CC BY
28УДК 519.6, 622.245
Ю.Б. Линд, к.ф-м.н.; инженер отдела промывочных жидкостей и крепления скважин;
В.Ю. Клеттер, к.т.н.; ведущий инженер отдела промывочных жидкостей и крепления скважин;
Р.А. Мулюков, к.т.н.; начальник отдела промывочных жидкостей и крепления скважин ООО «БашНИПИ-
нефть»; И.М. Губайдуллин, к.ф-м.н.; с.н.с. Учреждения РАН «Институт нефтехимии и катализа РАН»
ПРИМЕНЕНИЕ СОВРЕМЕННЫХ ИНФОРМАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ СОСТАВА И ОПЕРАТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПАРАМЕТРАМИ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
В современных условиях задача управления технологическими параметрами буровых растворов состоит в том, чтобы в соответствии с горно-геологическими условиями и гидравлической программой бурения поддерживать их требуемые структурно-реологические и фильтрационные свойства при минимальном содержании твердой фазы и заданном уровне ингибирования, термо- и солестойкости и осмотической активности. Важной задачей при этом являются как получение проектного состава бурового раствора, так и расчет его поинтервальной химической обработки в процессе строительства скважины.
Основными трудностями, с которыми приходится сталкиваться при решении поставленной задачи, являются, во-первых, варьирование достаточно большого числа входных факторов при проектировании буровых растворов, а во-вторых - невозможность определения их компонентного состава в промысловых условиях в режиме реального времени из-за попадания в них многообразных примесей и различных физико-химических превращений. Эффективное решение данной проблемы состоит в решении задачи определения состава раствора по его технологическим параметрам, которое возможно только на основе их адекватной математической модели. Авторами разработано и реализовано построение математической модели
технологических параметров буровых растворов на основании проведенного лабораторного эксперимента с последующим использованием этой модели для оптимизации состава растворов при их проектировании и оперативном управлении их свойствами в процессе строительства скважины. Идея планирования эксперимента заключается в том, что на каждом этапе исследования нужно выбрать оптимальное в некотором смысле расположение точек в факторном пространстве так, чтобы получить некоторое представление о поверхности целевой функции [1]. Математически задача выбора оптимального состава многокомпонентной системы формулируется так: требуется получить представление о некоторой целевой функции ^ф(х1,х2,^,хк), где
т| - параметр процесса, подлежащий оптимизации, а х1, х2,...,хк - независимые переменные, которые можно варьировать при постановке эксперимента. При проектировании буровых растворов в качестве параметра оптимизации принимается функция коэффициентов нелинейности раствора в трубе п(р) и затрубном пространстве п(а). Для достижения полноты характеризации объекта вводятся также ограничения на остальные технологические параметры раствора.
Поскольку исследование процесса ведется при неполном знании механизма явлений, естественно считать, что аналитическое выражение целевой функции неизвестно, в связи с чем ее приходится представлять в виде уравнения регрессии, коэффициенты которого на-
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\
№ 10 \\ октябрь \ 2010
Полисахаридные буровые растворы
АПС ИБРВТС БПГМБР ЭГПБР БПГСБР БПСУБР
рецептуры вар. 1 вар. 2 вар. 3 рецептуры
Рис. 1. Типы полисахаридных буровых растворов с вариантами рецептур
ходятся на основании экспериментальных данных. Для учета синергетических эффектов между компонентами раствора рассматривается полиномиальный вид уравнения регрессии. Так, для к варьируемых факторов это уравнение записывается в виде полинома второй степени:
^Ь00...0+Ь10...0Х1+Ь01...0Х2+".+Ь00...1Хк+ + Ь11...0Х1Х2+...+Ь00..Л1Хк-1Хк, (1)
где Ь1112,1к, 11=0,1, 1=1,...,к - искомые коэффициенты уравнения регрессии, Y - определяемая функция. На основе матрицы планирования эксперимента составляется и уравнений (1), в которых неизвестными являются коэффициенты Ь1112. 1к, определяемые на основании экспериментальных данных методом наименьших квадратов. Для оптимизации состава бурового раствора при заданном интервале свойств необходимо решить обратную задачу - по модели (1) определить такое содержание компонентов раствора, чтобы его технологические параметры попадали в заданный интервал,а критерий оптимизации принимал минимальное значение. Обратная задача решается методом перебора с малым шагом точек факторного пространства, отображенного в единичный гиперкуб, с минимизацией коэффициентов нелинейности внутри колонны и в затрубном пространстве.
WWW.NEFTEGAS.INFO
Регулирование свойств буровых растворов в процессе строительства скважины производится путем их химической обработки, включающей в себя как введение тех или иных реагентов, так и весь комплекс физико-химических воздействий, обеспечивающих получение буровых растворов с заданными характеристиками. Для расчета количественного состава химической обработки раствора предлагается производить двукратное решение обратной задачи - нахождения состава раствора по фактическим и проектным значениям технологических параметров с последующим пересчетом процентного содержания компонентов раствора на объем циркуляции.
Задача проектирования технологических параметров буровых растворов относится к классу обратных физико-химических задач, связанных с минимизацией критерия отклонения результатов расчета от данных натурного эксперимента, которые предполагают значительный объем вычислений, обеспечивающих, тем не менее, достаточно низкую точность. Поэтому актуальными являются разработка и реализация алгоритмов решения задач этого класса с использованием современных вычислительных технологий,таких как параллельные вычисления на высокопроизводительных многопроцессорных вычислительных системах (суперкомпьютерах).
Рис. 2. Разделение технологических параметров по процессорам многопроцессорной ВС
\\ ^-технологии \\ 19
Для эффективной организации вычислительного процесса при решении поставленной задач предложена модель распараллеливания, объединяющая три подхода:
1) использование внутреннего параллелизма задачи;
2) распараллеливание по экспериментальным данным;
3) распараллеливание численных методов решения обратной задачи.
Экспериментальная база при моделировании технологических параметров по-лисахаридных буровых растворов включает материал по различным буровым растворам, для которых составляется несколько вариантов рецептур и проводится серия повторных экспериментов (более 150 независимо рассчитываемых задач - рис. 1) [2].
Таблица 1. Коэффициенты уравнений регрессии
Коэфф-т Ь00000 b10000 b01000 b00100 b00010 b00001 b11000 b10100
Р 1,088 0 0,002 0,014 0,03 0 -0,001 0,001
ф600 45,66 4,59 10,71 2,13 8,12 -6,07 0,02 0,33
ф300 32,35 3,01 8,80 1,27 6,14 -4,02 0,02 0,18
<р100 20,58 1,38 6,36 0,65 4,16 -1,93 -0,02 0,09
ср3 6,70 -0,18 2,75 0,1 1,53 -0,47 -0,25 -0,10
УВ 41,31 4,26 11,92 0,87 6,99 -6,77 1,55 0,69
СНС-10сек 36,44 -0,51 13,42 0,61 5,30 -1,81 -1,28 -0,61
СНС-10мин 51,55 -1,2 18,16 1,60 6,90 -3,21 -2,14 -1,35
ПФ 9,89 -1,04 -0,33 -0,38 1,61 2,93 0,31 -0,16
МВТ 14,62 -0,01 -0,81 0,79 14,62 0 -0,26 0,01
рН 8,01 -0,03 0 0,02 -0,52 0 -0,01 -0,05
ПВ 13,30 1,58 1,90 0,85 1,97 -2,04 -0,01 0,15
Дне 91,22 6,83 33,04 1,99 20,00 -9,46 0,14 0,11
Коэфф-т b10010 b10001 b01100 b01010 b01001 b00110 b00101 b00011
Р 0 0 0,001 0,004 0 0 0 0
ф600 1,91 -0,67 -0,68 1,97 -0,12 0,36 -0,58 -1,25
ф300 1,27 -0,39 -0,45 1,63 -0,22 0,36 -0,33 -0,73
ф100 0,93 -0,06 -0,33 1,23 0,07 0,37 -0,15 -0,24
ф3 0,30 0,05 -0,20 0,48 -0,03 0,06 -0,07 -0,09
УВ 2,93 -1,26 -1,02 4,28 -2,58 0,65 -1,23 -1,98
СНС-10сек 1,24 -0,12 -1,00 1,34 0,01 0,33 -0,24 -,05
СНС-10мин 1,07 -0,30 -1,71 0,35 0,22 0,32 -0,57 0,31
ПФ -0,41 0,18 -0,12 -0,32 -0,03 0,06 -0,14 0,73
МВТ -0,01 0 -0,79 -0,81 0 0,79 0 0
рН -0,02 0 -0,08 0 0 -0,01 0 0
ПВ 0,64 -0,27 -0,22 0,33 0,09 0 -0,24 -0,52
Дне 3,03 -0,60 -1,1 6,24 -1,51 1,75 -0,44 -0,99
Рис. 3. Декомпозиция расчетной области при решении обратной задачи оптимизации состава бурового раствора
\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕШТЕГАЗ \\
№ 10 \\ октябрь \ 2010
Таблица 2. Проектные значения технологических параметров ИБРВТС
Параметр Р УВ ДНС ПФ СНС-10с СНС-10м
от 1120 40 90 4 30 45
до 1140 50 130 6 50 70
Таблица 3. Рассчитанное оптимальное количество варьируемых компонентов ИБРВТС
Фактор Крахмал,% Биополимер, % Утяжелитель, %
Значение 0,8 0,3 5
Таблица 4. Сравнение рассчитанных значений технологических параметров с экспериментально полученными
Параметр Р УВ ПВ ДНС ПФ СНС-10с СНС-10м
Эксперимент 1130 33,4 10,5 57,5 12,0 24,0 36,0
Расчет 1130 32,5 11,6 64,7 11,1 24,3 36,3
Рассматриваемая задача обладает также внутренним параллелизмом, который заключается в построении математической модели независимо для разных технологических параметров, поскольку на основании корреляционного анализа те из анализируемых параметров, которые обладают высокой степенью корреляции по отношению к другим, можно исключить из рассмотрения как не содержащие дополнительной информации об объекте исследования (рис. 2). Наконец, решение обратной задачи для рассматриваемого объекта сводится к циклическому решению множества прямых задач, что создает основу для эффективного использования принципа геометрического параллелизма, который заключается в декомпозиции расчетной области по числу процессоров многопроцессорной ВС (рис. 3). На основе разработанных параллельных алгоритмов были составлены программные комплексы Gidroal (расчет кинетических параметров реакции гидроалюминирования олефинов) и Ор^'т (оптимизация состава полиса-харидных буровых растворов). Произведен вычислительный эксперимент на суперкомпьютере МВС-100К Межведомственного суперкомпьютерного центра РАН.
Программный комплекс, реализующий с использованием технологии последовательных и параллельных вычислений построение математической модели технологических параметров буровых растворов, оптимизацию их состава и оперативное управление их свойствами (Ор^'т 1.0), написан на языке про-
граммирования С++ с использованием интерфейса передачи сообщений MPI и протестирован для разработанного в ООО «БашНИПИнефть» ингибирующего полисахаридного бурового раствора [2]. Варьируемыми факторами здесь являются концентрации трех компонентов раствора: стабилизатора (С), биополимера (Б) и регулятора плотности (У), а оптимизируемыми свойствами - плотность раствора (p), условная вязкость (УВ), показатель фильтрации (ПФ), статическое напряжение сдвига через 10 секунд и 10 минут (соответственно, СНС-10сек и СНС-10мин) и pH, а также пластическая вязкость (ПВ), динамическое напряжение сдвига (ДНС) и показатели нелинейности внутри колонны и в затрубном пространстве (соответственно, n(p) и n(a)) как функции показателей вискозиметра Fann при частоте вращения 3, 100, 300 и 600 об/ мин (соответственно, ф3, ф100, ф300 и ф 600). Также исследовалось воздействие возможной наработки глинистой фазы на структурно-реологические и фильтрационные показатели, влияние температурного фактора(Т)при режимах 23, 45, 650С. В качестве модельной глины был взят малоколлоидальный куганак-ский глинопорошок (К=43%). Математическая модель рассматриваемого процесса имеет полиномиальный вид (1) со следующими значениями коэффициентов (табл. 1). Для экспериментальной проверки адекватности построенных моделей на их основании произведена оптимизация состава ИБРВТС с последующим измерением свойств раствора полученной рецептуры (табл. 2-4).
Графическое сравнение рассчитанных значений технологических параметров при разной концентрации варьируемых компонентов и температуре с экспериментальными данными показано на рис. 4.
Проверка адекватности полученных математических моделей на основе критерия Фишера показала, что погрешность модели не выходит за рамки погрешности лабораторного эксперимента [3]. Разработанный программный продукт успешно прошел промысловые испытания при строительстве скважин на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть». Была произведена поинтервальная химическая обработка бурового раствора с учетом рекомендаций, полученных программно. Так, при отклонении фактических значений технологических параметров раствора от проектных (табл. 5) была получена рекомендация по количеству добавляемых при химической обработке раствора компонентов (табл. 6).
Результаты проведенных расчетов соответствуют известным эмпирическим представлениям о воздействии на технологические параметры полисахарид-ных буровых растворов: во-первых, для увеличения плотности раствора в него необходимо ввести карбонатный утяжелитель, во-вторых, для снижения структурно-реологических характеристик раствора необходимо уменьшить концентрацию высокомолекулярных реагентов путем разбавления раствора технической водой, в-третьих, для уменьшения водоотдачи раствора в него необходимо ввести крахмальный реагент-стабилизатор и/
Рис. 4. Сравнение рассчитанных значений технологических параметров ИБРВТС с экспериментальными данными (точки - эксперимент, поверхности - расчет):
а) зависимость условной вязкости от содержания глинистой фазы и температуры;
б) зависимость пластической вязкости от содержания глинистой фазы и температуры;
в) зависимость динамического напряжения сдвига от содержания глинистой фазы и температуры;
г) зависимость водоотдачи от содержания глинистой фазы и крахмала
или карбонатный утяжелитель. При этом рассчитан количественный состав химической обработки ИБРВТС в процессе строительства скважины для восстановления технологических параметров раствора до проектных значений, включающий добавку как реагентов, влияющих на технологические параметры раствора (крахмал,
биополимер, карбонатный утяжелитель), так и остальных компонентов раствора для поддержания их необходимой концентрации. С учетом полученных рекомендаций была произведена химическая обработка ИБРВТС, благодаря которой технологические параметры раствора были восстановлены до проектных значений.
На основании полученных результатов был сделан вывод о том, что полученные рекомендации позволили значительно сократить время на химическую обработку раствора в условиях буровой, а также сэкономить дорогостоящие химические реагенты, что привело к повышению технико-экономических показателей бурения скважин на месторождениях ОАО АНК «Башнефть». В настоящее время разработка новых составов растворов в лаборатории сектора промывочных жидкостей и борьбы с осложнениями осуществляется с применением математических моделей свойств этих растворов и данных по оптимизации их состава с приложением программного комплекса по оперативному управлению их свойствами в процессе бурения. Разработанный программный продукт планируется внедрить в работу ООО «Башнефть-Геострой» и обеспечить им все буровые бригады с целью оперативного управления технологическими параметрами бурового раствора непосредственно в процессе строительства скважин. Программа Ор^'т 1.0 зарегистрирована в Федеральной службе по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам РФ (Свидетельство о государственной регистрации № 2010615359).
Таблица 5. Фактические и проектные значения технологических параметров раствора ИБРВТС
Параметр Р УВ ДНС ПФ СНС-10с СНС-10м
Фактические значения 1093 59 148,5 9,2 58,4 81,4
Проектные значе- от 1120 40 90 4 30 45
ния до 1140 50 130 6 50 70
Таблица 6. Рекомендованный состав химической обработки раствора ИБРВТС
Компонент, ед. изм. Вода, м3 Крахмал, кг Биополимер, кг Утяжелитель, т Бакте-риц., кг Поли-глик., кг КС1, т ПАВ, кг ГКЖ, кг
Кол-во 30 896 0 8 30 890 1,5 648 30
Литература:
1. Ермаков С.М. и др. Математическая теория планирования эксперимента. М. Наука, 1983.
2. Клеттер В.Ю. Эффективность применения ингибирующих буровых растворов при строительстве скважин на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть» // Мат. I научно-технической конференции молодых ученых-специалистов ООО «Башнефть-Геопроект». Уфа, 2009. Т.1, с. 147-150.
3. Клеттер В.Ю., Линд Ю.Б., Ахматдинов Ф.Н., Гилязов Р.М., Мулюков Р.А. Применение информационных технологий для управления параметрами буровых растворов в процессе строительства скважин// Нефтяное хозяйство. №10,2009. С. 49-51.
Ключевые слова: полисахаридные буровые растворы, оптимизация состава, химическая обработка раствора, синерге-тический эффект, минимизация критерия отклонения расчета от эксперимента, параллельные вычисления
КАЛРНЛАРК международные
|лп; |(чпг и выставки и конференции
www.mioge.ru по нефти и газу
PETR4TECH 2010
18-я КАЗАХСТАНСКАЯ МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА И КОНФЕРЕНЦИЯ «НЕФТЬ И ГАЗ»
6 — 9 октября 2010 Алматы, Казахстан
9-я МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА И КОНФЕРЕНЦИЯ
31 октября — 3 ноября 2010 Нью Дели, Индия
Ö
TUROGE
Approved
6
OGU
10-я ТУРЕЦКАЯ МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА И КОНФЕРЕНЦИЯ «НЕФТЬ И ГАЗ»
16 — 17 марта 2011 Анкара, Турция
15-я УЗБЕКИСТАНСКАЯ МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА И КОНФЕРЕНЦИЯ «НЕФТЬ И ГАЗ»
17 - 19 мая 2011 Ташкент, Узбекистан
MANGYSTAU OIL & GAS
5-я КАЗАХСТАНСКАЯ РЕГИОНАЛЬНАЯ ВЫСТАВКА «НЕФТЬ, ГАЗ, ИНФРАСТРУКТУРА МАНГИСТАУ»
2 — 4 ноября 2010 Актау, Казахстан
TGCÖ
2-й МЕЖДУНАРОДНЫЙ ГАЗОВЫЙ КОНГРЕСС ТУРКМЕНИСТАНА
1 — 2 июня 2011 Аваза, Туркменбаши, Туркменистан
2-я казахстанская региональная конференция по нефтегазовым технологиям
Approved Event
2 — 3 ноября 2010 Актау, Казахстан
и
CASPIAN OIL & GAS
18-я АЗЕРБАЙДЖАНСКАЯ МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА И КОНФЕРЕНЦИЯ «НЕФТЬ И ГАЗ КАСПИЯ»
7 — 10 июня 2011 Баку, Азербайджан
ОСТ
15-я МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ
«НЕФТЬ И ГАЗ ТУРКМЕНИСТАНА»
17 - 19 ноября 2010 Ашхабад, Туркменистан
Approved Event
О
MIOGE
11-я МОСКОВСКАЯ МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА «НЕФТЬ И ГАЗ»
21 — 24 июня 2011 Москва, Россия
piM!^
SEA 5
5-я АЛЖИРСКАЯ МЕЖДУНАРОДНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ НЕДЕЛЯ
28 ноября — 2 декабря 2010 Оран, Алжир
6
RPGC
ОРГАНИЗАТОРЫ
9-й российский нефтегазовый конгресс в рамках выставки «нефть и газ»
21 - 23 июня 2011 Москва, Россия
ITE LLC МОСКВА Тел.: +7 (495) 935 7350 +7 (495) 788 5585 oil-gas@ite-expo.ru
ITE
ITE GROUP PLC Тел.: +44(0) 207 596 5000 oilgas@ite-exhibitions.com
