Методы оптимизации режима бурения

Введение

Для достижения максимально эффективного и безаварийного бурения при проектировании и строительстве нефтегазовых скважин возникает необходимость правильного подбора параметров и режима бурения, а также предупреждения и устранения возможных геологических осложнений в процессе бурения.
В реферате описаны пути оптимизации гидравлических программ бурения глубоких нефтяных и газовых скважин. Установлена необходимость перехода от традиционно используемых стандартных типоразмеров бурильных труб диаметром 127 мм к новым типам бурильных труб – диаметром 139,7 мм с замками типа double shoulder. Показаны преимущества применения таких труб: снижение суммарных гидравлических потерь в трубах и кольцевом пространстве на величину 30-60 %, увеличение прочности бурильной колонны по телу трубы на 10 %, увеличение жёсткости труб на 36 %, что повышает устойчивость к синусоидальному и спиральному изгибу.
Представлено решение некоторых задач оптимизации процессов бурения нефтяных скважин на основе методов роевого интеллекта. Рассматривается задача подбора оптимальных параметров при бурении нефтяных скважин для расчета максимально возможной скорости бура. В указанном исследовании применяется эвристический алгоритм серых волков для оптимизации параметров модели, на основе которой происходит процесс бурения. Вторая из решаемых проблем - оптимизация спускоподъемных операций, в данном случае используется другой эвристический алгоритм - алгоритма светлячков.


1. Оптимизация процесса бурения на основе техникотехнологических и геолого-геофизических параметров

Оптимизация процесса бурения является основной задачей в ходе инженерно-технологического сопровождения строительства и реконструкции скважин.
Теория выбора оптимальных решений была разработана в 50-е гг. прошлого века профессором В.С. Федоровым. Она базируется на сочетании параметров, влияющих на показатели бурения. Параметры выбираются с условием возможности их изменения с поста управления бурильщика: 1) осевая нагрузка на долото — G; 2) частота вращения долота — n; 3) количество бурового раствора — Q; 4) свойства бурового раствора (удельный вес γ, условная вязкость T, напряжение сдвига θ, показатель фильтрации B). Сочетание между показателями G, n, Q, γ, T, θ и B дает возможность получать наиболее высокую рейсовую скорость vр, а также необходимые качественные показатели бурения (при данной технической вооруженности буровой). Такое эффективное сочетание параметров, используемых в ходе углубления скважины, называется оптимальным режимом бурения [1].
В период 1960—1980-х гг. отечественными исследователями Л.А. Шрейнером, А.А. Погарским, П.Ф. Осиповым, Е.К. Юниным были разработаны различные методы поиска оптимальных режимов бурения, такие, как экспертные, физическое моделирование, аналитические [2—4].
В первом десятилетии ХХI в. Исследователь С.В. Синев в своих работах приходит к ряду следующих выводов:
1. Степенная модель бурения, v anxGy, разработанная В.С. Федоровым и его учениками, утратила свое значение из-за использования колонны УБТ значительной длины и долот высокой паспортной нагрузки.
2.Модели современного бурения в виде зависимостей v(G, n) и v(G) имеют трехступенчатую форму.
3.В турбинном бурении используется единственная первая ступень зависимости v(G).
4.Трехступенчатые зависимости v(G, n) в роторном бурении претерпевают изменения по различным причинам: из-за несоответствующей длины колонны УБТ; кавернозности ствола скважины; по не установленным причинам [5].
Анализируя работы 50—70-х гг. XX в., начала XXI в., посвященные оптимизации процесса бурения скважин, можно составить представление о развитии методов исследования технологического процесса от единичного моделирования элемента (например, работы зубца или определенного типа долота) к комплексному, системному решению проблемы. Это связано с усложнением технологии бурения скважин, повышением проходки на долото, внедрением раздельного сервиса, новыми методами исследовательской работы.
Работа современных исследовательских центров основывается на достижениях научной мысли, сформировавшихся в 70—90-е гг. XX в. Перспективным научным направлением является синергетика (от греческого synergetikos — совместный — согласованно действующий). Новая парадигма формируется на основе идей немецкого физика, профессора университета в Штутгарте Г. Хакена. Синергетика является междисциплинарным направлением научных исследований процессов, происходящих в открытых, неустойчивых (диссипативных) системах под действием случайных отклонений (флуктуаций). Синергетика устанавливает общие закономерности перехода от хаоса к порядку и обратно в сложной системе, состоящей из множества различных подсистем. Синергетика базируется на феномене самоорганизации открытых сложных систем под воздействием постоянного поступления внешней энергии, согласованности (когерентности) протекающих процессов в этой системе, нелинейности происходящих процессов (фазовых переходов), возрастающей сложности подсистем и их объединении в целое с новыми свойствами, которыми не обладает отдельно взятая подсистема [8, 9].
Управление открытой неустойчивой (диссипативной) системой, состоящей из множества различных и разнообразных подсистем, возможно на основе изменения небольшого числа параметров порядка и управляющих параметров данной системы [8, 9]. Управляющими параметрами (макроуровень системы) являются физические величины (изменение нагрузки, концентрации реагента, разности температур и др.). Параметрами порядка (микроуровень системы), как правило, являются нематериальные величины (фазовый угол, амплитуда волны и др.). Критерием выбора параметра порядка является особое свойство данной величины скачкообразно изменять состояние подчиненной подсистемы. В синергетике неустойчивое состояние системы — основное условие генерации новой ценной информации, так как это приводит к нарушению симметрии физикохимического процесса. Наличие параметров порядка и принципа подчиненности в синергетических системах позволяет сжимать большое количество информации, описывающей данную систему [8, 9].
С 2000-х гг. в зарубежных и отечественных нефтедобывающих и сервисных компаниях создаются инжиниринговые центры по поддержке технологических операций, оптимизации бурения и заканчивания скважин. Особенностью данных центров является междисциплинарный подход к решению производственных проблем. В составе междисциплинарных групп работают различные специалисты: буровики, геологи, геофизики, геомеханики, специалисты по телеметрии, разработке месторождений и др.
Процесс бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин может быть отнесен к синергетическим системам, так как обладает свойствами, присущими открытым неустойчивым (диссипативным) системам. Исследования научно-производственных проблем с позиции синергетики позволят лучше понимать природу и закономерности физикохимических процессов, происходящих в скважине при ее бурении, для прогнозирования тенденций, контроля и управления ходом работ. Объектом исследований становится динамическая геолого-техническая система, состоящая из различных подсистем: геологической, геомеханической, технико-технологической, гидродинамической. Междисциплинарный подход нацелен на решение проблем, находящихся на стыках различных профессиональных дисциплин, таких, как бурение, геология, геофизика, геомеханика, петрофизика, разработка месторождений.
Используя синергетический подход, можно сказать, что развитие динамической геолого-технической системы в процессе бурения может происходить под воздействием следующих управляющих параметров: нагрузки на долото (G), т; частоты вращения ротора или ВЗД (n), об/мин; плотности бурового раствора, кг/м3; его условной вязкости (T), с.; количества бурового раствора, подаваемого на забой (Q), л/с; давления буровых насосов в линии манифольда, (pн „), атм; вибрации бурильного инструмента в 3 плоскостях (g), Гц; затрубного динамического давления (pзд), атм. Зависимость механической скорости от управляющих параметров может быть представлена следующим образом:
v = f(G, n, , T, Q, pн, pзд, g)
Соотношения между управляющими параметрами G, n, , T, Q, pн, pзд, g, при которых достигаются значения механической скорости, предусмотренные в проектной документации и рабочих программах, являются оптимальными для данного геологического разреза. Снижение или увеличение механической скорости будут отрицательно сказываться на предупреждении осложнений, износе элементов буровых насосов, ВЗД, долот, оплате работы буровой бригады при опережении сроков строительства в условиях раздельного сервиса.

2

. Технологические и методические решения по оптимизации гидравлических условий бурения

Строительство нефтяных и газовых скважин является сложным многоэтапным технологическим процессом с применением специального оборудования и различных технических средств. Независимо от геолого-физических условий бурения, заканчивания и последующей эксплуатации скважин, завершенное строительством горно-техническое сооружение должно обеспечить длительную, эффективную и эколога- чески безопасную разработку углеводородных залежей на различных стадиях — начальной, основной, поздней и завершающей.
Достижение такого высокого уровня совершенства буровых работ связано с решением трех ключевых технологических проблем:
—создание долговременного технически надежного канала, связывающего углеводородную залежь с поверхностью;
—сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов и селективная гидроизоляция их от водо- или газонасыщенных пород;
— формирование гидродинамически совершенной конструкции забоя.
Пути решения этих промысловых задач на этапах бурения скважин до кровли продуктивных отложений и заканчивания различны, но подчинены одной цели — повышению качества работ и снижению их стоимости.
Отечественный и зарубежный опыт показывает,что основные показатели широко применяемого способа репрессионного бурения скважин существенно снижаются с ростом глубин и аномальности геологопромысловых условий природного и техногенного происхождения [1, 2].
Решающее влияние на качественные и техникоэкономические показатели строительства скважин в этих условиях оказывают нестационарные процессы гидродинамического и физико-химического взаимодействия технологических жидкостей (буровых, тампонажных, специальных) с комплексом вскрываемых бурением горных пород приствольной и призабойной зон различной проницаемости, механической прочности, химической активности. Следствием этих процессов является большинство встречаемых в скважине осложнений: поглощения, газонефтепроявления, межпластовые перетоки, осыпания и обвал стенок скважины, уменьшение диаметра ствола (сужение) и кавернообразование. К факторам, осложняющим гидравлическое состояние скважин, относится действующее на забой и стенки ствола дифференциальное давление (репрессия, депрессия), величина которого при покое скважины определяется гидростатическим давлением столба жидкости, а при производстве различных операций — суммой гидростатического и гидродинамического давлений виброволнового характера [1,3].
Величины и амплитудно-частотные характеристики изменения давлений в скважине остаются в подавляющем большинстве случаев для исполнителей работ неизвестными, несмотря на то, что они играют превалирующую роль в технологии буровых работ. Если к отмеченному добавить, что произвольно формирующейся при бурении на буровых растворах приствольный кольматационный слой и фильтрационная корка на стенках отличаются низкими изолирующими характеристиками, то становится понятной тенденция снижения эффективности современных технологий, основанных на репрессионном способе бурения скважин и бессистемном подходе к разработкам новых методических и технологических решений [1].
Как показывают исследования последних лет, основные перспективы повышения качества и эффективности буровых работ связаны с системными подходами и разработками, направленными на исключение негативных факторов снижения показателей строительства скважин, а не их последствий. А поскольку причиной большинства осложнений, нарушающих технологию строительства скважин, являются процессы гидромеханического и физико-химического взаимодействия вскрываемого бурением комплекса горных пород с буровыми и тампонажными растворами, частичное снижение или полное исключение влияния этих процессов на качество и эффективность буровых работ является ключевой задачей, успешное решение которой поднимает технологию бурения и заканчивания скважин на более высокий уровень развития.
Накопленный за последнее десятилетие в этой области научный и промысловый опыт показывает, что нелинейный рост показателей строительства скважин во все более осложняющихся геолого-промысловых условиях связан с методами регулирования и контроля технического состояния ствола (герметичности и прочности) в процессе бурения [1, 3]. Повышение герметичности ствола в интервалах газоводонефтенасыщенных пластов с АВПД и АНПД с различным типом коллекторов и размерами фильтрационных каналов, не превышающих 0,2-10-3 м, достигается методом кольматацин проницаемых стенок ствола гидромониторными струями глинистых и тампонажных растворов на глубину до 25-10-3 м в процессе или по еле вскрытия их бурением. Изоляцию высокопроницаемых поглощающих пластов проводят методами тампонирования с применением высокоструктурированных паст, закупоривающих наполнителей, твердеющих смесей с регулируемыми свойствами и оптимальными режимами нагнетания их в изолируемую зону.
Контроль герметичности и гидромеханической прочности открытого ствола в интервалах проницаемых и низкой прочности горных пород проводится опрессовками через герметизированное устье или с помощью пакеров многоразового использования. Величина контрольного давления опрессовки рассчитывается с учетом ожидаемых геолого-технических условий проведения конкретных технологических операций в скважине.
Первостепенными задачами первого этапа строительства скважины до кровли продуктивной толщи являются скорость бурения и качество формируемого ствола, технические показатели которого обеспечивают гидродинамически оптимальные условия бурения и возможность применения эффективных буровых технологий как в совместимых, так и несовместимых геолого-промысловых условиях. Это достигается в тех случаях, когда ствол скважины и вскрываемые бурением проницаемые пласты изолируются друг от друга настолько, что при производстве технологических операций не возникают нестационарные процессы гидродинамического и физико-химического взаимодействия системы скважина — п пластов. То есть эта система с гидродинамически непредсказуемым состоянием и поведением, характерным для сложных объектов трубной и подземной гидравлики, становится гидродинамически прогнозируемой, состояние и поведение которой определяется законами трубной гидравлики.
Как показывает промысловый опыт, эффективная гидроизоляция скважины от комплекса проницаемых пород (исключение — интенсивно поглощающие пласты) достигается совмещением процессов бурения и кольматации ствола гидромониторными струями глинистого раствора. При применении оптимальных режимов гидромониторной обработки формируемый в приствольной зоне кольматационный экран толщиной (15...25)*КГ-3 м повышает гидромеханическую прочность ствола до градиента горного давления и снижает коэффициент приёмистости проницаемых пород до 0,01-10-2 м3/(с-МПа) и менее при действии репрессий. А также выдерживает действие депрессий 2...4 МПа в терригенных коллекторах и 3...5 МПа в карбонатных.
Такие гидроизолирующие характеристики кольма- тационного экрана позволяют реализовать при бурении скважины до кровли продуктивных отложений ряд важных в технологическом отношении эффектов.
1. Оптимизировать гидромеханический процесс разрушения горных пород снижением дифференциального забойного давления до пластового и менее на 1,5...2,5 МПа. Это приведет к росту скорости механи ческого бурения в 1,7...2,2 раза и проходки на долото на 25...30%.
2.Предупредить осложнения, связанные с частичными поглощениями (до 20 м3/ч) буровых и тампонажных растворов, газонефтеводопроявлениями, ка- вернообразованиями, дифференциальным прихватом инструмента и обсадных колонн.
3.Совместить бурение смежных интервалов с аномальными геолого-физическими условиями.
4.Упростить и облегчить проектную конструкцию скважин за счет сокращения числа промежуточных технических колонн.
5.Исключить заколонные флюидопроявления и межпластовые перетоки.
При заканчивают скважин (второй этап строительства, включающий первичное и вторичное вскрытие газонефтенасыщенных пластов, крепление эксплуатационной колонной и освоение объектов эксплуатации) гидромеханическое упрочнение приствольной зоны скважины (комплекса флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи) позволяет успешно решать следующие промысловые задачи, определяющие качество и эффективность буровых работ [1]:
1.Сохранить природные коллекторские свойства продуктивных пластов.
2.Долговременно изолировать продуктивные пласты от посторонних флюидонасыщенных пластов.
3.Предупредить заколонные проявления при цементировании эксплуатационной колонны и .межпластовые заколонные перетоки.
4.Закончить скважину открытой конструкцией забоя, совершенной по характеру и степени вскрытия.
5.Сократить сроки работ по освоению и вводу скважин в эксплуатацию.
6.Продлить сроки безводной добычи углеводородов и снизить темп обводнения добываемой продукции.
Отмеченные технологические эффекты, как свидетельствуют результаты внедрения этих разработок (метод опрессовки ствола на герметичность и прочность стенок, гидромониторной кольматации приствольной зоны интервалов проницаемых пород и тампонирования поглощающих и водопроявляющих пластов) на нефтегазовых месторождениях Башкортостана, Красноярского и Краснодарского краев, Оренбургской и Тюменской областей, Татарстана, приводят к росту основных качественных и техникоэкономических показателей строительства скважин в 1,7...2,5 раза по сравнению с традиционно применяемыми технологиями бурения репрессионным способом.
В общем комплексе работ по внедрению системных решений на разрабатываемых месторождениях нефти и газа основным является адаптация их к конкретным геолого-промысловым условиям