image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 11 2016

Бурение

01.11.2016 10:00 Модели бурения in situ
Статья посвящена вопросу выбора физической модели бурения, получаемой в процессе бурения, т. е. модели in situ – менее затратной, информативной, удобной в эксплуатации и режиме реального времени. Рассматриваются существующие методы физического и математического моделирования, включая аналитические и статистические. Целью настоящей работы является перевод в категорию in situ ранее разработанной физической модели, получаемой в процессе бурения. Рассматривается развитие математических (аналитических и статистических), физических (механическая удельная энергия, гидромеханическая удельная энергия) и других моделей бурения. Анализируется формирование и развитие модели бурения in situ, в том числе в противопоставлении тесту drill-оff как конкурирующей физической модели, применяемой для оптимизации параметров бурения. Приводится история развития и совершенствования зависимости скорости бурения от нагрузки на долото и обосновывается линейность зависимости скорости от частоты вращения. Обе зависимости входят в модель бурения для оптимизации процесса, а в ситуации возможности формирования их на буровой площадке – в модель бурения in situ. Как пример приводятся 2D- и 3D-модели бурения in situ, построенные на реальных скважинах. Последний раздел посвящен реализации моделей бурения in situ при выборе параметров бурения и наилучших долот. В частности, выбраны параметры нагрузки до ограничения критической зоны, частота в полном объеме имеющихся частот, одно долото, лучшее по проходке, и три – лучшие по скорости бурения с превосходством над серийными от 60 до 300 %. По результатам анализа делается вывод, что модель бурения in situ – весьма доступная физическая модель экспериментального направления, вполне пригодная для визуальной оптимизации непосредственно на буровой и в режиме реального времени – в поддерживающем офисе.
Ключевые слова: порода, шарошечное долото, PDC-долото, глубина бурения, модель бурения, нагрузка на долото, частота вращения, очистка забоя.
Ссылка для цитирования: Синев С.В. Модели бурения in situ // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 11. С. 41–49.
Открыть PDF


С переходом на вращательное бурение в начале ХХ в. совершались попытки установления модели бурения для оптимизации его параметров, типа долот и т. д. в целях удешевления процесса строительства скважины. Моделирование осуществлялось в физическом (экспериментальном) и несколько позже в математическом (аналитическом и статистическом) направлениях. Одним из первых сформулировавших модель в виде зависимости механической скорости бурения от нагрузки на долото и частоты его вращения V(G, n) был
В.С. Федоров (1942). Зарубежные специалисты отдают первенство J.W. Speer (1958). Родоначальниками аналитических моделей принято считать E.M. Galle и H.B. Woods (1963). A.T. Bourgoyne Jr. и F.S. Young Jr. (1974) усовершенствовали математическое моделирование за счет статистической обработки данных ряда пробуренных скважин «подходом к оптимальному бурению множественной регрессией…». Их метод неоспорим и совершенствуется вот уже 40 лет.
R. Теаlе (1965) считается основателем экспериментального моделирования с механической удельной, а затем и гидравлико-механической удельной энергией. Как в отечественной практике, так и за рубежом используется большое количество физических моделей, выполняющих ту или иную задачу. Последним из числа зарубежных моделей можно считать тест drill-оff (1995).

Целью настоящей работы является перевод в категорию in situ ранее разработанной менее затратной физической модели, получаемой в процессе бурения. Актуальность работы заключается в том, что модель бурения in situ можно эксплуатировать непосредственно на буровой, выбирая параметры бурения, а также в режиме реального времени по согласованию с офисом поддержки. Новизна модели состоит в том, что она определяется непосредственно в процессе бурения скважины в 2D или 3D, полностью готовая к анализу.

 

Модели процесса бурения

Модели процесса бурения в виде зависимости механической скорости бурения от нагрузки на долото и частоты его вращения V(G, n) были сформулированы В.С. Федоровым к 1942 г. (c рукописной диссертацией 1942 г. можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина).
В 1958 г. J.W. Speer первым предложил всеобъемлющий способ определения оптимальных методов бурения. На основании исследований и опыта бурения он сформулировал эмпирические зависимости, отражающие закономерности работы долот, рассчитал номограммы по выбору оптимальных параметров режима бурения для долот и пород различных типов [1].

В настоящее время модели бурения различают по методам их получения (аналитика, статистика и эксперимент) и использования (статистический учет или применение в режиме реального времени).

По мнению [2], родоначальниками аналитических моделей принято считать E.M. Galle и H.B. Woods. Они представили работу, способствовавшую прорыву в технологии бурения в аспекте оптимизации [3]. Необходимые условия для оптимальной нагрузки определяются с помощью классического вариационного исчисления с действующими ограничениями в виде интегральных уравнений. Предположения E.M. Galle и H.B. Woods, применяемые к любой операции оптимизации, базировались на трех основных уравнениях: скорости бурения, скорости износа вооружения долота и срока службы подшипников, соответственно. В этих уравнениях фактор абразивности учитывается коэффициентом буримости породы. Вместе с коэффициентом бурового раствора эти факторы являются функциями типа долота, гидравлики, бурового раствора и породы. Таким образом, были созданы эмпирические соотношения влияния нагрузки на долото, частоты вращения и разрушения породы, износа вооружения – на скорость бурения, износа зубцов и срок службы подшипников.

В 1963 г. E.M. Galle and H.B. Woods предложили методы для определения: наилучшего сочетания постоянной нагрузки на долото и частоты его вращения; лучшей постоянной нагрузки для любой частоты вращения и лучшей постоянной частоты вращения для любой заданной нагрузки [4]. Для каждой из процедур они рассмотрели восемь случаев с учетом комбинаций долотных зубцов и стойкости подшипников и предела скорости бурения экономичной стойкости долота. Авторы также предложили эмпирические уравнения воздействия нагрузки на долото, частоты вращения и изнашивающей способности породы –
на скорость бурения, скорость износа зубцов и срок службы подшипника.

К эмпирическим моделям автор [5] относит и модель T.M. Warren (1987) идеальной очистки забоя. Модель в целях прогнозирования скорости бурения имеет ограничения, поскольку разработана для мягких пород. Она коррелирует скорость бурения, нагрузку на долото, частоту его вращения, твердость породы и диаметр долота [6]. Тем не менее модель совершенной очистки важна, поскольку она является отправной точкой для получения модели несовершенной очистки.

Модель несовершенной очистки построена на предыдущей, также состоящей из модифицированной ударной силы струи и свойств промывочной жидкости, учитывающей удаление шлама. Уравнение показывает постоянный переход от образования шлама к его удалению в качестве определяющего фактора скорости бурения. Изменения расстояния гидромониторной насадки от забоя определяются в уравнении размером долота.

Коренной перелом в математическом моделировании процесса бурения произвели A.T. Bourgoyne Jr. и F.S. Young Jr. (1974) статистической обработкой данных 25 пробуренных скважин «подходом к оптимальному бурению множественной регрессией…».

Основное уравнение этой модели состоит из восьми подфункций, имеющих значительное влияние на скорость бурения V:

 

V = f1f2f3f4f5f6f7f8,

 

где f1 – эффект прочности (твердости) породы; f2 – эффект глубины и плотности (сжатия) породы; f3 – влияние порового давления; f4 – эффект перепада давления; f5 – эффект диаметра долота и нагрузки на него; f6 – эффект частоты вращения долота; f7 – эффект износа зубьев долота по увеличению проходки; f8 – эффект ударной силы гидравлической струи долота. Эти восемь суб-
уравнений полностью описывают математическую модель процесса бурения [7]. Авторы предложили использовать модели скорости проходки бурения и выполнили анализ множественной регрессии для выбора оптимизированных параметров бурения. Они применили формулу минимальной стоимости, показывая, что максимальная скорость проходки может совпадать с минимальными затратами, если опущены технические ограничения.

Спустя 40 лет по-прежнему ведутся исследования и разработки этой одной из наиболее всеобъемлющих моделей, рассматривающей влияние глубины, характеристики разбуриваемой породы, размер долота, механические факторы процесса бурения (нагрузка на долото и частоты вращения) и свойства бурового раствора, что позволяет корректировать каждую из численных (статистических) моделей путем подгонки коэффициентов перед множественным регрессионным анализом. Оригинальная модель A.T. Bourgoyne Jr. и F.S. Young Jr. (1974) позволяет вносить изменения, добавляя больше функций для решения конкретных задач. Если автор [8] считает, что добавление крутящего момента будет иметь неоценимое значение, а включение транспортировки обломков в качестве функции в общий уровень проходки будет очень полезно, то изменения в [9] решают проблему оптимизации бурения в конкретной термоскважине, а в [10] – оптимизации бурения солевых куполов.

Здесь следует напомнить еще об одном переломном аспекте в моделировании вообще. E.L. Simmons (1986) одним из первых осуществил исследования по оптимизации в режиме реального времени бурения [11]. Сочетание современных технологий оптимизированного бурения с реальным временем почти всегда экономит время, повышает эффективность бурения, снижает возможность образования разрушительных последствий и в конечном счете уменьшает общие расходы на бурение. Передачу данных от, как правило, удаленного места бурения в поддерживающий офис и обратно стали осуществлять с самого начала нового тысячелетия.

В [12] приведены понятия механической удельной энергии (MSE), определенные R. Simon (1963) и R. Tealе (1965) как качественное соотношение между необходимым количеством энергии и разрушенным объемом породы в скважине. Тем не менее именно R. Теаlе считается основателем экспериментального моделирования [13], поскольку он вывел уравнение MSE. R. Тeale и сегодня популярен среди исследователей [14, 5]. Уравнение удельной энергии R. Тeale:

 

,

 

где Тor – крутящий момент; DIA – диаметр бурового долота.

Лабораторные тесты показали, что MSE остается относительно постоянной, независимо от изменения нагрузки на долото (WOB), частоты его вращения (RPM) или скорости проходки (ROP).

Когда долото работает с максимальной эффективностью, отношение энергии к объему разрушенной породы остается относительно постоянным. Эта связь используется в оперативном регулировании нагрузки на долото или частоты его вращения во избежание нарушения управляемости буровым процессом.

MSE использована для оценки эффективности бурения долотом (H. Rabia, 1985), анализа производительности бурения первой скважины (R.C. Pessier и M.J. Fear, 1992), а в последнее время –
как инструмент в режиме реального времени для максимизации скорости проходки и получения более объективной оценки эффективности бурения (D. Curry, H. Christensen, M. Fear, A. Govzitch, B. Huges, L. Aghazada, 2005; F.E. Dupriest, W. Keoderitz, 2005;
F.E. Dupriest, 2006). Показатели бурения часто ограничиваются факторами, которые бурильщик не контролирует и не может зафиксировать в документах.
F.E. Dupriest (2005) классифицирует факторы, определяющие скорость проходки, в двух категориях: факторы, снижающие эффективность, и факторы, ограничивающие подачу энергии. К трем основным причинам появления первой категории факторов относятся: сальникообразование на долоте, сальникообразование на забое и вибрации инструмента. Ограничить ввод энергии могут такие факторы, как эффективность очистки ствола, целостность ствола, номинальное дифференциальное давление движущегося раствора, ограничения частоты вращения и т. д.

Модель MSE служит оперативным инструментом для оптимизации скорости проходки и технического предела бурения. Механическая удельная энергия – это рассчитываемая работа, выполняемая в разрушении определенного объема породы.

За последние несколько лет для решения задач по управляемым системам были введены различные виды долот. Для оптимального использования этих долот в системах расчет эффективности бурения ведется по комплексной гидромеханической удельной энергии [15]. С увеличением глубины возрастает проблема эффективного использования имеющейся энергии [16]. Гидро-MSE (HMSE) охватывает как гидравлическую, так и механическую энергию. HMSE – количество энергии, необходимой для бурения единицы объема породы и удаления ее из-под долота.

По данным [17], W.C. Maurer, et al. (1969), D.A. Summers, et al. (1972), J.J. Koll (1999, 2000) представили удельную энергию, основанную исключительно на гидравлической энергии, доступной на струях гидромониторного долота. M.R. Isbell, et al. (1994) пришли к выводу, что гидравлическая конфигурация позволяет уменьшить удельную энергию.

Если надежные и подтвержденные модели доступны и могут быть использованы с данными реального времени, это дает возможность точно оценить величину гидромеханической удельной энергии бурения. Утвержденная модель может быть использована как инструмент для планирования и более точного определения эксплуатационных пределов эффективного использования долот. Такая модель будет иметь особое значение, когда установлена точка-долото или долото как штурвал поворотной системы.

По мнению автора [9], вся оптимизация завязана вокруг долота. Разрабатываемые модели предназначены для оптимизации процесса бурения, выбора наилучшего долота и достижения скорости в целях получения минимальной стоимости бурения [8]. И только один автор [5] считает, что окончательный выбор долота проводят на буровой. Инженер-технолог, по мнению [5], должен быть в состоянии правильно выбрать, управлять и оценивать долото.

К физическому (экспериментальному) моделированию относятся и [18] со всеми коэффициентами подобия, а также многие известные и малоизвестные модели бурения.

 

Модель бурения in situ

Исходя из практики бурения предпочтительно выбрать весьма доступную физическую модель экспериментального направления, устанавливаемую непосредственно в процессе бурения в промежутке времени t  0, чтобы установление зависимости скорости бурения от нагрузки на долото и частоты его вращения V(G, n) не отнимало времени от периода, запланированного на бурение. Модель бурения in situ (in situ – лат. «на месте события») – это модель, устанавливаемая в процессе бурения непосредственно на буровой площадке. Модель включает не только сочетания типа (модификации) долота и физико-механических свойств проходимых горных пород с учетом забойных условий, характеристик очищающего забой агента и т. д., но и состояния ствола скважины и компоновки бурильного инструмента. Выстраиваемая модель, с одной стороны, обобщает воздействие всех влияющих факторов на эффективность процесса бурения, с другой – конкретизирует степень этого воздействия отдельными параметрами.

Разработка модели началась в 1974 г. во ВНИИ буровой техники при модернизации стенда СВД-1000 (1000 атм) [19], специализированного в поддержке бурения Кольской сверхглубокой скважины СГ-3. В процессе модернизации был заменен привод стенда, все датчики давления – на электронные, датчик нагрузки изолирован от внешней среды. Но главное – был разработан датчик проходки с разрешающей способностью измерений 0,1 мм, который позволял снимать график зависимости скорости бурения V от любого задаваемого (исследуемого) параметра на 20–25 мм проходки при разбуривании кернового материала. Прежние графики зависимости (с колоссальным разбросом данных), на построение которых уходили месяцы, строились в течение нескольких часов. Дополнительно разработанный датчик скорости бурения в паре с двухкоординатным потенциометром выдавал готовый график зависимости 2D в формате А4, а компоновка, например, нескольких графиков зависимости V(G, n) при разных n давала V(G, n) в 3D.

Для бурения реальной скважины был изготовлен в нескольких экземплярах датчик проходки (рис. 1) с разрешающей способностью измерений перемещения рабочей трубы 1 мм. Один оборот датчика соответствовал 100 мм проходки долота. Датчик на время бурения устанавливался на тормозной шкив лебедки буровой установки. Нагрузка на долото фиксировалась датчиком, вмонтированным в систему гидравлического индикатора веса (ГИВ).

Началась изнурительная работа по построению моделей бурения in situ на буровых установках в ситуациях минимизации проходок, чтобы исключить дискомфорт буровой бригады, но и без искажения моделей. К 1984 г. было создано значительное число моделей бурения in situ на большом количестве строящихся скважин от Амдермы до Астрахани и Казахстана. Графики снимались в начале долбления, после наращивания инструмента и в обстановке эксцесса V как при роторном, так и при турбинном бурении. Оказалось, что для построения графика зависимости V(G) и V(G, n) достаточно проходки 0,2–0,3 м. Если Ю.Ф. Потапов и др. (1971), проанализировав модели бурения 16 авторов, в том числе отечественных (В.С. Федорова, Ю.Ф. Потапова и В.В. Симонова, Я.А. Гельфгата с соавторами, А.А. Погарского, а также Р.М. Эйгелеса с 15 своими моделями), сделал вывод, что единой модели не существует [20], то автор настоящей работы утверждает, что моделей бурения бесчисленное множество.

В 1985 г. была изменена тактика построения моделей бурения in situ. Съемка уже не занимала какого-либо времени бурения. Использовался известный способ выбора нагрузки на долото: когда оно нагружалось до максимально допустимого уровня, подача инструмента стопорилась и забой вырабатывался до остановки перемещения стрелки ГИВ. Эти перемещения, зафиксированные во времени, пересчитывались в некую условную V(G), т. е. в модель бурения in situ. Совмещением графиков, снятых на разных скоростях ротора, оформлялся 3D-график зависимости V(G, n).

Для получения зависимости в реальных единицах используется прямой метод – пошаговое нагружение долота с фиксированием скорости бурения. Или автоматическим регулятором подачи долота при подведении долота к забою задается конкретная скорость бурения, близкая к скорости предыдущего долбления, производится бурение до достижения предельно допустимой нагрузки. Изменения нагрузки, зафиксированные во времени, пересчитываются в скорость бурения. Наблюдения и пересчет ведутся компьютерными программами с выводом модели на монитор бурильщика, который может самостоятельно принять решение или переслать данные в поддерживающий офис.

Разработан также и ручной способ получения модели бурения in situ – съемка видеоклипа изменений показаний ГИВ и перемещения рабочей трубы на фотоаппарат с последующей покадровой расшифровкой.

Тест drill-оff

Тест drill-оff – конкурирующая физическая модель бурения – применяется для оптимизации таких параметров, как нагрузка на долото и частота его вращения [21]. Тест определяет процесс достижения максимальной скорости бурения и проводится каждый раз, когда в стволе работает новое долото, пласты породы перемежаются или заметно изменилась скорость бурения.

Предварительные шаги теста drill-оff:

1) перед началом теста необходимо убедиться, что долото установлено правильно, т. е. приработано;

2) бурильщик и персонал помощников должны общаться до начала испытания – вход блока сбора данных в интервале 1 с;

3) лифт основания долота – приблизительно 1 фут (0,3048 м); остановлены насосы и вращение – ждать 10 с;

4) запускаются насосы – ожидание 10 с;

5) запускается вращение – ожидание 10 с;

6) начать тест drill-оff.

Пример испытаний drill-off со следующими параметрами:

1) поддерживать каждую нагрузку на долото в течение 60 с;

2) скорость потока – 520 гал (32,81 л/с);

3) тип долота – 126-S.

Тест № 1: 120 мин-1; нагрузка на долото – 48; 36; 24; 18 килофунтов (около (21 773; 16 330; 10 886; 8155 кгс).

Тест № 2: 60 мин-1; нагрузка на долото – 48; 36; 24; 18 килофунтов.

Тест № 3: 90 мин-1; нагрузка на долото 48; 36; 24; 18 килофунтов.

Тест № 4: 90 мин-1; нагрузка на долото 24; 36; 48 килофунтов.

После завершения теста drill-оff выбираются нагрузка на долото и частота его вращения при условии лучшего уровня проходки. Вариации теста бурения отмечаются на ведущей бурильной трубе в однодюймовом сегменте (с захватом тормоза), измерения времени и веса осуществляются для каждого пробуренного дюйма. Испытание повторяют для нескольких различных значений частоты вращения, с тем чтобы найти оптимальную частоту.

 

Влияние нагрузки на долото и частоты его вращения на скорость бурения

Все разрабатываемые модели предназначены для оптимизации выбора наилучшего долота и, в основном, нагрузки на долото и частоты его вращения. Не является исключением и модель бурения in situ. В связи с этим целесо-
образно рассмотреть зависимости V(G) и V(n).

Большинство авторов приведенных выше моделей принимают степенную зависимость скорости бурения от нагрузки на долото с варьированием степени в широком диапазоне. На рис. 2а зависимость V(G), построенная в 1958 г.
Л.И. Шрейнером и др. по результатам исследования физико-механических свойств горных пород, близка к параболической [22]. По данным
Б.А. Жлобинского (1970), зависимость V(G) разворачивается в некую ступеньку (рис. 2б) [23]. По В.С. Федорову (1958), график зависимости развертывается в надежную ступеньку (рис. 2в) [24] с рассмотрением степени очистки забоя. По данным Л.А. Шрейнера (1968), зависимость V(G) и вовсе ступенчатая (рис. 2г) [25].

Стартовые параметры начала бурения В.С. Федоров выводит в область некоторого значения скорости проходки и нагрузки на долото (рис. 2в). Построение графика зависимости V(G) из начала координат, а также принятие нулевого значения за начало процесса бурения неверно [10, 26]. Нагрузка начала продвижения забоя определяет твердость породы в забойных условиях.

Конфигурация графика зависимости V(G) изменялась хронологически с проявлением специфических особенностей взаимодействия бурильного инструмента и скважины по мере исторического увеличения длины колонны утяжеленных бурильных труб (УБТ). К 1980-м гг.
длина тяжелого низа инструмента достигала 350 м, и в графике зависимости V(G), приведенном на рис. 2г, прибавилась еще одна ступень, после чего он стал окончательно трехступенчатым [27].

При бурении микродолотами 33 мм на стенде СВД-1000 с моделированием забойных условий глубокой скважины [18], долотами 94 мм и долотами 215,9 мм на стенде ЗиФ1200, а также долотами 215,9 мм на станках БСВ и 2СБШ-200 при бурении взрывных скважин глубиной 14–15 м зависимость V(G) линейна, начиная со стартовой нагрузки. В горнорудной отрасли, на карьерах Докучаевского флюсодоломитного комбината и Новотроицка, на карьерах Нарвского «Фосфорита» и «Эстонсланца» Кохтла-Ярве, на предприятиях Алмалыка в Узбекистане и Асбеста Свердловской области, где проводились исследования по отработке долот, установлена зависимость V(G), близкая к линейной. В глубоком бурении роторным способом в начале нагружения долота после стартовых значений до 6.10 кН зависимость V(G) также линейна. Затем, после потери тяжелым низом (УБТ) устойчивости, когда вся нагрузка на долото сосредотачивается поочередно на одной шарошке (лопасти PDC), процесс бурения активизируется (6–8.10 кН) в так называемом интервале нагрузок интенсивного роста скорости бурения (ИНИРСБ). При дальнейшем нагружении, когда ось долота «вгоняется» в соосность со скважиной, зависимость V(G) стабилизируется. Этот эффект обеспечивает превосходство реального бурения по скорости над стендовым. Эффект скачкообразности процесса (ступенчатость) в физике достаточно известен и обусловлен, как правило, его качественной трансформацией. Бурение скважин не исключение. Сам процесс бурения уникален тем, что при нагружении долота работа бурильного инструмента трижды претерпевает качественное изменение, определяемое по формированию трех ступеней в графике зависимости V(G) (рис. 3). И здесь хотелось бы сказать о линеаризации математических моделей при обработке в Excel и MATLAB, которые «выбрасывают» ступенчатое преимущество реальных моделей – моделей бурения in situ.

Эти области рассматриваются в [26] как эффект взаимодействия тяжелого низа бурильного инструмента со стенками скважины независимо от типа долота – PDC или шарошечного. Такую позицию разделяет и автор [28], считающий, что картину разрушения породы, наблюдаемую в лабораторных условиях, существенно искажают процессы, протекающие в скважине в бурильной колонне.

Что касается влияния частоты вращения долота на скорость бурения, трудно сомневаться в монотонности или даже линейности зависимости, поскольку для этого нет объективных причин (скорость разрушения, близкая к скорости распространения упругой волны, несопоставима со скоростями приложения нагрузки при бурении), за исключением разве что зашламления забоя и межзубцового пространства долота. На стенде СВД-1000 при всех моделируемых условиях глубокой скважины зависимость V(n) прямо пропорциональна [18]. По результатам промысловых исследований при электробурении с частотным регулированием Я.А. Гельфгат и А.В. Орлов получали прямо пропорциональную зависимость скорости бурения от частоты вращения долота [29], хотя авторы [2, 5, 8] считают, что такая линейность имеет ограничения в 100 мин-1.

Как отечественные, так и зарубежные оптимизаторы относятся к бурению скважин как к объекту своего «высокого» творчества. Не вдаваясь в суть проблемы, они создают модели, не отвечающие реалиям, и затем оптимизируют их, выявляя лучшие показатели, хотя со времен Ньютона проверка математической модели – это эксперимент. Не зная нюансов зависимости V(G), они линеаризируют ее. Частоту вращения ограничивают, потому что в 1958 г.
J.W. Speer ограничивал 100 мин-1. Меж тем в оптимальном режиме бурения при постоянной частоте вращения рабочей трубы, наблюдаемой на буровой площадке, за каждый ее оборот долото полностью останавливается (не вращается) и даже несколько откатывается обратно.

Оптимизацию моделей бурения in situ следует проводить по второму из трех способов D.C. Wilson и R.G. Bentsen (1972) на площадке стабилизации V между вторым и третьим ИНИРСБ. Этот интервал оптимизации минимизирует затраты на выбранном участке V(G, n) [30].

На рис. 4 приведена модель бурения нефтегазовой разведочной скважины № 51 «Восточно-Колвинская» Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции роторным способом долотом 190,5С-ГВ
на глубине 2039 м. Третья область стабилизации V (зеленый цвет) после второго ИНИРСБ определяет предельные возможности процесса бурения. Третий ИНИРСБ и последующая область стабилизации V (красный цвет) чреваты катастрофическим разрушением долота, в то время как бурение на втором ИНИРСБ и с предшествующей нагрузкой (желтый цвет) экономически нецелесообразно. Бурение разумнее вести в области после второго ИНИРСБ в диапазоне нагрузки на долото от 12 до 14.10 кН.
Дальнейшее улучшение процесса бурения находится в плоскости совершенствования породоразрушающего инструмента, но никак не в области повышения нагрузки на долото.

В качестве дополнительного примера можно привести модель бурения in situ при разгрузке части колонны УБТ 146 мм
длиной 200 м в каверне в той же скважине на глубине 1990 м (рис. 5). В этом случае график имеет ломаную поверхность, мало похожую на ступенчатую, которая тем не менее позволяет выбирать некую нагрузку на долото и частоту его вращения, обеспечивающие максимальную скорость бурения. Таким образом, выполняется «визуальная» оптимизация параметров бурильщиком. Здесь рекомендуется перейти на третью скорость ротора и внимательно следить за эксцессами скорости бурения.

 

Реализация моделей бурения in situ

На всех бурящихся скважинах, где проводилась съемка моделей бурения in situ, мгновенно выдавались рекомендации бурильщику по поддержанию оптимальной нагрузки на долото и частоты его вращения. Как эпизод проведена конкретная работа по выбору лучшего долота из сконструированных автором в сравнении с серийными.
В анализе рассматривались сначала 6, а затем 11 модификаций долот автора. Выбрано четыре долота. Первое, как и планировалось, превосходило серийные долота по проходке [31]. Второе превосходило серийные по скорости бурения на 60–80 % [32]. Третье, с отрицательным смещением осей шарошек, было изготовлено малой промышленной партией в память конструкторов, обнаруживших эффект превосходства над серийными долотами на 70 % по скорости бурения [33]. Четвертое долото проектировалось с запланированным высоким превосходством по скорости бурения [34].

На рис. 6а показано долото 215,9Т-ПВ-3Э, дающее увеличение скорости бурения на 300 %, на рис. 6б – усовершенствованная двухзамковая герметизированная опора такого долота для бурения нефтегазовых скважин. Система разрушения породы сколом на ближних к периферии венцах настолько эффективна, что снижает загрузку периферийного подшипника, позволяя использовать второй замковый и расширяя площадь уплотнения.

 

Заключение

Рассмотрено развитие математических (аналитических и статистических), физических (механическая удельная энергия, гидромеханическая удельная энергия) и других моделей бурения.

Сформирована модель бурения in situ с описанием ее развития. Конкурирующая физическая модель, применяемая для оптимизации параметров – тест drill-оff, – уступает модели бурения in situ по времени реализации, информативности и возможности использования в режиме реального времени.

Историческое развитие зависимости скорости бурения от нагрузки на долото обусловлено наращиванием колонны УБТ. Подтверждена линейность зависимости скорости бурения от частоты вращения долота. Эти зависимости принимаются за модель бурения, а в случае съемки их на буровой площадке – за модель бурения in situ. Таким образом, достигнута поставленная цель работы. Как пример приводятся 2D- и 3D-модели бурения in situ на реальных скважинах. Практическая значимость модели обусловлена возможностью для бурильщика получить мгновенную рекомендацию бурения либо использовать рекомендации из офиса поддержки в режиме реального времени.

Реализация моделей бурения in situ применялась в выборе как параметров бурения, так и наилучших долот. Выбраны одно долото, лучшее по проходке, и три долота, лучшие по скорости бурения, с превосходством над серийными от 60 до 300 %. По характеру износа опор последнего долота принято решение увеличить в нем количество замковых подшипников.



← Назад к списку


im - научные статьи.