Ключевые слова: изобретение, локализация, интеграция, гидроканал, телесистема, бурение, скважина, нефть, газ, импортозамещение, канал связи, мнемоника, диагностика, каротаж.
Современные технологии наклонно направленного бурения нефтегазовых скважин требуют высокой точности управления траекторией, а также оперативности при принятии решений по корректировке технологических режимов. В этих условиях особенно ценными становятся данные, которые можно получить непосредственно в ходе бурения и использовать для прогнозирования свойств вскрываемых пород до получения результатов каротажа в реальном времени (LWD).
Одним из наиболее недооцененных информативных источников таких данных являются вибрационные нагрузки, регистрируемые элементами КНБК (компоновки низа бурильной колонны): пульсатором, инклинометром, гамма-модулем, резистивиметром, наддолотным модулем, датчиками вибраций в элементах питания. Качественная интерпретация их значений позволяет не только повысить информативность процесса бурения, но и минимизировать риск аварий за счет контроля динамической нагрузки на КНБК [2], обеспечив при этом максимально возможную скорость проходки для конкретных граничных условий: имеющихся ресурсов буровой установки, состава КНБК, рецептуры промывочной жидкости, геологических особенностей будущей скважины и траектории ствола.
Источники и анализ вибрационных данных в процессе бурения
Общие положения
Вибрации, возникающие во время бурения, являются следствием взаимодействия долота с горными породами, динамики бурильной колонны и состава КНБК. Практически все элементы современных телесистем оснащены датчиками, способными регистрировать параметры вибраций в реальном времени.
В своей работе мы использовали данные телесистемы SureShot (APS Technology) с модулем гамма-каротажа и резистивиметрии, которая в настоящий момент проходит локализацию и глубокую модернизацию на одном из импортозамещающих предприятий нашей страны [6].
В базовой версии телеметрического комплекса параметры вибраций могли быть получены с забоя только с датчиков инклинометра, который имеет удаленность от забоя порядка 12–18 метров. Однако послерейсовый анализ данных из памяти каждого компонента телесистемы показал перспективность дальнейшего развития этого направления исследований.
В первую очередь нас интересует модуль волновой резистивиметрии (WPR), который расположен ближе к долоту и ВЗД (винтовому забойному двигателю) или РУСу (роторно-управляемой системе). Здесь мы сразу наблюдаем два различных пути развития технологии, так как с использованием ВЗД у нас добавляется направленный режим бурения, при котором компоновка находится без вращения внутри выбуренного интервала ствола скважины. Большое количество инцидентов, связанных с прихватами [3], возникает как раз в связи с отсутствием должного контроля этой операции. В чем наша методика также может быть полезной.
Получение в режиме реального времени на поверхности мнемоник вибраций с наддолотных модулей может дать еще больше информации для анализа, однако на данном этапе рассматривать это оборудование мы не будем в связи с отсутствием технических средств для подобного рода испытаний.
Текущее исследование заключается в изучении полученных осевых, латеральных и крутильных вибраций (а также шоковых – максимальных кратковременных – значений) и сопоставление текущих режимов бурения с состоянием призабойной зоны в граничных условиях реальных скважин.
Методы анализа вибраций
Система SureShot позволяет регистрировать вибрации с разрешением до 0,1g RMS (среднеквадратичное значение ускорения), что дает возможность выявлять даже небольшие изменения забойных условий. Однако эти данные передаются на поверхность через гидравлический канал связи с задержкой порядка 1–2 минут, что не позволяет немедленно корректировать режимы бурения. Тем не менее такое отставание дает возможность произвести нормализацию данных, исключить экстремальные значения и убедиться, что получаемые значения характеризуют именно режим бурения конкретной породы, а не технический отказ КНБК. Что в определенных случаях тоже весьма полезно.
Для интерпретации данных применяются методы спектрального анализа, вейвлет-преобразования, машинное обучение и искусственные нейронные сети, что позволяет выявлять характерные паттерны, связанные с литологическими изменениями и динамическим состоянием КНБК [10].
Определяя закономерности, вибрационные параметры становятся важным инструментом диагностики состояния забоя, сигналом о смене буримого пласта и позволяют принимать решения еще до получения данных каротажа, то есть дохождения каротажных датчиков в интересующий нас интервал.
Корреляция вибраций с литологией и предварительная интерпретация геологического разреза
Связь вибраций с литологией
Физико-механические свойства пород – прочность, абразивность, упругость – оказывают существенное влияние на характер взаимодействия долота с пластом и, следовательно, на уровень и характер вибраций.
· Песчаники и известняки вызывают выраженные высокочастотные вибрации;
· Глинистые породы снижают амплитуду колебаний КНБК;
· Чередование пластов приводит к скачкообразному изменению графиков отображения вибрационных нагрузок.
Система SureShot внутри себя позволяет регистрировать эти изменения с высокой частотой дискретизации – до 400 событий в секунду, что дает возможность производить детальный анализ перехода между литологическими границами. Тем не менее в связи с ограничениями в объеме передаваемых данных решение этой задачи требует существенной модернизации кодирования потока информации, передаваемого с забоя, а также наличия эталонных значений обрабатываемых зависимостей.
Практическое применение
Для реализации такого подхода необходимо наличие базы данных вибрационных сигнатур различных пород, которая строится на основе исторических данных бурения и результатов каротажа [5]. На ее основе создаются шаблоны, используемые в реальном времени для сравнения с текущими, менее подробными, показаниями телесистемы [7].
Это позволяет:
1. Уточнить геолого-технические разрезы;
2. Заблаговременно подготовиться к изменению режима бурения по геологическим причинам;
3. Заблаговременно подготовиться к изменению режима бурения для увеличения скорости проходки в изменяющихся условиях;
4. Мониторить состояние КНБК и на ранней стадии предупреждать о потенциальных инцидентах, падении производительности породоразрушающего инструмента или ВЗД;
5. Предотвратить выход из строя элементов КНБК по причине превышения допустимых условий эксплуатации [4].
Оптимизация режимов бурения на основе вибрационной диагностики
Режимы бурения и безопасность
Оптимальный режим бурения должен одновременно обеспечивать:
· Максимальную скорость проходки;
· Прогнозируемый износ долота и КНБК;
· Отсутствие аварийных ситуаций.
Таким образом, вибрационные параметры играют существенную роль в мониторинге состояния забоя и КНБК. Они позволяют своевременно выявлять признаки потери устойчивости бурильной колонны, заклинивания и других нежелательных явлений. Пороговые значения вибраций, установленные для конкретной конструкции КНБК и условий бурения, служат основой для потенциального автоматического регулирования веса на долоте, оборотов ротора и расхода бурового раствора [8, 9]. А предиктивный анализ этих значений на этапе планирования скважины позволит подобрать более эффективный набор оборудования для конкретных условий и задач.
Автоматическая обработка вибрационных данных на устье скважины
Для полноценного использования диагностического потенциала вибраций необходимо обеспечить непрерывную оперативную обработку информации, поступающей в декодер телеметрического комплекса, сторонним наземным программным обеспечением [9].
В рамках данной работы проходит процедура патентования алгоритма и его адаптация к реальновременным данным бурения, который позволяет:
· Обрабатывать значения и характер вибраций в реальном времени в объеме доступном для передачи данных пульсатором телесистемы с гидравлическим каналом связи, без значимого ухудшения информативности от других датчиков измерительного комплекса;
· Сравнивать получаемые данные с эталонными профилями;
· Формировать рекомендации по изменению технологических параметров:
1. скорректировать нагрузку на долото;
2. изменить частоту вращения бурового инструмента;
3. скорректировать расход промывочной жидкости.
Кроме того, система может сигнализировать о необходимости смены КНБК, если вибрационная активность указывает на технические неполадки оборудования или ее необратимое приближение к максимально допустимым паспортным значениям.
Заключение
Использование вибрационных данных, регистрируемых телесистемой, открывает новые возможности при строительстве скважин.
Это позволяет:
1. Получать уточненные данные о литологии;
2. Поддерживать безопасные условия бурения;
3. Увеличивать механическую скорость проходки;
4. Снизить риск аварий и простоев.
Особое значение приобретает возможность немедленной программной обработки информации о вибрациях на устье скважины, что делает возможным автоматическую коррекцию параметров бурения и оперативное принятие решений в критических ситуациях.
В условиях импортозамещения и необходимости локализации технологий, разработка и внедрение собственных алгоритмов обработки вибрационной информации является актуальной задачей для отечественной нефтегазовой отрасли.
Литература
1. Живаева, В.В. Импортозамещение и тенденции в современном ННБ / В.В. Живаева, С.А. Лукьянов // Инженер-нефтяник. – 2024. – № S5. – С. 62-65. – EDN ROHQKY.
2. Лукьянов, С.А. Анализ инцидентов при проводке скважины с горизонтальным окончанием / С.А. Лукьянов, А.Г. Косырев, В.И. Евсеев // Ашировские чтения. – 2024. – Т. 2, № 1 (16). – С. 282-292. – EDN ATBCAA.
3. Лукьянов, С.А. Разработка алгоритма построения модели вероятности возникновения прихвата с использованием методов машинного обучения / С.А. Лукьянов, Е.О. Игнатьева, И.И. Гусманов // Ашировские чтения. – 2024. – Т. 2, № 1 (16). – С. 89–94. – EDN UZWIVJ.
4. Живаева, В.В. Минимизация сломов КНБК и повышение скорости проходки при бурении нефтегазовых скважин / В.В. Живаева, С.А. Лукьянов // Нефтегазовое дело. – 2023. – Т. 21, № 5. – С. 53–59. – DOI 10.17122/ngdelo-2023-5-53-59. – EDN QKZXFH.
5. Лукьянов, С.А. Оценка характера и уровня вибраций при бурении скважин Ковыктинского КГМ телесистемами с гидравлическим каналом связи / С.А. Лукьянов, В.В. Живаева // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2021. – № 11 (347). – С. 12–14. – DOI 10.33285/0130-3872-2021-11(347)-12-14. – EDN CTJDDS.
6. Лукьянов, С.А. Особенности развития индустрии забойной электроники / С.А. Лукьянов, В.В. Живаева // Бурение и нефть. – 2021. – № 7–8. – С. 57–59. – EDN OVLLYU.
7. Zhivaeva, V. V. New Reality of Directional Drilling Services During Production Decline and Coronavirus Pandemic / V. V. Zhivaeva, S. A. Lukyanov // Economic Systems in the New Era: Stable Systems in an Unstable World / Editors: Svetlana Igorevna Ashmarina, Jakub Horák, Jaromír Vrbka, Petr Šuleř. – Cham: Springer Nature, 2021. – P. 133–139. – DOI 10.1007/978-3-030-60929-0_18. – EDN KGSYOQ.
8. Никитин, В.И. Моделирование выноса частиц шлама на участке горизонтальной скважины в программном комплексе ANSYS Fluent с учетом вращения бурильной колонны и параметров реологической модели Гершеля-Балкли / В.И. Никитин, Н.Д. Бурахин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2023. – № 2 (362). – С. 32–36. – DOI 10.33285/0130-3872-2023-2(362)-32-36. – EDN HKSBYA.
9. Никитин, В.И. Моделирование потока буровой промывочной жидкости при обтекании замковых соединений бурильных труб в программном комплексе ANSYS / В.И. Никитин, Н.Д. Бурахин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2023. – № 4 (364). – С. 11–15. – DOI 10.33285/0130-3872-2023-4(364)-11-15. – EDN XDQKDX.
