Оперативное управление свойствами буровых растворов в

Современные технологии в управлении свойствами
буровых растворов для строительства скважин в
сложных горно-геологических условиях
Докладчик: Линд Юлия Борисовна
Управление проектирования строительства скважин
ООО «Башнефть-Геопроект»
Механизм управления технологическими
параметрами полисахаридных БР
Основные факторы, влияющие на первоначальные
технологические параметры буровых растворов:








попадание дополнительной твердой фазы различного химического
состава и дисперсности в виде шлама,
попадание минерализованной пластовой воды,
наработка в растворе измельченной до коллоидного размера
глинистой фазы и хемогенных горных пород,
температурное воздействие на структурно-реологические и
фильтрационные свойства,
механодеструкция высокомолекулярных соединений,
биодеструкция полисахаридных реагентов,
уменьшение концентрации химреагентов в растворе за счет их
адсорбции на частицах выбуренной породы и химических
превращений,
воздействие давления и цикличности процесса.
2
Механизм управления технологическими
параметрами полисахаридных БР
Способы воздействия на систему полисахаридного БР:
Желаемый результат
Действие
Увеличение плотности БР
Введение карбонатного утяжелителя
Снижение плотности
Разбавление БР
Увеличение структурнореологических параметров
Введение биополимера
Снижение водоотдачи
Повышение pH
Введение крахмала, КМЦ, ПАЦ и
карбонатного утяжелителя
Введение кальцинированной соды
Введение полиакриламидов, НТФ,
Снижение условной вязкости
лигносульфонатов или разбавление
и СНС
БР водой
3
Компьютерное моделирование и управление технологическими параметрами БР
Построение
математической
модели
свойств БР
Оптимизация
состава БР
при его
проектировании
Управление
свойствами БР
в процессе
строительства
скважины
4
Компьютерное моделирование и управление технологическими параметрами БР
Этап I
Построение
математической
модели
свойств БР
5
Построение математической модели
технологических параметров БР
Постановка задачи:
Имеется k компонент x1,…,xk (% мас.), составляющих буровой раствор.
В качестве выходных параметров рассматриваются n технологических
свойств бурового раствора Y1,…,Yn.
Требуется составить математическую модель свойств раствора Y1,…,Yn
для нахождения значений свойств раствора без проведения
дополнительных экспериментов;
Математическая постановка задачи:
Имеется k переменных x1, x2,…, xk, которые можно варьировать при
постановке эксперимента, и п дискретно заданных функций
ηi=φi(x1,x2,…,xk), i=1,...,n.
Требуется построить уравнения регрессии для функций ηi.
6
Построение математической модели
технологических параметров БР
Планирование эксперимента и построение уравнений
регрессии
Расположение точек
в факторном
пространстве
Уравнение регрессии для функций ηi=φi(x1, x2,…, xk):
i  b i  b i X 1  b i X 2  b i X k  b i X 1 X 2 
00...0
 bi
101...0
01...0
10...0
00...1
11...0
X 1 X 3  ...  bi X k 1 X k , i  1,...,n.
00...11
Формула для нахождения коэффициентов bi1 i2 i3i (k=3):
bi i i
12 3
1 N i i i
  X 1u X 2u X 3u yu , i1  i2  i3 .
N u 1
1
2
3
7
Построение математической модели
технологических параметров БР
Программная реализация:
Тестирование программы:
Программа тестирована на ИБРВТС (ингибирующий буровой раствор с высокой
транспортирующей способностью).
Варьируемые факторы ИБРВТС:





содержание стабилизатора – крахмала (С),
содержание биополимера (Б),
содержание регулятора плотности (У),
температура (Т),
содержание глинистой фазы (КГП).
Моделируемые свойства ИБРВТС:










плотность БР (),
показания вискозиметра Fann (φ600, φ300, φ100, φ3)
условная вязкость (УВ),
пластическая вязкость (ПВ),
динамическое напряжение сдвига (ДНС),
показатель фильтрации (ПФ),
статическое напряжение сдвига через 10 сек и 10 мин (СНС-10сек, СНС-10мин),
показатели нелинейности внутри колонны и в затрубном пространстве (n(p), n(a)),
водородный показатель (рН),
количество коллоидной фазы (МВТ).
8
Построение математической модели
технологических параметров БР
Программная реализация: коэффициенты модели
9
Построение математической модели
технологических параметров БР
Программная реализация: коэффициенты модели
   1,088  0,002 X 2  0,014 X 3  0,03 X 4  0,001 X 1 X 2  0,001 X 1 X 3  0,001 X 2 X 3  0,004 X 2 X 4 ;
 600  45,66  4,59 X 1  10,71 X 2  2,13 X 3  8,12 X 4  6,07 X 5  0,02 X 1 X 2  0,33 X 1 X 3  1,91 X 1 X 4  0,67 X 1 X 5  0,68 X 2 X 3  1,97 X 2 X 4 

 0,12 X 2 X 5  0,36 X 3 X 4  0,58 X 3 X 5  1,25 X 4 X 5 ;
 300  32,35  3,01 X 1  8,8 X 2  1,27 X 3  6,14 X 4  4,02 X 5  0,02 X 1 X 2  0,18 X 1 X 3  1,27 X 1 X 4  0,39 X 1 X 5  0,45 X 2 X 3  1,63 X 2 X 4 

 0,22 X 2 X 5  0,36 X 3 X 4  0,33 X 3 X 5  0,73 X 4 X 5 ;
100  20,58  1,38 X 1  6,36 X 2  0,65 X 3  4,16 X 4  1,93 X 5  0,02 X 1 X 2  0,09 X 1 X 3  0,93 X 1 X 4  0,06 X 1 X 5  0,33 X 2 X 3  1,23 X 2 X 4 

 0,07 X X  0,37 X X  0,15 X X  0,24 X X ;
 3  6,7  0,18 X 2 52,75 X 30,14X  1,533X 5  0,47 X 4  05 ,25 X X  0,1X X  0,3 X X  0,05 X X  0,2 X X  0,48 X X  0,03 X X 
1
2
3
4
5
1
2
1
3
1
4
1
5
2
3
2
4
2
5

 0,06 X 3 X 4  0,07 X 3 X 5  0,09 X 4 X 5 ;
ÓÂ  41,31  4,26 X  11,92 X  0,87 X  6,99 X  6,77 X  1,55 X X  0,69 X X  2,93 X X  1,26 X X  1,02 X X  4,28 X X 
1
2
3
4
5
1
2
1
3
1
4
1
5
2
3
2
4

 2,58 X 2 X 5  0,65 X 3 X 4  1,23 X 3 X 5  1,98 X 4 X 5 ;

ÑÍÑ  10ñåê  36,44  0,51 X 1  13,42 X 2  0,61 X 3  5,3 X 4  1,81 X 5  1,28 X 1 X 2  0,61 X 1 X 3  1,24 X 1 X 4  0,12 X 1 X 5  X 2 X 3  1,34 X 2 X 4 
 0,01 X 2 X 5  0,33 X 3 X 4  0,24 X 3 X 5  0,05 X 4 X 5 ;

ÑÍÑ  10 ìèí  51,55  1,2 X 1  18,16 X 2  1,6 X 3  6,9 X 4  3,21 X 5  2,14 X 1 X 2  1,35 X 1 X 3  1,07 X 1 X 4  0,3 X 1 X 5  1,71 X 2 X 3  0,35 X 2 X 4 

 0,22 X 2 X 5  0,32 X 3 X 4  0,57 X 3 X 5  0,31 X 4 X 5 ;
 ÏÔ  9,89  1,04 X 1  0,33 X 2  0,38 X 3  1,61 X 4  2,93 X 5  0,31 X 1 X 2  0,16 X 1 X 3  0,41 X 1 X 4  0,18 X 1 X 5  0,12 X 2 X 3  0,32 X 2 X 4 

 0,03 X 2 X 5  0,06 X 3 X 4  0,14 X 3 X 5  0,73 X 4 X 5 ;
MBT  14,62  0,01 X 1  0,81 X 2  0,79 X 3  14,62 X 4  0,26 X 1 X 2  0,01 X 1 X 3  0,01 X 1 X 4  0,79 X 2 X 3  0,81 X 2 X 4  0,79 X 3 X 4 ;
 pH  8,01  0,03 X 1  0,02 X 3  0,52 X 4  0,01 X 1 X 2  0,05 X 1 X 3  0,02 X 1 X 4  0,08 X 2 X 3  0,02 X 3 X 4 ;
 ÏÂ  13,3  1,58 X  1,9 X  0,85 X  1,97 X  2,04 X  0,01 X X  0,15 X X  0,64 X X  0,27 X X  0,22 X X  0,33 X X  0,09 X X 
1
2
3
4
5
1
2
1
3
1
4
1
5
2
3
2
4
2
5

 0,24 X 3 X 5  0,52 X 4 X 5 ;
 ÄÍÑ  91,22  6,83 X  33,04 X  1,99 X  20 X  9,46 X  0,14 X X  0,11 X X  3,03 X X  0,6 X X  1,1X X  6,24 X X 
1
2
3
4
5
1
2
1
3
1
4
1
5
2
3
2
4

 1,51 X 2 X 5  1,75 X 3 X 4  0,44 X 3 X 5  0,99 X 4 X 5 .

10
Построение математической модели
технологических параметров БР
Программная реализация: определение параметров
11
Компьютерное моделирование и управление технологическими параметрами БР
Этап II
Построение
математической
модели
свойств БР
Оптимизация
состава БР
при его
проектировании
12
Оптимизация состава БР при его
проектировании
Постановка задачи:
Имеется k компонент x1,…,xk (% мас.), составляющих буровой раствор. В
качестве выходных параметров рассматриваются n технологических свойств
бурового раствора Y1,…,Yn.
Требуется подобрать оптимальный состав по компонентам x1,…,xk так, чтобы
раствор при приготовлении удовлетворял требуемым ограничениям на свойства
Y1,…,Yn: Yimin ≤ Yi ≤Yimax для всех i, с минимизацией коэффициентов нелинейности
n(a) и n(p):
Y *  n(a)  n( p)  min .
Математическая постановка задачи:
Имеется k переменных x1, x2,…, xk, которые можно варьировать при постановке
эксперимента, и п дискретно заданных функций ηi=φi(x1,x2,…,xk), i=1,...,n.
Требуется в k-мерном факторном пространстве найти точку х*=(x1*,x2*,…,xk*),
удовлетворяющую условиям:
ηimin ≤ φi(х*) ≤ ηimax, i=1,...,n;
Y*= φl(х*)  min.
13
Оптимизация состава БР при его
проектировании
Программная реализация:
14
Оптимизация состава БР при его
проектировании
Проверка адекватности модели:
15
Компьютерное моделирование и управление технологическими параметрами БР
Этап III
Построение
математической
модели
свойств БР
Оптимизация
состава БР
при его
проектировании
Управление
свойствами БР
в процессе
строительства
скважины
16
Управление свойствами БР в процессе
строительства скважины
Постановка задачи:
Имеется k компонент x1,…,xk (% мас.), составляющих буровой раствор. В
качестве выходных параметров рассматриваются n технологических свойств
бурового раствора Y1,…,Yn.
Требуется управлять свойствами БР в процессе проводки скважины, т.е.
определять количественный состав химической обработки Δx1,…,Δxk для
приведения текущего состояния циркуляционной системы Y10,…,Yn0 к желаемому
Y1*,…,Yn*.
Математическая постановка задачи:
Имеется k переменных x1, x2,…, xk, которые можно варьировать при постановке
эксперимента, и п дискретно заданных функций ηi=φi(x1,x2,…,xk), i=1,...,n.
Требуется в k-мерном факторном пространстве найти точки х0=(x10,x20,…,xk0) и
х*=(x1*,x2*,…,xk*) соответствующие фактическим и проектным значениям ηi,
i=1,...,n, и рассчитать Δx1,…,Δxk:
xi*-xi00  Δxi= xi*-xi0, Δxj= 0, ji;
xi*-xi0<0  Δxi= 0, Δxj= |xi*-xi0|(xj0/ xi0), ji.
17
Управление свойствами БР в процессе
строительства скважины
Программная реализация (ввод свойств):
18
Управление свойствами БР в процессе
строительства скважины
Программная реализация (результат):
19
Управление свойствами БР в процессе
строительства скважины
Параметры
Использование ЭВМ
для управления
технологическими
параметрами БР
Расчет
20
Технологические параметры буровых
растворов
Тип
раствора
Параметры раствора
ρ,
г/см3
УВ,
с
ПФ,
см3
ПИБР
1,05-1,20
25-30
БПГМБР
1,03-1,05
БПСБР
СНС, дПа
ПВ,
мПас
ДНС,
дПа
рН
КП,
с-1
1 мин
10 мин
4-5
8-10
14-16
9-20
13-19
8-9
95-150
30-35
3-4
8-10
12-14
11-14
23-25
8-9
175-210
1,15-1,20
26-28
4-5
4-6
8-10
9-11
18-20
6-7
180-200
БПСУБР
1,55-1,60
32-36
4-5
6-8
10-12
11-13
24-26
7-8
200-220
ЭГПБР
1,13-1,25
35-45
3-4
10-15
15-20
23-27
45-50
6-7
150-200
ИБРВТC
1,03-1,15
30-45
4
15-35
35-50
10-15
75-100
8-9
650-1050
21
Афронсодержащая промывочная
система (АПС)
Характеристики АПС:







Низкая плотность (0,85-0,95 г/см3)
Уникальные реологические и псевдопластические свойства
Малый размер и высокая
прочность афронов
Отсутствие твердой фазы
или других компонентов,
необратимо нарушающих
коллекторские свойства
пласта
Малопроницаемый барьер
на поверхности
коллектора и отсутствие
фильтрационной корки
Компоненты раствора экологически безопасны и биоразлагаемы
Раствор прост в приготовлении
22
Технологические параметры АПС
ρ, г/см3
0,85-0,95
η, мПа·с
14-20
τ0, дПа
85-120
СНС10 сек, дПа (AНИ)
62-72
СНС10 мин, дПа (AНИ)
91-110
n-показатель нелинейности
0,4-0,6
К-показатель консистентности
7-15
рН
8-10
ПФ, см3 за 30 мин (АНИ)
6-8
Коэффициент пластичности, с-1
>850
ВНСС, сПз
50000-85000
23
Результаты применения АПС
Скважины с малым диаметром открытого ствола
рост на 16%
Боковые стволы
рост в 3,8 раза
рост на 12,3%
120
400
115
%
рост на 9%
300
110
105
%
200
100
100
95
90
0
Продуктив ность
Дебит нефти
Продуктив ность
Дебит нефти
.
Горизонтальные скважины (открытый
ствол 250 м )
рост в 4,3 раза
450
400
350
300
%
рост на 13,5%
250
200
Снижение
на 14,3%
150
100
50
0
Продуктивность
Базовые скважины
Дебит нефти
Обводненность
Скважины с применением АПС
24
Выводы
 Назначение программного
комплекса Optim 1.0:
▪ построение математических моделей технологических параметров БР;
▪ оптимизация состава БР при его проектировании;
▪ оперативное управление технологическими параметрами БР для поддержания их
проектных значений в процессе строительства скважины.
 Преимущества
программного комплекса Optim 1.0:
▪ более эффективный расход дорогостоящих химических реагентов и, как следствие,
их экономия;
▪ экономия времени на приготовление и химическую обработку раствора на
буровой;
▪ предупреждение осложнений и повышение качества вскрытия продуктивных
горизонтов;
▪ выход на качественно новый уровень проектирования и приготовления БР и
повышение культуры производства в бурении.
 Все
разрабатываемые рецептуры сопровождаются программным комплексом
 Производится обеспечение программным комплексом буровых предприятий
ОАО «АНК «Башнефть»
 Производится государственная регистрация программного комплекса
25
Публикации по рассматриваемой теме
 Линд
Ю.Б., Клеттер В.Ю. Математическое моделирование буровых растворов // Сб.
тезисов VIII Всероссийской конференции молодых ученых по математическому
моделированию и информационным технологиям. Новосибирск, 2007, с. 122.
 Линд
Ю.Б., Клеттер В.Ю. Программное управление технологическими параметрами
буровых растворов // Сб. статей VIII Международной научно-технической конференции
«Информационно-вычислительные технологии и их приложения». Пенза, 2008, с 205208.
 Линд
Ю.Б., Клеттер В.Ю. Оперативное управление свойствами буровых растворов в
процессе строительства скважин // Материалы I научно-технической конференции
молодых ученых-специалистов ООО «Башнефть-Геопроект».
 Линд
Ю.Б. Оптимизация состава буровых растворов и оперативное управление их
свойствами // Материалы X Международной Молодежной научной конференции
«СеверГеоЭкоТех». Ухта, 2009, 3 с. (принято в печать).
 Линд
Ю.Б., Клеттер В.Ю., Ахматдинов Ф.Н., Мулюков Р.А. Оптимизация состава
буровых растворов и оперативное управление их свойствами // НТЖ. Нефтяное
хозяйство. М.: ВНИИОЭНГ, 2009. №5, 4 с. (принято в печать).
 Линд
Ю.Б., Клеттер В.Ю. Программный комплекс по оптимизации состава и
оперативному управлению технологическими параметрами буровых растворов // Сб.
тезисов XX творческой конференции молодежи ОАО «АНК «Башнефть». –
– Уфа, 2009. – Т. 1, с. 80-81.
26
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!
Докладчик с удовольствием
ответит на Ваши вопросы