CC BY
22УДК 681.51: [622.24+622.276]
Т.Р. Мардаганиев1; К.А. Перескоков1; А.Ф. Галиев1,2, e-mail: GalievAF@bnipi.rosneft.ru; И.Р. Рафиков1-2; Ф.А. Агзамов2
1 ООО «РН-БашНИПИнефть» (Уфа, Россия).
2 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, Россия).
Оптимизация технологических процессов бурения скважин и решения, реализуемые в цифровой автоматизированной системе
Целями исследования, результаты которого представлены в статье, являлись разработка и апробация методики оценки технического состояния ствола скважины в процессе бурения, позволяющей выбрать состав бурового раствора в зависимости от геологического разреза, максимально снижающей возможные риски, обусловленные стабильностью ствола скважины при бурении и спуске обсадных труб, а также оценка качества принимаемых технологических решений в области оптимизации строительства скважин в интервале спуска промежуточной и эксплуатационной колонн для осуществления мониторинга со стороны проектной организации. Ключевой задачей для достижения указанной цели является корректный подбор параметров, включающий совместное рассмотрение профильных, геологических и технологических данных, дающих возможность по результатам анализа прогнозировать и при необходимости корректировать проектные (программные) требования. Привлечение дополнительной информации при обработке данных позволяет повысить достоверность результатов решения обратной задачи по подбору компонентного состава технологических жидкостей в зависимости от геологического разреза. Возможность определения технологической эффективности рабочего раствора, содержащего различные ингибиторы, позволяет предложить пути сокращения непроизводительного времени при бурении скважин путем снижения числа внеплановых промывок и проработок в процессе бурения и подготовки ствола к спуску обсадной колонны. Практический аспект данной работы выражен в создании методики оценки ресурсов и рисков в предложенной системе категоризации интервалов в зависимости от их литологического состава, а также в упрощении процесса оценки большого количества однотипных интервалов за счет подбора общих расчетных параметров. Методика учитывает циклические нагрузки, связанные с продолжительностью времени бурения.
Обработка азимутальных данных по профилям и проложению пробуренных скважин подтвердила ранее обнаруженные геомеханические направления стрессовых напряжений в терригенных отложениях юрской, триасовой и пермской систем, что позволит разработать рациональную траекторию ствола скважины и повысить качество технических решений, применяемых при проектировании или планировании работ для строительства скважин. Для стандартизации процессов мониторинга, анализа и создания базы данных предложена реализация представленной методики в формате цифровой автоматизированной системы.
Ключевые слова: мониторинг бурения, прогнозирование осложнений, терригенные отложения, минимизация рисков осложнений, спуск обсадных труб.
T.R. Mardaganiev1; K.A. Pereskokov1; A.F. Galiev1-2, e-mail: GalievAF@bnipi.rosneft.ru; I.R. Rafikov1-2; F.A. Agzamov2
1 RN-BashNIPIneft LLC (Ufa, Russia).
2 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Edication "Ufa State Petroleum Technological University" (Ufa, Russia).
Technological Factors Optimization of the Drilling Process and Solutions Implemented in a Digital Automated System
The purposes of the study, the results of which are presented in the article, were the development and testing of a methodology for evaluating the technical condition of the wellbore during drilling, which allows to analyze and select the optimal composition of the flushing liquid, to minimize possible risks associated with the stability of the wellbore during drilling and lowering of casing pipes, and to evaluate the quality of technological decisions made
in the field of well construction optimization in the interval of intermediate and production strings descent for monitoring by the design organization.
The key task in this problem is the correct selection of parameters, including joint consideration of core, geological and technological data allowing to predict from the analysis and, if necessary, adjust project (program) requirements. Attraction of additional information during data processing increases the amount of reliable information, and the results of solving the inverse problem of selecting the component composition of technological liquids depending on the geological section becomes more reliable. The ability to determine the technological efficiency of the working solution containing various inhibitors allows us to suggest ways to reduce unproductive time during well drilling by reducing unscheduled washes and wiper trips during drilling and preparing the barrel for casing descent.
The practical aspect of this work is expressed in the development of assessment methods resources and risks in the proposed system of intervals categorization depending on their lithological composition, as well as simplifying the process of evaluating a large number similar intervals due to the selection of common calculation parameters. Methodology takes into account cyclic loads associated with the length of the drilling time.
Processing azimuth data on profiles and drilling wells confirmed previously discovered geomechanical stress directions stresses in terrigenous sediments of the Jurassic, Triassic and Perm systems, which will achieve high quality technical solutions used in design or work planning. To standardize monitoring processes, analysis and creation of a database, the methodology is proposed to be implemented through digital automated systems.
Keywords: drilling monitoring, complications prediction, terrigenous deposits, minimizing the risks of complications, lowering casing pipes.
ВВЕДЕНИЕ
Бурение скважин в сложных горно-геологических условиях Тимано-Печор-ской нефтегазоносной провинции часто сопровождается осложнениями. Реализация существующей технологии строительства [1-4] позволила успешно пробурить несколько скважин с большим отходом от вертикали и протяженностью горизонтальных стволов 1000 м, но при этом не удалось избежать значительного количества осложнений как при бурении скважин, так и при спуске обсадных колонн. Накопленный опыт бурения скважин на месторождениях имени Р. Требса и имени А. Титова, а также результаты обработки и интерпретации геолого-геофизических материалов показывают, что осложнения при бурении в основном вызваны геологическими причинами в неустойчивых горных породах и поглощающих горизонтах. Интервалы поглощений приурочены в первую очередь к карбонатным трещиновато-кавернозным отложениям, начинающимся с артинского яруса (Р1аг) и распространяющимся вплоть до гре-
бенского горизонта (5). Зоны неустойчивых отложений (терригенные породы с низкой механической прочностью, склонные к разупрочнению по плоскостям напластования при контакте с водной фазой промывочных жидкостей) связаны главным образом с двумя интервалами бурения:
• под промежуточную колонну - с интервалом, охватывающим юрскую, триасовую и пермскую системы, характеризующиеся сложным строением и высокой литологической изменчивостью, представленные слабоцемен-тированными песками, глинами и алевролитами;
• под эксплуатационную колонну - с интервалом, охватывающим тиманский горизонт ф31т), сложенный зеленовато-серыми и коричневыми сланцеватыми и оскольчатыми аргиллитами. В основании горизонта прослеживается прослой известняка, репер - верхний известняк. Мощность отложений тиманского горизонта составляет 25-100 м. Саргаевский горизонт ф35г) представлен серыми, зе-леновато-серыми,кристаллическими, пелитоморфными известняками, иногда
тонкозернистыми, глинистыми, трещиноватыми, с битуминозными прослоями и прослойками темно- и зеленовато-серых известковистых аргиллитов. Стандартные подходы к оценке геологических рисков для данных месторождений оказались недостаточно эффективными [4]. Опыт проектирования и строительства горизонтальных скважин глубиной по вертикали более 4000 м в сложных горно-геологических условиях показал необходимость применения более эффективных методов. Кроме того, при бурении в интервале промежуточной колонны через неустойчивые глинистые разрезы к буровым растворам предъявляются дополнительные требования, такие как повышение ингибирующих свойств за счет органических и неорганических ингибиторов, обеспечение высокой транспортирующей способности, предотвращение диспергирования выбуренной породы. Наилучшие результаты показывают недиспергирующие, хлор-калиевые растворы, а также буровые растворы на углеводородной основе (РУО).
Ссылка для цитирования (for citation):
Мардаганиев Т.Р., Перескоков К.А., Галиев А.Ф., Рафиков И.Р., Агзамов Ф.А. Оптимизация технологических процессов бурения скважин и решения, реализуемые в цифровой автоматизированной системе // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2021. № 1-2. С. 13-25.
Mardaganiev T.R., Pereskokov K.A., Galiev A.F., Rafikov I.R., Agzamov F.A. Technological Factors Optimization of the Drilling Process and Solutions Implemented in a Digital Automated System. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2021;(1-2):13-25. (In Russ.)
Таблица 1. Геологические данные под промежуточную колонну - разбивка на пачки Table 1. Geological data for intermediate string - breakdown into formation members
■e-
n>
ro
о
-о -о
о -о
>
LJ
Стратиграфия Stratigraphy Инде КС Index Литология Lithology Категория пород Rocks category Коэффициент кавернозности (по данным, полученным в результате применения гидроразрыва пласта) Cavernosity ratio (according to data obtained as a result of hydraulic fracturing) Глубина по вертикали, м Vertical depth, m Предложенные пачки Proposed formation members Мощность, M Thickness, m
Система System Отделы Divisions От From До To
Юрская Jurassic Верхнеюрский Upper Jurassic Глины - 30-70 %, алевролиты -30-60 %,песчаник - 10-50 % Clays - 30-70 %, siltstones -30-60 %, sandstone - 10-50 % Мягкие Soft 1,35 610 780 I- 610-1010 M (m) 170
Нижнеюрские, среднеюрские Lower Jurassic, Middle Jurassic J1 + J2 Мягкие Soft 1,35 780 880 100
Триас Trias Верхнетриасовый Upper Triassic T3 Глина - 15-70 %, алевролит -20-60 %,песчаник - 25-60 % Clay - 15-70 %, siltstone -20-60 %, sandstone - 25-60 % Мягкие; средней твердости, мягкие Soft; medium hardness, soft 1,15 880 1709 II - 1010-1300 м(m) III - 1300-1815 м(m) 829
Среднетриасовый Middle Triassic T,an Глина - 15-70 %, алевролит -20-60 %,песчаник - 25-60 % Clay - 15-70 %, siltstone -20-60 %, sandstone - 25-60 % Мягкие; средней твердости, мягкие Soft; medium hardness, soft 1,15 1709 1770 61
Нижнетриасовый (харалейская свита) Lower Triassic (Kharaleyskaya suite) Tjhr Мягкие; средней твердости, мягкие Soft; medium hardness, soft 1,15 1770 1850 80
Нижнетриасовый (чаркабожская свита) Lower Triassic (Charkabozhskaya suite) TjCb Глина - 45-100 %, аргиллит -5-10 %, алевролит - 15-30 %, песчаник - 5-20%,угли - 5-85% Clay - 45-100 %, mudstone -5-10 %, alleurolite - 15-30 %, sandstone - 5-20 %, coal - 5-85 % Мягкие; средней твердости, мягкие Soft; medium hardness, soft 1,15 1850 2110 IV- 1815-2200 M(m) 260
Пермская Permian Верхнепермский Upper Permian Рг Средней твердости Medium hardness 1,25 2110 2200 90
Кунгурский ярус Kungurian stage Ptk Глина - 40-60 %, аргиллит -5-20 %, алевролит - 25-40 %, песчаник - 20 %, угли - 5 % Clay - 40-60 %, mudstone -5-20 %, siltstone - 25-40 %, sandstone - 20 %, coal - 5 % Средней твердости Medium hardness 1,18 2200 2370 V- 2200-2284 M(m) 170
Артинский ярус Artinsckian stage Ptar Глина - 15-50 %, аргиллит - 5 %, алевролит - 15-60 %,песчаник -5-15 %, известняк -45-80 %, известняк глинистый - 40-50 % Clay - 15-50 %, mudstone - 5 %, siltstone - 15-60 %, sandstone -5-15 %, limestone - 45-80 %, clayey limestone - 40-50 % Средней твердости Medium hardness 1,08 2370 2408 VI - 2284 M (m) -до забоя (to the bottom hole) 38
ОТ С "О
Таблица 2. Пример формы сбора информации по выбранным критериям Table 2. An example of a form for collecting information on the selected criteria
Рейс 1 Round trip 1 Рейс 2 Round trip 2
Элемент компоновки низа бурильной колонны Bottomhole assembly element Диаметр, мм Diameter, mm Длина, м Lenght, m Элемент компоновки низа бурильной колонны Bottomhole assembly element Диаметр, мм Diameter, mm Длина, м Lenght, m
Особенности компоновки низа бурильной колонны Characteristics of the bottomhole assembly Долото Drilling bit di li Долото Drilling bit di li
Винтовой забойный двигатель Downhole drilling motor d2 l2 Винтовой забойный двигатель Downhole drilling motor d 2 l2
Калибратор лопастный спиральный Spiral vane calibrator d3 l3 Калибратор лопастный спиральный Spiral vane calibrator d3 l3
Режим бурения Drilling mode
Расход,л/с Flow rate, l/s о, 02 Q3 04
Площадь насадок, см2 Total flow area, cm2 - - S2 - -
Механическая скорость, м/ч Drilling rate, m/h Vi - - V2 - -
Буровой раствор Drill mud
Тип бурового раствора Drill mud type
Плотность, г/см3 Density, g/cm3 Pi P2 Рз P4 P5
Фильтратоотдача бурового раствора, см3/30 мин Drill mud filtrate return, cm3/30 min B2 B3 B4 B5
Время Time
Дата начала операции Operation start date Datei Date2 Date3 Date4 Date5
Общее накопленное время (с начала бурения скважины), ч Total accumulated time (from the beginning of well drilling), h Ti T2 T3
Общая продолжительность (с начала бурения секции), сут Total duration (from the beginning of section drilling), days ti t2 t3 t4 t5
Непроизводительное время (ремонты,простои и др.), ч Non-productive time (repairs, downtime, etc.), h т1 т2 тз т4 т5
Окончание табл. 2 - на стр. 16 The end of the table 2 - on page 16
Примечание: ДС - диаметр открытого ствола скважины, мм. Note: ДС - open hole diameter, mm.
U - непробуренный интервал; участок ниже/выше интервала хождения долота
undriLLed interval; section below/above the interval of the drilling bit stroke U - интервал бурения
drilling interval U - интервал затяжек/посадок при спуско-подъемных операциях, пройденный «на сухую»
drag/setting interval during round trips carried out "on dry"
Окончание. Начало табл. 2 - на стр. 15
The end of the table 2. The begin of the table - on page 15
Глубина по стволу, м Depth out, m Возраст пород Rocks age Результаты кавернометрии Caliper Logging resuLts Содержание породы (по шламограмме), % Rock content (by sLudge diagram), % Зенитный угол IncLination angLe Этапы строительства скважин WeLL construction stages
Геофизические исследования скважин 1 GeophysicaL weLL Logging 1 Геофизические исследования скважин 2 GeophysicaL weLL Logging 2 Порода 1 Rock 1 Порода 2 Rock 2 Порода 3 Rock 3 Порода ... Rock ... Этап i Stage i Этап 2 Stage 2 Этап 3 Stage з Этап 4 Stage 4 Этап 5 Stage 5 Этап ... Stage ... Этап n Stage n
Hi Мел Cretaceous ДСЫ Дсг-i xi Уl Zi ri ai ti t2 t3 5 Кавернограмма CaLiper Log curve
H 2 ДИ-2 ДС2-2 X2 У2 Z2 Г2 «2 ti t2 t3 5
H3 ДИ-3 ДС2-3 x3 Уз Z3 r3 «3 t2 t2 t3 5
H4 ДС1-4 ДС2-4 X4 y, Z 4 r4 «4 t4 t5-t4
H5 Юра Jurassic ДИ-5 ДС2-5 Уб Z5 Г5 «5 t4 t5-t4
H6 ДИ-6 ДС2-6 X6 Уб Z6 'б «6 t4 t5-t4
Бурение Drilling Подъем Спуск Бурение Drilling Подъем Геофизические исследования скважин 1 GeophysicaL weLL Logging 1
jj - интервал проработок в местах затяжек и посадок wiper trips interval in the area of drags and settings U - интервал проработок
wiper trips interval U - интервал свободного хождения инструмента при спуско-подъемных операциях
interval of the tool free movement during round tripping operations t, ..., t5-t4 - время пребывания участка в необсаженном состоянии, сут area dweLL time in open state, days
В связи с изложенным стала очевидной необходимость разработать методику оценки осложненности ствола скважины с учетом геологического разреза, заключающуюся в моделировании и анализе литологии горной породы после воздействия на нее бурового раствора и циклических нагрузок, возникающих в процессе бурения [5].
МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ОСЛОЖНЕННОСТИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ С УЧЕТОМ ЛИТОЛОГИЧЕСКОГО СОСТАВА
Разработанная авторами статьи методика включает математические алгоритмы и численное моделирование технологических факторов строительства скважин согласно данным гео-
лого-технологических исследований (ГТИ). Основной алгоритм методики -выбор и корректировка компонентного состава бурового раствора, обеспечивающего наибольшее время стабильного (устойчивого) состояния ствола скважины в литологическом разрезе. Реализация данной задачи потребовала комплексной оценки процесса бурения
21-23
АПРЕЛЯ 2021
КЛЮЧЕВАЯ ПЛОЩАДКА СФЕРЫ ТЭК
РОССИИСКИИ МЕЖДУНАРОДНЫЙ
^РМЭ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ ФОРУМ
XXVIII МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА
ЭНЕРГЕТИКА И ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
18+
3
| КОНГРЕССНО-ВЫСТАВОЧНЫЙ ЦЕНТР
1 ЭКСПОФОРУМ
САНКТ-ПЕТЕРБУРГ ПЕТЕРБУРГСКОЕ ШОССЕ, 64/1
ENERGYFORUM.RU
neficbexpoforum.ru
+7 (812) 240 40 40, доб.2626
ЁХРОРСЮиМ
ENERGETIKA-RESTEC.RU еп егд o@restec.ru +7 (812) 303 88 68
®
БУРЕНИЕ
Таблица 3. Пример оценки внепланового времени проработок при спуско-подъемных операциях и спуске обсадных колонн Table 3. An example of an estimate of the unplanned wiper trips time during tripping process and lowering of casing strings
Интервал, м Interval, m Содержание породы, % Rock content, % Технологическая операция Technological operation
Бурение Drilling Спуско-подъемные операции (подъем) Tripping process (trip-out) Спуско-подъемные операции (спуск) Tripping process (trip) Бурение Drilling Спуско-подъемные операции (подъем) Tripping process (trip-out) Геофизические работы Geophysical works Спуско-подъемные операции (спуск) Tripping process (trip) Бурение Drilling Спуско-подъемные операции (подъем) Tripping process (trip-out) Спуско-подъемные операции (спуск) Tripping process (trip) Бурение Drilling Спуско-подъемные операции (подъем) Tripping process (trip-out) Спуск 245 м Trip 245 m
Глина Clay Аргиллит Claystone Алевролит Siltstone Время пребывания ствола в необсаженном состоянии, сут WeUbore dwell time in open state, days
500-510 50 50 2,45 2,67 2,98 - 4,91 - 5,85 - 9,33 10,01 - 13,43 15,48
510-520 50 50 2,45 2,67 2,98 4,91 5,85 9,33 10,01 13,43 15,48
520-530 50 2* 50 2,45 2,67 2,98 4,91 5,85 9,33 10,01 13,43 15,48
530-540 60 40 2,45 2,67 2,98 4,91 5,85 9,33 10,01 13,43 15,48
540-550 60 40 2,45 2,67 2,98 4,91 5,85 9,33 10,01 13,43 15,48
550-560 65 35 2,45 2,67 2,98 4,91 5,85 9,33 10,01 13,43 15,48
560-570 65 35 2,45 2,67 2,98 4,91 5,85 9,33 10,01 13,43 15,48
U - интервал свободного хождения инструмента при спуско-подъемных операциях
interval of the tool free movement during round tripping operations U - интервал затяжек/посадок при спуско-подъемных операциях, пройденный «на сухую»
drag/setting interval during round trips carried out "on dry" U - интервал проработок wiper trips interval
U - интервал проработок в местах затяжек и посадок wiper trips interval in the area of drags and settings U - интервал бурения drilling interval I 2* I - режим проработки перед наращиванием
wiper trip mode before the drill-pipe connection
и технологических решений с применением разработанной методики. В целом предлагаемая методика представляет собой многоуровневый подход, объединяющий четыре блока, этапы реализации которых зависят от детальной обработки геолого-технологической информации,полученной в результате бурения скважин, и построения модели, позволяющей в наглядной форме визуализировать данные о технологических операциях, компонентном составе бурового раствора, осуществлять контроль показателей бурения, а также ситуационный мониторинг для принятия управленческих решений.
Применение новой методики позволяет оценить влияние литологического раз-
реза на техническое состояние ствола скважины, корректировать технологические мероприятия на конкретных участках, масштабно оценить геолого-технические риски, выделив интервалы осложнений. В конечном итоге это повышает качество технологических решений в проектных документах, что, в свою очередь, влияет на срок и качество строительства скважин.
По результатам обработки фактических данных разрабатываются и выдаются:
• рекомендации по оптимизации компонентного состава бурового раствора в зависимости от стабильности открытого ствола скважины;
• дополнительные требования к технологическим операциям и параметрам;
• перечень необходимых мероприятий при бурении и подготовке скважин к спуску обсадных колонн. Предложенные решения анализируются по данным фактически пробуренных скважин, на основе чего определяются эффективные практики проводки для конкретной скважины или на данном участке месторождения. В рамках исследования был проведен анализ геолого-технологических показателей 60 скважин с применением предложенной методики. В целях оценки устойчивости стенок скважин после их разбивки на пачки был разработан алгоритм моделирования (рис. 1), позволяющий определить влияние компонентного состава бурового раствора на устойчивость ствола сква-
18
№ 1-2 февраль 2021 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Таблица 4. Сравнение технологических показателей с рекомендованными требованиями Table 4. Comparison of technological indicators with the recommended requirements
Пачка Formation member Интервал, м Interval, m Сравнение данных Data comparison Плотность р, г/см3 Density р, g/cm3 Условная вязкость, с Assumed viscosity, s Фильтратоотдача, мл/30 мин Filtrate return, ml/30 min рН Концентрация бентонита в буровом растворе (МВТ), кг/м3 Mud bentonite test, kg/m3
От From До To От From До To От From До To
I 610-1010 План Project 1,11 1,12 51 53 5,0 5,0 9,0 <35
Факт Actual 1,11 1,12 53 57 5,0 5,0 9,0 25
II 1010-1300 План Project 1,12 1,15 52 68 5,0 5,6 8,5 <49
Факт Actual 1,12 1,13 52 53 5,0 5,4 9,0 32
III 1300-1815 План Project 1,15 1,17 52 54 5,4 5,6 8,5 <31
Факт Actual 1,15 1,17 53 53 4,4 5,4 8,0 35
IV 1815-2200 План Project 1,18 1,19 46 52 5,2 5,4 8,0 49
Факт Actual 1,17 1,21 53 57 4,4 4,4 8,0 49
V 2200-2284 План Project 1,18 1,21 50 57 5,2 5,2 8,0 56
Факт Actual 1,21 1,21 57 51 4,2 4,4 8,0 42
VI 2284 - забой (to the bottom hole) План Project 1,19 1,21 51 60 4,8 5,0 8,0 58
Факт Actual 1,21 1,21 51 59 4,4 4,4 8,0 42
жины выбранного интервала. Результатом применения алгоритма является получение данных в виде статистического отчета.
Стоит отметить, что совместная обработка и интерпретация литологических и технологических данных позволяет выработать подход к повышению качества бурения и подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны в сложных горно-геологических условиях.
Этапы реализации предложенной методики
На первом этапе работы проводится выявление связи геологических факторов и технологических операций с привязкой к траектории ствола скважины.
На втором этапе выполняется расчет баланса времени: определение времени, требуемого на проведение промывок/проработок во время бурения,
при спуско-подъемных операциях и спуске обсадной колонны. На третьем этапе осуществляется выбор оптимального состава бурового раствора, обеспечивающий наибольшее время стабильности анализируемого интервала.
В ходе четвертого этапа вычисляется значение комплексного параметра, характеризующего качество бурения и подготовку ствола скважины к спуску обсадной колонны, для чего предлагается использовать формулу:
где КУЗВ - коэффициент учета затрат времени, ч/100 м; Т1 - время, расходуемое на внеплановые промывки/проработки для ликвидации затяжек и посадок в течение шаблонировки, ч; Т2 - время, расходуемое на спуск обсадной колонны в интервале исследования, ч; Н - интервал исследования, м.
Значения КУЗВ используются в дальнейшем при выдаче рекомендаций для указанного интервала. По мнению авторов, алгоритм реализации предлагаемой методики может быть дополнен еще одним, дополнительным этапом, на котором на основании полученных результатов и при наличии геомеханической модели месторождения или его участка могут быть выявлены зоны, имеющие одинаковые стрессовые направления напряжений в горной породе.
Группирование интервалов по схожим литологическим разрезам позволяет учесть риски при дальнейшем бурении и прогнозировании геологических осложнений.
Результаты применения методики на примере скважины месторождения имени Р. Требса
Результаты применения методики продемонстрированы на примере одной
Рис. 1. Алгоритм моделирования (процедура детальной оценки ресурсной базы основывается на выборе наибольшего времени стабильности рассматриваемых интервалов)
Fig. 1. Simulation algorithm (the procedure for a detailed assessment of the resource base is stand on the choice of the longest stability time of the intervals under consideration)
Таблица 5. Расход ингибиторов (инкапсуляторы, микрокольматанты) Table 5. Consumption of inhibitors (encapsulators, microcolmatants)
Параметр Characteristic Интервал 6101010 м (I пачка) Interval 6101010 m (I formation member) Интервал 10101300 м (II пачка) Interval 10101300 m (II formation member) Интервал 13001815 м (III пачка) Interval 13001815 m (III formation member) Интервал 18152200 м (IV пачка) Interval 18152200 m (IV formation member) Интервал 22002284 м (V пачка) Interval 22002284 m (V formation member) Интервал 2284 м -до забоя (VI пачка) Interval 2284 m -to the bottom hole (VI formation member)
Концентрация ингибиторов, кг/м3 Inhibitor concentration, kg/m3
и X <u c= o_ "to та и e < e c а nc tu s = ^ ro ÏÏZ а fi o_ О и X <u Щ Û_ « +J n u e < e c а nc tu s = ^ ro ÏÏZ а fi û_ О и X <u HI Q_ "to та и e < e c га c J tu s = ^ ro ÏÏZ а fi Q_ О и X <u ST c= o_ "то га и в < e c ra c J tu s i-= ^ ro ÏÏZ а fi û_ О и X <u ST HI Q_ "га та и e < e c га с J tu s i-= ^ ro ÏÏZ а fi û_ О и X <u sr c= o_ TO u e <c e c S з ff а fi Û_ О
Объем бурового раствора, м3 Drilling mud volume, m3 m3 00 35 м 1 <5 E S E i a м 3 4 2m 3 or U 5 5 22 11 m3 0 30 м 1 0 m S E s -i мм2 м 3 4 2m 3 or и £ oi 44 11 - m3 со 35 м 1 5 I m s ^ мм2 м 3 4 2m 3 or U 3 3 66 II m3 0 30 м 1 0 m 0 1 m s ^ мм2 м 3 4 2m 3 or U 1 1 со со 11 - m3 8 35 м 1 8 m 5 1 m мм2 м 3 4 2m 3 o U £ 0 0 33 22 m3 0 30 м 1 0 m S E s -i мм2 м 3 4 2m 3 or U £ 1 1 22 22 - m3 8 35 м 1 8 m s E s ^ мм 2 м 3 4 2m 3 o и £ 3 3 66 22 m3 0 30 м 1 0 m S E мм2 м 3 4 2m 3 or U £ 3 3 55 22 - m3 8 35 м 1 8 m S E s ^ мм 2 м 3 4 2m 3 o U £ 3 3 66 22 m3 0 30 м 1 0 m S E s ^ мм2 м 3 4 2m 3 or и £ 2 2 66 22 - m3 8 35 м 1 8 m S E S ^ мм 2 м 3 4 2m 3 o U 3 3 66 22 m3 0 30 м 1 0 m 0 г-н = S ^ мм2 м 3 4 2m 3 o U 1 1 66 22 -
Тип бурового раствора Drilling mud type 1 0 0 0 0 0 0 0,8 0 -0,8 8,4 0,9 -7,5 9,8 1,1 -8,7 9,8 1,0 -8,8
2 4,6 4,3 -0,3 4,6 9,5 4,9 10,9 16,3 5,4 12,1 16,8 4,7 12,7 18,6 5,9 12,7 16,4 3,7
3 0 0 0 1,9 1,6 -0,3 6,3 9,1 2,8 6,2 10,2 4,0 6,5 10,9 4,4 6,5 8,3 1,8
4 2,2 2,0 -0,2 1,7 2,7 1,0 3,6 4,6 1,0 3,2 5,1 1,9 3,6 5,2 1,6 3,6 4,7 1,1
5 0,5 0,6 0,1 0,4 2,2 1,8 1,5 4,9 3,4 1,8 5,2 3,4 5,8 5,1 -0,7 5,8 4,8 -1,0
из скважин месторождения имени Р. Требса в интервале 510-2505 м (табл. 1-7).
В целях повышения качества обрабатываемой информации в интервале осложненного участка при изучении литологического состава шаг по профилю был принят равным 10 м, баланс календарного времени оценивался
по текущей эффективности технологических показателей. Было установлено, что в интервале 610-2505м произведено шесть технологических спуско-подъемных операций через каждые 300 м бурения. На рис. 2 представлен анализ влияния технологических параметров и шабло-нировки перед спуском обсадной ко-
лонны на устойчивость горных пород при бурении.
В целях повышения эффективности и скорости бурения промежуточной колонны необходимо производить стандартные технологические операции при стабильном состоянии открытого ствола скважины. Применение предложенной методики в ходе обра-
МЕТАЛЛООБРАБОТКА
21-я международная специализированная выставка
«Оборудование, приборы и инструменты для металлообрабатывающей промышленности»
www.metobr-expo.ru
Россия, Москва, ЦВК «ЭКСПОЦЕНТР»
МОСКВА
Таблица б. Влияние компонентного состава бурового раствора на устойчивость открытого ствола скважины в интервале 510-1010 м по данным 2015-2020 гг. Table б. Influence of the component composition of the driLling fluid on the stability of an open wellbore in the interval 510-1010 m according to 2015-2020 data
Четверть азимутального направления Quarter of the azimuthal direction Номер скважины Well number Геология Geology Зенитный угол, ° Inclination angle, ° Механическая скорость V, м/ч Drilling rate V, m/h Расход Q,л/с Flow rate Q, l/s Фильтратоотдача, мл/30 мин Filtrate return, ml/30 min Концентрация бентонита в буровом растворе (МВТ), кг/м3 Mud bentonite test, kg/m3 Типы ингибиторов, инкапсуляторов, микрокольматантов, кг/м3 Types of inhibitors, encapsulators, microcolmatants, kg/m3 Коэффициент учета затрат времени KV1E!, ч/МО м Coefficient of accounting for the time consumption KV1E„ h/100 m Концентрация бентонита в буровом растворе (МВТ), кг/м3 Mud bentonite test, kg/m3
От From До То От From До То 1 2 3 4 5 6
4 K1 Глина - 30-70 %, алевролит -40-55 %,песчаник - 25-60 % Clay - 30-70 %, siltstone -40-55 %, sandstone - 25-60 % 18 20 28 50 50 6,6 5,8 38 1,5 0 1,3 0 0 0 4,8 15,58
1 K2 Глина - 10-60 %, алевролит -15-30 %, песчаник - 35-80 % Clay - 10-60 %, siltstone -15-30 %, sandstone - 35-80 % 15 15 37 45 50 5,4 5,2 28 2,6 3,4 3,2 0 8,7 0 3,9 12,92
1 КЗ Глина - 40-75 %, алевролит -20-35 %, песчаник - 40-50 % Clay - 40-75 %, siltstone -20-35 %, sandstone - 40-50 % 0 0 21 45 50 5,4 5,4 24 0,2 0 0,2 0 0 0 6,3 17,2
2 K4 Глина - 10-40 %, алевролит -10-20 %,песчаник - 80-90 % Clay - 10-40 %, siltstone -10-20 %, sandstone - 80-90 % 21 23 48 48 55 5,9 5,5 39 3,4 4,7 3,5 6,7 9,5 0 13,3 12,8
2 K5 Глина - 40-50 %, алевролит -10-20 %,песок - 50-100 % Clay - 40-50 %, siltstone -10-20%, sand- 50-100% 19 22 46 46 60 5,6 5 42 1,4 0 2,1 4,9 0 0 8,3 13,4
2 Кб Глина - 15-30 %, алевролит -10-20 %,песчаник - 70-100 % Clay - 15-30 %, siltstone -10-20 %, sandstone - 70-100 % 18 29 35 49 60 6 6,4 46 0 0 1,3 2,8 2,3 0 12,3 20,2
- интервал свободного хождения инструмента при спуско-подъемных операциях interval of the tool free movement during round tripping operations
- интервал затяжек/посадок при спуско-подъемных операциях, пройденный «на сухую» drag/setting interval during round trips carried out "on dry"
- интервал промывок washout interval
- интервал проработок wiper trips interval
- интервал проработок в местах затяжек и посадок wiper trips interval in the area of drags and settings
- интервал бурения drilling interval
70 70
О 70
Cl >
in
о
Cl >
70 70 нн
3
70 -<
Таблица 7. Ключевые показатели эффективности Table 7. Key performance indicators
с
tu
<3
cC ПЗ
* _
ГО qj
Cû _Q
g E
a i
eu
о
2 _Q
^ -Q CC CD
о С
§1 О. С
1= to
Время механического бурения
Net time on bottom
3 .=
S E о з ï z
Время дополнительной циркуляции, ч Additional circulation time, h
Промывка + прокачка пачки
Pumping + flow of formation member
dj
и ^
U -r-
dj ^
fi ^
CC dJ
о a.
Проработка Wipertrip
CC dj о a.
-e- s-
_û CD
I С
x -с
о +J
О g,
'S '«Л
о пз
x u
d Ц—
пз о
\o о
5 5
CÛ С û_
-e-.y -e-it
m dJ
2015
Kl
510-2512
2002
11
23
36
77
47
13
46
37
10
17
14
35
34
34
10
37
29
22
5,3
15,6
2016
K2
510-2480
1970
12
17
59
83
71
23
11
30
29
14
12
22
35
35
11
41
5,0
12,9
2017
КЗ
510-2454
1944
54
91
59
12
13
14
47
10
12
31
34
15
61
13
80
106
9,0
19,8
2018
K4
510-2490
1980
49
96
51
16
14
11
24
17
12
27
15
69
21
47
11
19
7,2
13,5
2019
K5
510-2530
2020
20
19
87
81
107
21
12
28
42
12
21
41
12
95
18
48
18
11,0
21,8
2020
Ж
Кб
610-2505
1895
10
73
90
81
17
11
79
34
12
40
138
28
60
17
12,6
20,3
со
X
rv>
0
LTl
1
rv>
3 о
о rv> —1
ь о -a о
о -i fD ь
7П a\ о
h-* ^ о X
ю rv> a>
о о о о ^
3 ^ о
H H ш
s ы H -a s ш ro ь ьа 3 fD О
ш a\ ъ ^ a\ fD „и —) О -а
s О о
x Зэ S
ro fD ш Зэ
s О X fD
X X
x О ro ш D" 3 S S
О 3 ^
-a о о
® ь го
3=i fD "
:п ь s
л> s -a
(jJ
ГО
-о S *<
? 1 ^
3 s н
ÏI ^ ш
ь
ь
fD
-a
о 3 fD
S
■С
о\ ■с -а
fD
=i -а
-а го
s ы
3 ^
fD ш
X -Н
S О
iû ГО
2 э
2 О
г -а
х п>
01 ?
о °
^ s
го л>
Ж х
fD
О О
ы 2
Ш О
"2 в
3 fD
ш О
ш 3=i
ь s
n
X fD
=" з
73 Ï
О s
о\ ш
■с X
-о ш
fD ь
> s
ш ь
х о ш ь
X •<
=1 Е сп
о fc о:
Ш fD
ы о о
00
Зэ
ш
ш
£ fD
? 1 I ш
LO
rv> -а
о ÎQ
о £ fD
О fD
ГО ^
fD П>
-а о
0 о\
1 -а Ы щ ш Ш =1 ^ Ш fD
33 F!
I ÏO
-1 о\ _____
■п J=1
-а ш
( ) X
ГО го "Г
О" о D"
3=1 О) -1 о fD
г т> "О
m ш П)
т> n H
m го
о <
о -а О)
3 fD ш гг\
3=1 "О fn
н
n
о
п n
ш
О" ы о -а ш 3
го
О го ш X -а
D"
о\ 3
ь О ■<
5 ш H
3=1 ш
ш fD H s ^ D" X
о ^ о
ьа s —1
х ш fD X H о
о го ш й ^ fD H Ш ш -а ш го
s ы ъ
X ш fD
fD —1 X
-а S
СУ1 ш н ьа
го х ш s 3 fD
о ь "О fD 3
fD
fD X X
X S D"
X О" X Ш Е s
fD se
X X s o
Ы ш 3 о
H O) "O fD о
ш PS ОЛ n
О o\ ь H fD В fD X о ы
h-* О CM ro "O S О x -a о о о ь n
О ^ H ш H
1-1 ^ CjJ ^ —)
"Г X о\
о s СГ г
О ^ fD о s
H H fD fD
t ) ro n
ш
о О Ь
-i ш
С) о
fD fD -a- н J=1
го
го
fE Ш
s
-H fD
S a\
Ш ^
CjJ "O
S fD
о
О ro ^ -a
ГО fD
Ш 2 * £
X T=i о XJ X
^ ^ —) О) s
m Л о
? fD "О H
s -a —) ro о Л о
O) о -п л.
J=i -1 ш ^
s о о
ro X X
s ш m
J=1 ^ a> ъ П- fD H О n го о ъ ш —) fD X X X —) X о
"Г о о
D" X J=1 X о го fD о о о
n О о J=1 о s s о fD —) ш
H
Ш о о
ro n о
о ro о ъ □о о —)
a\ ы о 3 fn о о го
-n H о
о ш f > -1
i fD о
□o
X
о
ш о o\ <2
? Ш го
CF> Ш
=1 ь -
о E
1 Ш
g - ь
-a
fD
x h о о»
3= g4 =□ s -a J= fD s:
-a
fD fD
i te
^ g
тз Ш
ш X
X ^
1 о
fD
» 1 a\ -
О л
ro -H
ш о x -a s ш
îq n
<< 5
a\
-a о ro о -i о
о -a ш
In
ш
—) ■п гп
го го
s а\
о
LT1
о ш
ь
сг << -а
<<- ь
•л
3 —) ш
о 1=1
1J
о "Г
|-1 го
"О
ш
n
X
"О "Л о
о 1=1
о s
X
-1
ь а\
О) —)
X о
iû fD —I
-a
ш
-a ш x
ш x
: О
го —) ■п
—) го О)
О) о о
о\ "О —)
О) го
го n
XJ
s ы -а о о го
j= =1
О)
о XI
-а о fD ш 3
о\ <т>
—1
"О XD
т=1 fD О"
X
о о\
п
XI
о -а о го
-а s о
ш го
t ) fl> о
^ |-1
о о
-1 ш
о
О fD
^ i n
и -a s о
ro ro
fD
fD io
H
-a -
o\ о
o\ D-^ ы
x
"О fD Ш fD I _c
<*> fD
^ X
"О x
^ о
5 ь
В °
og^o
Ëlf X fD i
x È J= S
i s
ь g «< =
11 M
-a
о
Рис. 2. График «глубина - день» ствола скважины с учетом внеплановых промывок/проработок в интервале 610-2505 м Fig. 2. Diagram "depth - day" of the wellbore, taking into account additional washout/wiper trips in the interval of 610-2505 m
Пачки
Formation
members
1
2
3
4
5
6
Si
610
810
1010
1210
1410
>o o.
>> Д о
1610
1810
2010
2210
2410
908 м
Слайд - 35 %, ротор - 65 %, Д - 44 %, проработка - 22 %, промывка - 8 %,
замер - 19 %, наращивание - 8 %, ремонт - 0 %
Slide - 35 %, rotor - 65 %, Д - 44%, wiper trip - 22 %, washout - 8 %f
metering -19 extension - 8 %, repair -04
1203 m (
Слайд - 10 %, ротор - 90 %, Д - 42 %, проработка - 25 %, промывка - 13 %, замер -13 %, наращивание - 8 %, ремонт - 0 %
Jamcp — <g, napau^riDonrc _ ,-------- _
Slide - 10 %, rotor - 90 %, A - 42 %, wiper trip - 25 % washout - 13 %, metering -13 extension - 8 %, repair - 0 %
айд - 10 %, ротор - 90 %, Д - 45 %, проработка - 23 %, промывка -13 -cnn ( \ заиер-12 наращивание-7%, ремонт-0 % 1 bUU М { m ) SLidW - ю %, rotor - 90 %, Д - 45 %, wiper trip - 23 washout -13 %, ring -12%, extension - 7 %, repair - 0 %
Слайд - 5 %, ротор - 95 %, A - 44 %, проработка - 24 %, промывка -13 %, л-тс \ замер - И %, наращивание - 8%, ремонт-0%
1/yOMimj CUXT С DI .„4—Л ПС О, Л ___--------■ ■ ----
Slide - 5 %, rotor - 95 %, A - 44 %, wiper trip - 24 %, washout -13 metering -11 %, extension - 8 %, repair - 0 %
Слайд - 7 %, ротор - 93 %, A - 39 %r проработка - 23 %, промывка - 7 %,
2191 м (m)"
замер - 8 наращивание - б %, ремонт - 17 % Slide - 7 %, rotor - 93 %, A - 39 %, wiper trip - 23 %, washout - 7 %, metering - 8 %, extension - б %, repair -17 %
2505 m (m)
Слайд - б %, ротор - 94 %, А - 53 %г проработка - 21 %, промывка - 5 Ч замер - 7 %, наращивание - 3 %, ремонт -12 % Slide - 6 %, rotor - 94 %, A - 53 %, wiper trip - 21 %, washout - 5 %, metering - 7 %, extension - 3 repair - 12 ^
10
15
20
Время, сут Time, days
Внеплановые промывки 11 %, проработки 107 % Additional washout 11 %, wiper trips 107 %
Внеплановые промывки 11 %, проработки 154 % Additional washout 11 %, wiper trips 154 %
Внеплановые промывки б %, проработки 108 % Additional washout б %, wiper trips 108 %
Внеплановые промывки 0 %, проработки 138 % Additional washout 0 %, wiper trips 138 %
Внеплановые промывки 0 %, проработки 46 % Additional washout 0 %, wiper trips 46 %
Внеплановые промывки 0 %, проработки 8 % Additional washout 0 %, wiper trips 8 %
что предложенная методика позволяет на основе измерения и оценки текущей эффективности по какому-либо показателю оптимизировать исследуемую операцию. Для этого необходимо определить текущее состояние рассматриваемого показателя, выявить исключения, выполнявшиеся дольше других, и на этом основании определить наилучший показатель, являющийся целью для оптимизации всех последующих операций. Таким образом достигается итерационное повышение производительности и последовательное сокращение затраченного времени на текущие операции на основе полученного опыта и стремления к наилучшему результату. При этом следует учитывать, что оптимизация и повышение эффективности заключаются не только в более быстром выполнении опера-
ций - стандартные операции нужно также выполнять безопасно и в то же время стабильно. Таким образом, нужно стремиться к однородности выполнения операций, т. е. стандартная операция должна выполняться примерно за одно и то же время.
ВЫВОДЫ
1. Предложена методика оценки технического состояния ствола скважины в процессе бурения, позволяющая выбрать компонентный состав бурового раствора в зависимости от литологиче-ского разреза и технологических показателей бурения под промежуточную колонну, направленная на снижение технологических рисков за счет повышения устойчивости стенок скважины и снижения внеплановых промывок/ проработок.
2. Применение предлагаемой методики с учетом разномасштабной геолого-технологической информации (разделение по интервалам, пачкам бурения) и проведением расчетов позволит минимизировать риски осложнений, сократить время строительства скважин и подготовки оптимальной системы разработки, а также эффективно оценить риски по каждому интервалу и по всему стволу.
3. Оценка влияния азимутальных углов на устойчивость стенок скважин по данным ранее пробуренных скважин является дополнительным инструментом для прогноза стрессовых направлений.
4. Предлагаемая методика позволяет провести оптимизацию рецептур буровых растворов и обеспечить подбор максимально эффективных компонентных составов ингибиторов (инкапсуля-торов и микрокольматантов), обеспечи-
а) a) б) b)
Рис. 3. Визуализация процесса анализа направлений стрессового напряжения: а) прогнозного; б) фактического Fig. 3. Visualization of the process of analyzing the directions of stress strain: a) predictive; b) actual
вающих устойчивость ствола скважины, а также минимизировать риски осложнения и внеплановые промывки/проработки при бурении и спуске обсадных труб.
5. Проведена апробация методики оценки технического состояния ствола скважины в процессе бурения. Показано, что предложенная методика позволяет выбрать оптимальный состав промывочной жидкости, максимально снижающий возможные риски,
связанные со стабильностью ствола скважины при бурении и спуске обсадных труб.
6. В настоящее время предложенный подход применяется на месторождениях имени Р. Требса и имени А. Титова для определения интервала строительства промежуточной колонны. Методика позволяет корректно оценивать потенциал,сочетание применяемого компонентного состава и эффективно проектировать мероприятия как в крат-
косрочном, так и долгосрочном планах. По результатам опытно-промысловых работ, проводимых для внедрения технологических решений при бурении под эксплуатационную колонну, и на основе приобретенного опыта планируется предложенные решения обновлять и совершенствовать. Усовершенствованную методику планируется реализовать в корпоративном программном обеспечении,составной модуль - автономно.
References:
1. Levinson L.M., Akbulatov T.O., Levinson M.L., Khasanov R.A. Construction and Navigation of Complex-Profile Wells. Ufa: Ufa State Petroleum Technological University; 2013. (In Russ.)
2. Levinson L.M., Gabdrakhmanova K.F., Ziganshin S.S. Design of Profiles of Directional and Horizontal Wells Using Software Products. Ufa: Publishing House "Academy of Natural Sciences"; 2014. (In Russ.)
3. Lukin S.V., Esipov S.V., Zhukov V.V. et al. Borehole Stability Prediction to Avoid Drilling Failures. Neftyanoe khozyaistvo [Oil Industry]. 2016;(6):70-73. (In Russ.)
4. Bilinchuk A.V., Sitnikov A.N., Asmandiyarov R.N. et al. The Geological Well Drilling Rating as the Basis for the Comprehensive Asset Development Planning. Neftyanoe khozyaistvo [Oil Industry]. 2015;(12):10-12. (In Russ.)
5. Galiev A.F., Agzamov F.A. Analysis of a Well Drilling Process for a Technical Casing String in the Fields Named After R. Trebs and A. Titov. Stroitel'stvo neftyanykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more [Construction of Oil and Gas Wells on Land and Offshore]. 2018;(9):9-14. (In Russ.)
Литература:
1. Левинсон Л.М., Акбулатов Т.О., Левинсон М.Л., Хасанов Р.А. Строительство и навигация сложнопрофильных скважин. Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2013. 156 с.
2. Левинсон Л.М., Габдрахманова К.Ф., Зиганшин С.С. Проектирование профилей наклонно-направленных и горизонтальных скважин с помощью программных продуктов. Уфа: Издательский дом «Академия Естествознания», 2014. 112 с.
3. Лукин С.В., Есипов С.В., Жуков В.В. и др. Расчет устойчивости ствола скважины для предотвращения осложнений при бурении // Нефтяное хозяйство. 2016. № 6. С. 70-73.
4. Билинчук А.В., Ситников А.Н., Асмандияров Р.Н. и др. Формирование геологического рейтинга бурения скважин - основа планирования комплексного проекта развития актива // Нефтяное хозяйство. 2015. № 12. С. 10-12.
5. Галиев А.Ф., Агзамов Ф.А. Анализ процесса бурения скважины под техническую колонну на месторождениях им. Р. Требса и А. Титова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2018. № 9. С. 9-14.
