Isbell, et al. (1994) пришли к выводу, что гидравлическая конфигурация позволяет уменьшить удельную энергию. Если надежные и подтвержденные модели доступны и могут быть использованы с данными реального времени, это дает возможность точно оценить величину гидромеханической удельной энергии бурения. Утвержденная модель может быть использована как инструмент для планирования и более точного определения эксплуатационных пределов эффективного использования долот. Такая модель будет иметь особое значение, когда установлена точка-долото или долото как штурвал поворотной системы. По мнению автора [9], вся оптимизация завязана вокруг долота. Разрабатываемые модели предназначены для оптимизации процесса бурения, выбора наилучшего долота и достижения скорости в целях получения минимальной стоимости бурения [8]. И только один автор [5] считает, что окончательный выбор долота проводят на буровой. Инженер-технолог, по мнению [5], должен быть в состоянии правильно выбрать, управлять и оценивать долото. К физическому (экспериментальному) моделированию относятся и [18] со всеми коэффициентами подобия, а также
многие известные и малоизвестные модели бурения.
МОДЕЛЬ БУРЕНИЯ IN SITU
Исходя из практики бурения предпочтительно выбрать весьма доступную физическую модель экспериментального направления,устанавливаемую непосредственно в процессе бурения в промежутке времени t -» 0, чтобы установление зависимости скорости бурения от нагрузки на долото и частоты его вращения V(G, n) не отнимало времени от периода, запланированного на бурение. Модель бурения in situ (in situ - лат. «на месте события») - это модель, устанавливаемая в процессе бурения непосредственно на буровой площадке. Модель включает не только сочетания типа (модификации) долота и физико-механических свойств проходимых горных пород с учетом забойных условий, характеристик очищающего забой агента и т. д., но и состояния ствола скважины и компоновки бурильного инструмента. Выстраиваемая модель, с одной стороны, обобщает воздействие всех влияющих факторов на эффективность процесса бурения, с другой - конкретизирует степень этого воздействия отдельными параметрами. Разработка модели началась в 1974 г. во ВНИИ буровой техники при модернизации стенда СВД-1000 (1000 атм) [19], специализированного в поддержке бурения Кольской сверхглубокой скважины СГ-3. В процессе модернизации был заменен привод стенда, все датчики давления - на электронные, датчик нагрузки изолирован от внешней среды. Но главное - был разработан датчик проходки с разрешающей способностью измерений 0,1 мм, который позволял снимать график зависимости скорости бурения V от любого задаваемого (исследуемого) параметра на 20-25 мм проходки при разбуривании кернового материала. Прежние графики зависимости (с колоссальным разбросом данных), на построение которых уходили месяцы, строились в течение нескольких часов. Дополнительно разработанный датчик скорости бурения в паре с двухкоординатным потенциометром выдавал готовый график зависимости 2D в формате А4, а компоновка, напри-
мер, нескольких графиков зависимости V(G, n) при разных n давала V(G, n) в 3D. Для бурения реальной скважины был изготовлен в нескольких экземплярах датчик проходки (рис. 1) с разрешающей способностью измерений перемещения рабочей трубы 1 мм. Один оборот датчика соответствовал 100 мм проходки долота. Датчик на время бурения устанавливался на тормозной шкив лебедки буровой установки. Нагрузка на долото фиксировалась датчиком, вмонтированным в систему гидравлического индикатора веса (ГИВ). Началась изнурительная работа по построению моделей бурения in situ на буровых установках в ситуациях минимизации проходок, чтобы исключить дискомфорт буровой бригады, но и без искажения моделей. К 1984 г. было создано значительное число моделей бурения in situ на большом количестве строящихся скважин от Амдермы до Астрахани и Казахстана. Графики снимались в начале долбления, после наращивания инструмента и в обстановке эксцесса V как при роторном, так и при турбинном бурении. Оказалось, что для построения графика зависимости V(G) и V(G, n) достаточно проходки 0,2-0,3 м. Если Ю.Ф. Потапов и др. (1971), проанализировав модели бурения 16 авторов, в том числе отечественных (В.С. Федорова, Ю.Ф. Потапова и В.В. Симонова, Я.А. Гельфгата с соавторами, А.А. Погарского, а также Р.М. Эйгелеса с 15 своими моделями), сделал вывод,что единой модели не существует [20], то автор настоящей работы утверждает, что моделей бурения бесчисленное множество. В 1985 г. была изменена тактика построения моделей бурения in situ. Съемка уже не занимала какого-либо времени
Рис. 1. Датчик проходки Fig. 1. Sinking sensor
44
№ 11 ноябрь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DRILLING
а) а) б) b) в) c) г) d)
Рис. 2. Графики зависимости V(G):
а) Л.А. Шрейнер (1958); б) Б.А. Жлобинский (1970); в) В.С. Федоров (1958) (1 - совершенная и 2, 3 - несовершенная очистка забоя); г) Л.А. Шрейнер Fig. 2. Dependence graphs V(G):
а) L.A. Shreyner (1958); b) B.A. Zhlobinsky (1970); c) V.S Fedorov (1958) (1 -complete and 2, 3 - non-complete bottom hole cleaning); d) L.A. Shreyner
бурения. Использовался известный способ выбора нагрузки на долото: когда оно нагружалось до максимально допустимого уровня, подача инструмента стопорилась и забой вырабатывался до остановки перемещения стрелки ГИВ. Эти перемещения, зафиксированные во времени,пересчитывались в некую условную V(G), т. е. в модель бурения in situ. Совмещением графиков, снятых на разных скоростях ротора, оформлялся 3D-график зависимости V(G, n). Для получения зависимости в реальных единицах используется прямой метод - пошаговое нагружение долота с фиксированием скорости бурения. Или автоматическим регулятором подачи долота при подведении долота к забою задается конкретная скорость бурения, близкая к скорости предыдущего долбления, производится бурение до достижения предельно допустимой нагрузки. Изменения нагрузки, зафиксированные во времени, пересчитыва-ются в скорость бурения. Наблюдения и пересчет ведутся компьютерными программами с выводом модели на монитор бурильщика, который может самостоятельно принять решение или переслать данные в поддерживающий офис. Разработан также и ручной способ получения модели бурения in situ - съемка видеоклипа изменений показаний ГИВ и перемещения рабочей трубы на фотоаппарат с последующей покадровой расшифровкой.
ТЕСТ DRILL^FF
Тест dr^LL-оff - конкурирующая физическая модель бурения - применяется для оптимизации таких параметров, как нагрузка на долото и частота его вращения [21]. Тест определяет процесс достижения максимальной скорости бурения и проводится каждый раз, когда в стволе работает новое долото, пласты породы перемежаются или заметно изменилась скорость бурения. Предварительные шаги теста dп'LL-оff:
1) перед началом теста необходимо убедиться, что долото установлено правильно, т. е. приработано;
2) бурильщик и персонал помощников должны общаться до начала испытания -вход блока сбора данных в интервале 1 с;
3) лифт основания долота - приблизительно 1 фут (0,3048 м); остановлены насосы и вращение - ждать 10 с;
4) запускаются насосы - ожидание 10 с;
5) запускается вращение - ожидание 10 с;
6) начать тест dп'LL-оff.
Пример испытаний driLL-off со следующими параметрами:
1) поддерживать каждую нагрузку на долото в течение 60 с;
2) скорость потока - 520 гал (32,81 л/с);
3) тип долота - 126-S.
Тест № 1: 120 мин-1; нагрузка на долото - 48; 36; 24; 18 килофунтов (около (21 773; 16 330; 10 886; 8155 кгс). Тест № 2: 60 мин-1; нагрузка на долото - 48; 36; 24; 18 килофунтов.
Тест № 3: 90 мин-1; нагрузка на долото 48; 36; 24; 18 килофунтов. Тест № 4: 90 мин-1; нагрузка на долото 24; 36; 48 килофунтов. После завершения теста dпLL-оff выбираются нагрузка на долото и частота его вращения при условии лучшего уровня проходки. Вариации теста бурения отмечаются на ведущей бурильной трубе в однодюймовом сегменте (с захватом тормоза), измерения времени и веса осуществляются для каждого пробуренного дюйма. Испытание повторяют для нескольких различных значений частоты вращения, с тем чтобы найти оптимальную частоту.
ВЛИЯНИЕ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО И ЧАСТОТЫ ЕГО ВРАЩЕНИЯ НА СКОРОСТЬ БУРЕНИЯ
Все разрабатываемые модели предназначены для оптимизации выбора наилучшего долота и, в основном, нагрузки на долото и частоты его вращения. Не является исключением и модель бурения in situ. В связи с этим целесообразно рассмотреть зависимости V(G) и V(n).
Большинство авторов приведенных выше моделей принимают степенную зависимость скорости бурения от нагрузки на долото с варьированием степени в широком диапазоне. На рис. 2а зависимость V(G), построенная в 1958 г. Л.И. Шрейнером и др. по результатам исследования физико-механиче-
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 november 2016
45
БУРЕНИЕ
Рис. 3. График V(G) на скв. 94 «Карагайская» ПО «Куйбышевнефть» Fig. 3. V(G) grap h for weLL 94 Karagayskaya of Kuybyshevneft PA
ских свойств горных пород, близка к параболической [22]. По данным Б.А. Жлобинского (1970), зависимость V(G) разворачивается в некую ступеньку (рис. 2б) [23]. По В.С. Федорову (1958), график зависимости развертывается в надежную ступеньку (рис. 2в) [24] с рассмотрением степени очистки забоя. По данным Л.А. Шрейнера (1968), зависимость V(G) и вовсе ступенчатая (рис. 2г) [25].
Стартовые параметры начала бурения В.С. Федоров выводит в область некоторого значения скорости проходки и нагрузки на долото (рис. 2в). Построение графика зависимости V(G) из начала координат, а также принятие нулевого значения за начало процесса бурения неверно [10, 26]. Нагрузка начала продвижения забоя определяет твердость породы в забойных условиях. Конфигурация графика зависимости V(G) изменялась хронологически с проявлением специфических особенностей взаимодействия бурильного инструмента и скважины по мере исторического увеличения длины колонны утяжеленных бурильных труб (УБТ). К 1980-м гг. длина тяжелого низа инструмента достигала 350 м, и в графике зависимости V(G), приведенном на рис. 2г, прибавилась еще одна ступень, после чего он стал окончательно трехступенчатым [27].
При бурении микродолотами 033 мм на стенде СВД-1000 с моделированием забойных условий глубокой скважины [18], долотами 094 мм и долотами 0215,9 мм на стенде ЗиФ1200, а также долотами 0215,9 мм на станках БСВ и 2СБШ-200 при бурении взрывных скважин глубиной 14-15 м зависимость V(G) линейна,начиная со стартовой нагрузки. В горнорудной отрасли, на карьерах Докучаевского флюсодоло-митного комбината и Новотроицка, на карьерах Нарвского «Фосфорита» и «Эстонсланца» Кохтла-Ярве, на предприятиях Алмалыка в Узбекистане и Асбеста Свердловской области, где проводились исследования по отработке долот, установлена зависимость V(G), близкая к линейной. В глубоком бурении роторным способом в начале нагружения долота после стартовых значений до 6.10 кН зависимость V(G)
также линейна. Затем, после потери тяжелым низом (УБТ) устойчивости, когда вся нагрузка на долото сосредотачивается поочередно на одной шарошке (лопасти PDC), процесс бурения активизируется (6-8.10 кН) в так называемом интервале нагрузок интенсивного роста скорости бурения (ИНИРСБ). При дальнейшем нагружении, когда ось долота «вгоняется» в соосность со скважиной, зависимость V(G) стабилизируется. Этот эффект обеспечивает превосходство реального бурения по скорости над стендовым. Эффект скачкообразности процесса (ступенчатость) в физике достаточно известен и обусловлен, как правило, его качественной трансформацией. Бурение скважин не исключение. Сам процесс бурения уникален тем, что при нагружении долота работа бурильного инструмента трижды претерпевает качественное изменение, определяемое по формированию трех ступеней в графике зависимости V(G) (рис. 3). И здесь хотелось бы сказать о линеаризации математических моделей при обработке в Excel и MATLAB,которые «выбрасывают» ступенчатое преимущество реальных моделей - моделей бурения in situ.
Эти области рассматриваются в [26] как эффект взаимодействия тяжелого низа бурильного инструмента со стенками скважины независимо от типа долота -PDC или шарошечного. Такую позицию разделяет и автор [28], считающий, что картину разрушения породы, наблюдаемую в лабораторных условиях, существенно искажают процессы, протекающие в скважине в бурильной колонне.
Что касается влияния частоты вращения долота на скорость бурения, трудно сомневаться в монотонности или даже линейности зависимости,поскольку для этого нет объективных причин (скорость разрушения, близкая к скорости распространения упругой волны, несопоставима со скоростями приложения нагрузки при бурении), за исключением разве что зашламления забоя и межзуб-цового пространства долота. На стенде СВД-1000 при всех моделируемых условиях глубокой скважины зависимость V(n) прямо пропорциональна [18]. По результатам промысловых исследований при электробурении с частотным регулированием Я.А. Гельфгат и А.В. Орлов получали прямо пропорциональную зависимость скорости бурения от частоты вращения долота [29], хотя авторы [2, 5, 8] считают, что такая линейность имеет ограничения в 100 мин-1. Как отечественные, так и зарубежные оптимизаторы относятся к бурению скважин как к объекту своего «высокого» творчества. Не вдаваясь в суть проблемы, они создают модели, не отвечающие реалиям, и затем оптимизируют их, выявляя лучшие показатели, хотя со времен Ньютона проверка математической модели - это эксперимент. Не зная нюансов зависимости V(G), они линеаризируют ее. Частоту вращения ограничивают, потому что в 1958 г. J.W. Speer ограничивал 100 мин-1. Меж тем в оптимальном режиме бурения при постоянной частоте вращения рабочей трубы, наблюдаемой на буровой площадке, за каждый ее оборот долото полностью останавливается (не враща-
46
№ 11 ноябрь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DRILLING
Нагрузка на долото G.10, kN Load on the bit G.10, kN
н V
<u a
£ 2
í .F
тс ill о li
к C
Рис. 4. Модель бурения V(G, n) скв. № 51 Восточно-Колвинская на глубине 2039 м
Fig. 4. Drilling model V(G, n) of well No. 51 Vostochno-Kolvinskaya at depth of 2,039 m
Рис. 5. Модель бурения in situ скв. № 51 «Восточно-Колвинская» на глубине 1990 м
Fig. 5. In situ drilling model of well No. 51 Vostochno-Kolvinskaya at depth of 1,990 m
ется) и даже несколько откатывается обратно.
Оптимизацию моделей бурения in situ следует проводить по второму из трех способов D.C. Wilson и R.G. Bentsen (1972) на площадке стабилизации V между вторым и третьим ИНИРСБ. Этот интервал оптимизации минимизирует затраты на выбранном участке V(G, n) [30].
На рис. 4 приведена модель бурения нефтегазовой разведочной скважины № 51 «Восточно-Колвинская»Тимано-Пе-
чорской нефтегазоносной провинции роторным способом долотом 190,5С-ГВ на глубине 2039 м. Третья область стабилизации V (зеленый цвет) после второго ИНИРСБ определяет предельные возможности процесса бурения. Третий ИНИРСБ и последующая область стабилизации V (красный цвет) чреваты катастрофическим разрушением долота, в то время как бурение на втором ИНИРСБ и с предшествующей нагрузкой (желтый цвет) экономически нецелесообразно. Бурение разумнее вести в области
после второго ИНИРСБ в диапазоне нагрузки на долото от 12 до 14.10 кН. Дальнейшее улучшение процесса бурения находится в плоскости совершенствования породоразрушающего инструмента, но никак не в области повышения нагрузки на долото. В качестве дополнительного примера можно привести модель бурения in situ при разгрузке части колонны УБТ 146 мм длиной 200 м в каверне в той же скважине на глубине 1990 м (рис. 5). В этом случае график имеет ломаную поверхность, мало похожую на ступенчатую, которая тем не менее позволяет выбирать некую нагрузку на долото и частоту его вращения, обеспечивающие максимальную скорость бурения. Таким образом, выполняется «визуальная» оптимизация параметров бурильщиком. Здесь рекомендуется перейти на третью скорость ротора и внимательно следить за эксцессами скорости бурения.
РЕАЛИЗАЦИЯ МОДЕЛЕЙ БУРЕНИЯ IN SITU
На всех бурящихся скважинах, где проводилась съемка моделей бурения in situ, мгновенно выдавались рекомендации бурильщику по поддержанию оптимальной нагрузки на долото и частоты его вращения. Как эпизод проведена конкретная работа по выбору лучшего долота из сконструированных автором в сравнении с серийными. В анализе рассматривались сначала 6,
а) а) б) b)
Рис. 6. Долото:
а) 215,9Т-ПВ-3Э; б) двухзамковая опора с герметизирующей манжетой большой площади контакта Fig. 6. Bit:
а) 215,9Т-ПВ-3Э; b) two-lock support with sealing gland of a large contact area
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 november 2016
47
БУРЕНИЕ
а затем 11 модификаций долот автора. Выбрано четыре долота. Первое, как и планировалось, превосходило серийные долота по проходке [31]. Второе превосходило серийные по скорости бурения на 60-80 % [32]. Третье, с отрицательным смещением осей шарошек, было изготовлено малой промышленной партией в память конструкторов, обнаруживших эффект превосходства над серийными долотами на 70 % по скорости бурения [33]. Четвертое долото проектировалось с запланированным высоким превосходством по скорости бурения [34]. На рис. 6а показано долото 215,9Т-ПВ-3Э, дающее увеличение скорости бурения на 300 %, на рис. 6б - усовершенствованная двухзамковая герметизированная опора такого долота для бурения нефтегазовых скважин. Система разрушения породы сколом на ближних к периферии венцах настолько эффективна, что снижает загрузку периферийного
подшипника, позволяя использовать второй замковый и расширяя площадь уплотнения.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Рассмотрено развитие математических (аналитических и статистических), физических (механическая удельная энергия, гидромеханическая удельная энергия) и других моделей бурения. Сформирована модель бурения in situ с описанием ее развития. Конкурирующая физическая модель, применяемая для оптимизации параметров - тест dri'll^ff, - уступает модели бурения in situ по времени реализации, информативности и возможности использования в режиме реального времени. Историческое развитие зависимости скорости бурения от нагрузки на долото обусловлено наращиванием колонны УБТ. Подтверждена линейность зависимости скорости бурения от частоты
вращения долота. Эти зависимости принимаются за модель бурения, а в случае съемки их на буровой площадке - за модель бурения in situ. Таким образом, достигнута поставленная цель работы. Как пример приводятся 2D- и 3D-модели бурения in situ на реальных скважинах. Практическая значимость модели обусловлена возможностью для бурильщика получить мгновенную рекомендацию бурения либо использовать рекомендации из офиса поддержки в режиме реального времени. Реализация моделей бурения in situ применялась в выборе как параметров бурения, так и наилучших долот. Выбраны одно долото, лучшее по проходке, и три долота, лучшие по скорости бурения, с превосходством над серийными от 60 до 300 %. По характеру износа опор последнего долота принято решение увеличить в нем количество замковых подшипников.
Литература:
1. Speer J.W. A Method for Determining Optimum Drilling Techniques. Presented at the Spring Meeting of the Southern District, Division of Production, Houston, Texas, February, 1958.
2. Mammadov F. Developing drilling optimization program for Galle and Woods method. Istanbul Technical University, Institute of Science and Technology, 2010, 107 р.
3. Galle E.M., Woods H.B. Variable Weight And Rotary Speed For Lowest Drilling Cost. Proceeding of the AAODC Annual Meeting, New Orleans, 1960.
4. Galle E.M., Woods H.B. Best Constant Weight and Rotary Speed for Rotary Rock Bits. AIME Drilling and Production Practice, 1963, pp. 48-55.
5. Boryczko P. Drill Bit Selection And Optimization In Exploration Well 6507/6-4A in the Nordland Ridge Area. Faculty of Science and Technology, M.Sc, Petroleum Engineering/Drilling, 2012, 72 р.
6. Warren T.M. Penetration - Rate Performance of Roller - Cone Bits. SPE, Amoco Production Co, 1987.
7. Bourgoyne Jr., A.T., Young Jr., F.S. A Multiple Regression Approach to Optimal Drilling and Abnormal Pressure Detection, SPE Journal, 1974, Vol. 14(4): 371-384.
8. Eren T. Real-Time-Optimization Of Drilling Parameters During Drilling Operations. Petroleum and natural gas engineering, Dissertation of Doctor of philosophy, February, 2010, 145 p.
9. Miyora Thomas Ong'au. Modelling And Optimization Of Drilling Parameters - A Case Study Of Well MW-17 In Menengai Kenya. University of Iceland, 2014, 102 p.
10. Nascimento A., Kutas D.T., Elmgerbi A., Thonhauser G. and Mathias M.H. Mathematical Modeling Applied to Drilling Engineering: An Application of Bourgoyne and Young ROP Model to a Presalt Case Study. Mathematical Problems in Engineering, 2015, Vol. 2015, Article ID 631290, 9 p.
11. Simmons E.L. A Technique for Accurate Bit Programming and Drilling Performance Optimization. IADC/SPE 14784, Drilling Conference, Dallas, TX, February 1986.
12. Kaiser M.J. A Survey of Drilling Cost and Complexity Estimation Models. International Journal of Petroleum Science and Technology, 2007, Vol. 1, No. 1, pp. 1-22.
13. Teale R. The Concept of Specific Energy in Rock Drilling. Int. J. Rock Mech. Min. Sci., 1965, 2, pp. 57-73.
14. Hamrick T.R. Optimization of Operating Parameters for Minimum Mechanical Specific Energy in Drilling, Morgantown, West Virginia, Dissertation of Doctor of Philosophy, 2011, 147 р.
15. Kshitij M., Faraaz A., and Robello S., Comprehensive Hydromechanical Specific Energy Calculation for Drilling Efficiency. Houston, TX J. Energy Resour. Technol 137(1), 012904, Sep 03, 2014, 8 p.
16. Robello S. Modeling and Analysis of Drillstring Vibration in Riserless Environment. ASME J. Energy Res. Technol., 135(1), p. 013101, Nov 15, 2012, 11 p.
17. Kshitij M., Faraaz A., Robello S. Tracking Drilling Efficiency Using Hydro-Mechanical Specific Energy. Society of Petroleum Engineers, 2009, 12 p.
18. Щелчкова И.Н., Синев С.В. Особенности физического моделирования бурения микродолотами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2011. № 6. С. 12-18.
19. Щелчкова И.Н., Синев С.В. Стенд бурения микродолотами и некоторые аспекты методики получения результатов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2011. № 7. С. 15-23.
20. Потапов Ю.Ф., Махонько В.Д., Шевалдин П.Е. Исследование зависимостей показателей работы долот от параметров режима бурения: Научно-технические обзоры. М.: ВНИИОЭНГ, 1971.
21. Drilling Engineering Workbook A Distributed Learning Course. 80270H Rev. B, Dec 1995, Baker Hughes, pp. 359-363.
22. Шрейнер Л.А. и др. Механические и абразивные свойства горных пород. М.: Гостоптехиздат, 1958. 202 с.
23. Жлобинский Б.А. Динамическое разрушение горных пород при вдавливании. М.: Недра, 1970. 152 с.
24. Федоров В.С. Проектирование режимов бурения. М.: Гостоптехиздат, 1958. 215 с.
48
№ 11 ноябрь 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DRILLING
25. Шрейнер Л.А. и др. Деформационные свойства горных пород при высоких давлениях и температурах. М.: Недра, 1968. 358 с.
26. Синев С.В. Использование моделей процесса бурения в оперативной коррекции его режимов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. № 2. С. 17-23.
27. Синев С.В. Модели процесса бурения глубоких скважин // Газовая промышленность. 2010. № 3. С. 62-65.
28. Юнин Е.К. Введение в динамику глубокого бурения. М.: Книжный дом «Либроком», 2012. 264 с.
29. Гельфгат Я.А., Орлов А.В., Финкельштейн Г.Э. К вопросу установления некоторых эмпирических зависимостей показателей работы долот от параметров режимов бурения в промысловых условиях // Бурение глубоких скважин. М.: Гостоптехиздат, 1963. (Труды ВНИИБТ. Вып. IX). С. 13-23.
30. Wilson D.C., and Bentsen R.G. Optimization Techniques for Minimizing Drilling Costs, SPE 3983, 47th SPE Annual Fall Meeting, San Antonio, October 1972.
31. Пат. 2507363 РФ. Шарошечное долото / С.В. Синев. 2014. Бюл. № 5.
32. Пат. 2515795 РФ. Буровое шарошечное долото / С.В. Синев. 2014. Бюл. № 14.
33. Пат. на полезную модель 138137 РФ. Буровой шарошечный инструмент для строительства горизонтальных скважин / С.В. Синев. 2014. Бюл. № 6.
34. Пат. 2513650 РФ. Многоступенчатый шарошечный буровой инструмент / С.В. Синев. 2014. Бюл. № 11.
References:
1. Speer J.W. A Method for Determining Optimum Drilling Techniques. Presented at the Spring Meeting of the Southern District, Division of Production, Houston, Texas, February, 1958.
2. Mammadov F. Developing drilling optimization program for GaLLe and Woods method. Istanbul Technical University, Institute of Science and Technology, 2010, 107 p.
3. GaLLe E.M., Woods H.B. Variable Weight And Rotary Speed For Lowest Drilling Cost. Proceeding of the AAODC Annual Meeting, New Orleans, 1960.
4. GaLLe E.M., Woods H.B. Best Constant Weight and Rotary Speed for Rotary Rock Bits. AIME Drilling and Production Practice, 1963, pp. 48-55.
5. Boryczko P. Drill Bit Selection And Optimization In Exploration Well 6507/6-4A in the NordLand Ridge Area. Faculty of Science and Technology, M.Sc, Petroleum Engineering/Drilling, 2012, 72 p.
6. Warren T.M. Penetration - Rate Performance of Roller - Cone Bits. SPE, Amoco Production Co, 1987.
7. Bourgoyne Jr., A.T., Young Jr., F.S. A Multiple Regression Approach to Optimal Drilling and Abnormal Pressure Detection, SPE Journal, 1974, Vol. 14(4): 371-384.
8. Eren T. ReaL-Time-Optimization Of Drilling Parameters During Drilling Operations. Petroleum and natural gas engineering, Dissertation of Doctor of philosophy, February, 2010, 145 p.
9. Miyora Thomas Ong'au. Modelling And Optimization Of Drilling Parameters - A Case Study Of Well MW-17 In Menengai Kenya. University of Iceland, 2014, 102 p.
10. Nascimento A., Kutas D.T., ELmgerbi A., Thonhauser G. and Mathias M.H. Mathematical Modeling Applied to Drilling Engineering: An Application of Bourgoyne and Young ROP Model to a PresaLt Case Study. Mathematical Problems in Engineering, 2015, Vol. 2015, Article ID 631290, 9 p.
11. Simmons E.L. A Technique for Accurate Bit Programming and Drilling Performance Optimization. IADC/SPE 14784, Drilling Conference, Dallas, TX, February 1986.
12. Kaiser M.J. A Survey of Drilling Cost and Complexity Estimation Models. International Journal of Petroleum Science and Technology, 2007, Vol. 1, No. 1, pp. 1-22.
13. TeaLe R. The Concept of Specific Energy in Rock Drilling. Int. J. Rock Mech. Min. Sci., 1965, 2, pp. 57-73.
14. Hamrick T.R. Optimization of Operating Parameters for Minimum Mechanical Specific Energy in Drilling, Morgantown, West Virginia, Dissertation of Doctor of Philosophy, 2011, 147 p.
15. Kshitij M., Faraaz A., and RobeLLo S., Comprehensive HydromechanicaL Specific Energy Calculation for Drilling Efficiency. Houston, TX J. Energy Resour. TechnoL 137(1), 012904, Sep 03, 2014, 8 p.
16. RobeLLo S. Modeling and Analysis of DriLLstring Vibration in RiserLess Environment. ASME J. Energy Res. TechnoL., 135(1), p. 013101, Nov 15, 2012, 11 p.
17. Kshitij M., Faraaz A., RobeLLo S. Tracking Drilling Efficiency Using Hydro-MechanicaL Specific Energy. Society of Petroleum Engineers, 2009, 12 p.
18. ShcheLchkova I.N., Sinev S.V. The Features Of PhysicaL SimuLation Of DriLLing With Micro-Bits. StroiteLstvo neftianykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more = Construction of oiL and gas weLLs on-shore and off-shore, 2011, No. 6, P. 12-18. (In Russian)
19. ShcheLchkova I.N., Sinev S.V. The Micro-Bit DriLLing Bench And Some Aspects Of The ResuLts Obtaining Method. StroiteLstvo neftianykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more = Construction of oiL and gas weLLs on-shore and off-shore, 2011, No. 7, P. 15-23. (In Russian)
20. Potapov Yu.F., Makhonko V.D., ShevaLdin P.E. Research Into The Dependence Of DriLLing Bits Performance Indicators On The DriLLing Mode Parameters: Scientific and TechnicaL Review. Moscow, VNIIOENG, 1971. (In Russian)
21. DriLLing Engineering Workbook A Distributed Learning Course. 80270H Rev. B, Dec 1995, Baker Hughes, pp. 359-363.
22. Shreyner L.A., et aL. MechanicaL And Abrasive Properties Of Rocks. Moscow, Gostoptekhizdat, 1958, 202 pp. (In Russian)
23. ZhLobinsky B.A. Rock Dynamic Destruction At Impression. Moscow, Nedra, 1970, 152 pp. (In Russian)
24. Fedorov V.S. DriLLing Mode Design. Moscow, Gostoptekhizdat, 1958, 215 pp. (In Russian)
25. Shreyner L.A., et aL. Rock Deformation Properties At High Pressure And Temperature. Moscow, Nedra, 1968, 358 pp. (In Russian)
26. Sinev S.V. Using The DriLLing Process ModeLs For OperationaL Correction Of Its Modes. StroiteLstvo neftianykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more = Construction of oiL and gas weLLs on-shore and off-shore, 2010, No. 2, P. 17-23. (In Russian)
27. Sinev S.V. DriLLing Process ModeLs Of Deep WeLLs. Gazovaia promyshLennost = Gas industry, 2010, No. 3, P. 62-65. (In Russian)
28. Yunin E.K. Introduction To The Deep DriLLing Dynamics. Moscow, Librokom Book House, 2012, 264 pp. (In Russian)
29. GeLfgat Ya.A., OrLov A.V., FinkeLshtein G.E. On EstabLishing Some EmpiricaL Dependence Of Bits Performance Indicators On DriLLing Mode Parameters In The FieLd. Burenie gLubokikh skvazhin = Deep weLL driLLing. Moscow, Gostoptekhizdat, 1963, Papers of VNIIBT, Issue IX, P. 13-23. (In Russian)
30. WiLson D.C., and Bentsen R.G. Optimization Techniques for Minimizing DriLLing Costs, SPE 3983, 47th SPE AnnuaL FaLL Meeting, San Antonio, October 1972.
31. Patent 2507363 RF RoLLer-cone bit, S.V. Sinev, 2014, BuL. No. 5. (In Russian)
32. Patent 2515795 RF RoLLer-cone driLLing bit, S.V. Sinev, 2014, BuL. No. 14. (In Russian)
33. UtiLity modeL patent 138137 RF. RoLLer-cone driLLing tooL for construction of horizontaL weLLs, S.V. Sinev, 2014, BuL. No. 6. (In Russian)
34. Patent 2513650 RF MuLtistage roLLer-cone driLLing tooL, S.V. Sinev, 2014, BuL. No. 11. (In Russian)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 11 november 2016
49
