Разработка нефтегазовых месторождений и бурение скважин имеет весьма тесную связь. Особенно это важно для месторождений, разрабатываемых на гравитационном режиме. Таким образом, существует баланс между зенитным углом скважины и ее длиной. При разработке Ярегского месторождения термошахтным способом технологические операции осуществляются в нефтяной шахте, при этом информация о процессе бурения с шахты поступает с помощью съемных флеш-носителей в виду отсутствия интегрированной передачи данных с подземных станов бупения на поверхность. В свою очередь это определяет некоторые трудности при контроле за процессом бурения и последующей разработки блоков. Таким образом, в настоящее время актуальной задачей является разработка методик, позволяющих оперативно проводить оценку качества бурения подземных скважин, от качества и скорости бурения которых всецело зависит добыча тяжелой нефти. При этом положительные результаты применения термошахтного способа разработки должны обеспечивать цифровизацию основных производственных цепочек.
В статье представлена информация, направленная на изучение следующих особенностей подземного бурения при разработке Ярегского месторождения тяжелой нефти на гравитационном режиме:
- обзор применяемых современных буровых подземных станков;
- обзор различных компоновок, используемых в подземном бурении;
- возникающие эллипсы неопределенности при подземном бурении различными системами направленного бурения;
- зависимость между силой сигнала и длиной скважины при подземном бурении;
- магнитная восприимчивость при подземном бурении;
- применение различных датчиков в телесистеме при бурении;
- зависимость реакции инструмента при бурении;
- зависимость температуры по стволу скважины;
- влияние профиля (зенитного угла) на изменение дебита нефти;
- разработка дополнительных возможностей.
В настоящее время при бурении нефтяных месторождений с помощью нефтяных шахт используются следующие подземные станки подземного бурения:
Данные станки предназначены для нефтяных шахт и имеют модульное исполнение, используют различные системы направленного бурения со следующими характеристиками:
1. Система направленного бурения DGS
- точность по зенитному углу ± 0,1 град;
- точность по азимуту ± 0,5 град.
2. Cистема направленного бурения DDMS
- точность по зенитному углу ± 0,1 град;
- точность по азимуту ± 0,5 град.
3. Система направленного бурения СНБ89
- точность по зенитному углу ± 0,25 град;
- точность по азимуту ± 1 град.
Используя формулу (1) для расчета возможных отклонений как по зенитному углу и азимутальному углу при использовании представленных характеристик систем направленного бурения отклонения в зависимости от длины скважины составят (таблицы 1- 2).
где L – длина скважины, м
α – угол скважины (зенит, азимут), град
При бурении данными подземными станками формируется системный файл, с помощью специализированного программного специализированного прораммного обеспечения. Фрагмент системного файла представлен на рисунке 2.
Рисунок 2 – Фрагмент системного файла бурения DGS
Объем данного файла зависит от длины скважины, интервал записи точек составляет 3 м и фиксируется программой при сохранении точки специалистом по бурению скважин.
Предпосылками для разработки алгоритмов послужили опытно-промышленные работы на нефтяной шахте №3 в блоке 2Т-4 по испытанию модернизированной одногоризонтной системы длинными скважинами (до 800 м). Актуальность создания методики обусловлена ведением авторского сопровождения по контролю за реализацией проектных решений. В настоящее время методика прошла полную апробацию разработанных алгоритмов (компьютерной программы) на реальных скважинах в общем количестве 96 штук (более 50 тыс. м бурения). Основной задачей разработанных алгоритмов являлось выявление фальсификации данных и разработки рекомендаций для проведения адресных контрольных замеров траекторий подземных скважин блока 2Т-4.
Так, например, одним из косвенных признаков качества бурения является закон изменения силы сигнала телесистемы от длины скважины, который фиксируется программным обеспечением (рисунок 3).
Рисунок а)
Рисунок б)
Рисунок 3 – Изменение силы сигнала по длине скважины а) корректное поведение силы сигнала б) некорректное поведение силы сигнала
Как видно из рисунка 3 в случае, если сигнал равен сигналу на устье скважины как в случае с вариантом б), то траектория данной скважины должна вызывать вопросы у контролирующих отделов. При корректном варианте сила сигнала должна убывать при приближении к забою подземной скважины как на рис. 3 а).
Следующим критерием, по которому можно судить об отсутствии проблем при бурении, является магнитное влияние. Как правило, магнитное влияние по стволу скважины остается стабильной ввиду отсутствия дополнительных магнитных помех, например, железа.
Использование абсолютного значения вектора напряженности естественного магнитного поля Земли в качестве анализируемого параметра связано с фактом отсутствия лишнего «металла» при бурении скважины. При таких условиях регистрируемое значение напряженности постоянно на всей протяженности скважины, кроме устьевых точек, где может оказывать влияние металл обвязки, подземной крепи и т.д. По Ярегскому месторождению, согласно анализа фактических данных, напряженность естественного магнитного поля Земли составляет 0,56 ед. Если регистрируемая напряженность естественного магнитного поля отличается от этой величины, требуется анализ возможных причин. Это может свидетельствовать о сближении траектории с уже пробуренной и обсаженной скважиной, либо об фальсификации данных (рисунок 4).
Рисунок а)
Рисунок б)
Рисунок 4 – Магнитная восприимчивость по длине скважины а) корректное поведение сигнала б) некорректное поведение силы сигнала
Как видно из рисунка 4 б) произошло отклонение точек на забое скважины, что может свидетельствовать о наличии металла в пласте, либо фальсификации данных.
Также во время бурения случаются поломки, требующие ремонта системы направленного бурения. Если ремонт осуществлен за период времени, существенно короткий – ремонта не было – фальсификация. Например, по одной из скважин при анализе данных наблюдалось следующее:
- на глубине 663 м была выявлена смена телесистемы за промежуток времени 00:19:49. Однако, опираясь на фактические данные работы буровых подрядчиков данный интервал времени не позволяет успеть поднять колонну данной длины, разобрать и собрать компоновку, спустить колонну и бурить дальше. Поэтому, разработанная методика также позволяет оперативно находить и выделять интервалы, в которых наблюдается противоречащее поведение инструмента.
Согласно принципов пространственного управления траекторией скважины при бурении с использованием забойных двигателей, изменение положения отклонителя (toolface) должно приводить к закономерному изменению зенитного угла и азимута. Так, при положении отклонителя в 0 или 180 градусов интенсивность изменения зенитного угла максимальна, а интенсивность изменения азимута – минимальна. Обратная картина при положении отклонителя в 90 и 270 град – изменение азимута траектории происходит наиболее интенсивно с минимизацией изменений по зенитному углу. То есть, интенсивность изменения зенитного угла в зависимости от положения отклонителя подчиняется косинусоидальному закону (cos(0)=- cos(180)=1, cos(90)=cos(270)=0), а интенсивность изменения азимута – синусоидальному (sin(0)=sin(180)=0, sin(90)=-sin(270)=1). Получим абсолютную величину реакции по зенитному углу и по азимуту соответственно по следующим формулам:
На рисунках 5 и 6 приведено сопоставление графиков «реакции» инструмента для двух скважин. Максимальная интенсивность изменения зенитного угла и азимута принята равной 1 град/м. Как видно из рисунка 5 -наблюдается хорошая связь между положением отклонителя и изменением зенитного угла и азимута. Траектория скважины была признана удовлетворительной. На рисунке 6 наблюдается картина аномальной реакции инструмента. Практически отсутствует связь между изменением положения отклонителя и изменением траектории скважины. Как показал проведенный контрольный замер, траектория скважины была фальсифицирована.
С увеличением протяженности скважины сила сигнала забойной телесистемы линейно снижается (рисунок 3). Изменение температуры, как правило, также придерживается определенного линейного тренда — она либо возрастает с глубиной, либо снижается. Максимальный уровень падения/увеличения линейного тренда составляет более 10%, в среднем около 40 % (в зависимости от протяженности скважины). Это значение получено на основе анализа показателей 96 скважин. Но, даже предельное 10% снижение уровня тренда позволяет выявлять аномальные участки для силы сигнала или температуры на которых не соответствует общему тренду. Такие участки могут свидетельствовать о наличии замеров на несоответствующих глубинах, вплоть до фальсификации замеров в лабораторных условиях.
Но, следует отметить, что фактические показания сильно разнятся по абсолютной величине, имеют «срывы», «скачки», связанные с технологическими особенностями канала связи. Для приведения к общему базису значения возможно нормировать по максимальному значению на устье, и применить какой-либо из амплитудных фильтров. В качестве аппарата фильтрации возможно применить медианный фильтр. Как показывает практика, ширины окна в 3 замера уже достаточно, для исключения таких помех.
Для выявления аномалий отфильтрованные нормированные показания сравниваются с теоретическим рассчитанным трендом по формуле:
Для контроля соответствия фактической траектории и проектной применяется отдельное сопоставление проекций по вертикали и латерали. Данный способ не является оптимальным, так как он позволяет проводить только дифференциальную оценку расхождения по отдельным проекциям, по которым затруднительно определить выход проектной траектории за допустимый коридор в случае криволинейной проектной траектории.
Для оценки расхождения траекторий возможно применять интегральный параметр, который будет включать влияние и зенитного угла, и азимута. Например, таким параметром может служить геометрическое расстояние от одной траектории до другой, определенное по их пространственным координатам. Под расстоянием понимается минимальная длинна перпендикуляра, опущенного из текущей точки проектной траектории до фактической траектории при условии представления фактической траектории в виде кусочно-линейной кривой (рисунок 8).
Рисунок 8 – График геометрического расстояния между пространственными траекториями по скважине
Как видно из рисунка 9, пространственное расхождение между фактической и проектной траекторией по рассмотренной скважине превысило допустимую величину на интервале от 50 до 70м и может быть забракована.
Анализ системного файла бурения также позволяет проводить расчет механической скорости бурения и пространственного искривления (рисунок 9 – 10).
Как отмечалось ранее при гравитационном режиме при низком пластовом давлении профиль скважины является определяющим при разработке продуктивного пласта. Таким образом для оценки фактического профиля скважины по сравнению с фактическим также разработан алгоритм, позволяющий определять коэффициент замедления потока. Чем извилистее траектория, тем труднее при прочих равных условиях флюиду перемещаться по стволу скважины от забоя к устью – возможно образование застойных зон, гидравлических пробок и т.п. В такой постановке, траектория будет обладать своей «скоростной характеристикой» - величиной, характеризующей сложность прохождения флюидом того или иного участка траектории.
Так как скорость движения потока жидкости в рассматриваемых шахтных условиях напрямую зависит от гравитационных сил (пластовое давление сопоставимо с атмосферным), то в первом приближении для оценки скоростной характеристики можно принять модель равноускоренного движения материальной точки из состояния покоя под действием силы тяжести от забоя до устья скважины. Приняв траекторию линейной между точками замеров получим:
На рисунке 11 приведена вертикальная проекция одной их подземных скважин Ярегского месторождения, а на рисунке 12 – ее скоростная характеристика. Несмотря на соответствие фактической траектории проектной в пределах допуска 2 м (рисунок 11), скоростная характеристика фактической траектории на участке 30 – 400 м хуже. Присутствуют участки резкого ускорения и замедления потока, что будет способствовать образованию застойных зон твердой фазы. Несмотря на более значительную работу гравитационных сил (перепад высоты по фактической траектории больше проектной на 15%) только у устья (интервал 0-30м) скоростная характеристика достигает проектной и превышает ее.
В процессе выполнения работы необходимо сформулировать следующие выводы:
1. Представленные алгоритмы прошли апробацию на реальных подземных скважинах в процессе выполнения работ по авторскому сопровождению шахтного блока 2Т-4.
2. Разработанные алгоритмы полностью компьютеризированы.
3. Учитывая выявленные проблемы по строительству подземных скважин рекомендуется:
- ранжировать пробуренные скважины различных длин за весь период применения систем направленного бурения;
- собрать базу данных и выполнить комплексный анализ всех исходных системных файлов бурения и буровых журналов и оценить потери добычи нефти;
4. Разработанная методика способна адресно указывать на проблемные скважины, тем самым, рекомендуя выполнить контрольный замер на факт отхода траектории от проектной, а также обнаружения фактов недобуривания скважин.
5. Разработанная программа подана на регистрацию в Федеральный институт промышленной собственности и предназначена для анализа регистрируемых параметров систем направленного бурения DGS, применяющейся при строительстве скважин на высоковязкую нефть в шахтных условиях с целью проверки качества проводки скважин и снижения вероятности фальсификации замеров пространственного положения ствола скважины. На основе комплексного анализа регистрируемых телесистемой параметров программой в автоматическом режиме формируется отчет в формате MS Word с выводами о качестве проводки скважины и интервалах возможной фальсификации. Также программа позволяет оценивать изменения потенциальных дебитов скважины в зависимости от траектории. Программа имеет удобный интерфейс для просмотра исходных данных в виде графиков и таблиц. Может применяться недропользователями в качестве инструмента входного контроля качества проводки скважин буровыми подрядчиками при условии достоверности и корректности системных файлов бурения.
