Новый взгляд на режущие элементы буровых
advertisement
Шлюмберже Нефтегазовое Обозрение Весна 2002 Нефтегазовое Обозрение Новый взгляд на режущие элементы буровых долот Совершенствование виртуальной залежи Весна 2002 Том 7 Номер 1 Компоновки для создания высокоэффективных гравийных фильтров в горизонтальных скважинах Cупер-ГРП повышают рентабельность разработки Ачимовской свиты Ярайнерского месторождения (Западная Сибирь) Роль современных информационных технологий в системе управления природными ресурсами Решение вопросов обеспечения рационального недро и природопользования в настоящее время имеет перво степенное значение для России и ее регионов. Ключевые позиции в экономике страны занимает ЯмалоНенецкий автономный округ — основной рос сийский газодобывающий регион. Его доля в общем объеме добываемого в России газа составляет 90%. Поставки из округа обеспечивают более 40% потребляе мого в Европе газа. Значительные перспективы связаны с разведкой и разработкой нефтяных месторождений ок руга, а также запасов рудных полезных ископаемых. В современных условиях эффективное решение задач обеспечения рационального использования природных богатств невозможно без соответствующей информаци онной поддержки. Проблема состоит в том, что в конце ХХ века под влиянием политических и экономических процессов прежняя хозяйственная система перестала существо вать. Нарушились либо трансформировались ранее существовавшие связи. Информация о недрах округа, накопленная за более чем 40летнюю историю освоения его природных богатств, оказалась рассредоточенной по десяткам раз личных организаций, в разное время работавших в округе. Все это не могло не отразиться на сохраннос ти информации, ее качестве и доступности. Мировой опыт показывает, что при отсутствии еди ного, четко спланированного подхода к управлению данными: • от 5% до 10% данных теряется ежегодно изза неправильного учета и несоблюдения условий их хранения; • качество данных в местах их традиционного хране ния либо не известно, либо не отвечает современным требованиям; • от 60% до 80% рабочего времени специалистов теря ется на поиск данных, их проверку и организацию. Исходя из этого, внедрение современных информа ционных технологий в практику недро и природополь зования является насущной необходимостью и отвечает целям повышения эффективности управле ния природноресурсным потенциалом территорий. Понимая это, администрация ЯмалоНенецкого автономного округа приняла решение о создании Территориального Банка Данных Первичной Геолого Геофизической и Промысловой Информации (ТБД ЯНАО) на основе существующих мировых технологий управления данными. По результатам открытого кон курса поставщиком решения была выбрана компания Schlumberger. Функции оператора по управлению и наполнению ТБД информацией были возложены на российскую ком панию — Сибирский НаучноАналитический Центр. Работы по созданию ТБД начались в 1998 году. Сегодня банк стал информационной основой для эффективной системы регулирования недро и приро допользования в округе, обеспечивая полной, достовер ной и качественной информацией администрацию ЯНАО и недропользователей для принятия оптималь ных управленческих решений. На новый уровень поднято информационное обеспе чение подготовки лицензионных раундов и реализации программ геологического изучения недр в округе. Обладая успешным, более чем 3летним опытом рабо ты, основанный на использовании современного обору дования, программного обеспечения и новейших технологий в области управления данными, банк дан ных является эффективным, апробированным и на дежным инструментом решения поставленных задач. Огромная работа проведена по сбору, подготовке и загрузке уникальной исторической информации о недрах Ямала. На сегодня в ТБД загружена основная часть этих данных. Они надежно сохранены на долгие годы и доступны для использования. Наполнение ТБД современными данными продолжается. На территории округа получен опыт создания банка данных, не имеющего аналогов в стране. В производст венном режиме функционирует современный программ ноаппаратный комплекс управления всеми видами геологогеофизической и промысловой информации. Разработаны и совершенствуются методики и техно логии создания банков данных с учетом российской специфики. Непрерывно совершенствуется производст венный процесс управления данными на всех его этапах. Непосредственный контроль и управление деятель ностью ТБД осуществляют органы государственной власти ЯНАО в лице ГУ «ТБД «Ресурсы Ямала». Полученные результаты дают основание говорить о перспективности использования ТБД на государст венном уровне и целесообразности применения накоп ленного опыта в других регионах России. А. М. Брехунцов Заслуженный геолог России Генеральный директор ОАО Сибирский Научно-Аналитический Центр Тюмень, Россия Schlumberger Нефтегазовое Обозрение Весна 2002 Том 7 Номер 1 Шлюмберже 4 32 58 80 ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Лиза Стюарт 94 Авторы РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Елизавета Горелова Новый взгляд на режущие элементы буровых долот Компоновки для создания высокоэффективных гравийных фильтров в горизонтальных скважинах Совершенствование виртуальной залежи Cупер-ГРП повышает рентабельность разработки Ачимовской свиты Ярайнерского месторождения (Западная Сибирь) Достижения в области материалов и производства, более стабильные конструкции и улучшение гидравлических параметров долот позволяют с помощью одного долота для бурения роторным способом разбуривать интервалы скважины, для проходки которых в прошлом требовалось несколько рейсов с использованием различных долот. В данной статье рассматриваются шарошечные долота и долота с фиксируемым режущим элементом, а также полномасштабные испытания, компьютерное моделирование и контроль скважинных данных, применяемые и выполняемые для улучшения показателей бурения и подбора долот для конкретных пластовых условий. Вплоть до недавнего времени отдельно устанавливаемые сетчатые фильтры служили наиболее распространенным средством борьбы с выносом песка в горизонтальных скважинах с открытым стволом. Однако, теперь операторы все в большей степени устанавливают в этих скважинах гравийные набивки ввиду того, что большое количество скважин, законченных только с применением сетчатого фильтра, преждевременно выходит из строя. В настоящей статье рассматриваются отдельно устанавливаемые сетчатые фильтры, уплотнение закачкой воды, технология альтернативного канала и устранение повреждений, включая замещение флюида из ствола скважины и одновременную промывку растворами на водной основе. Анализируются новые инструменты, достижения в области растворов на углеводородной основе и новые методы, такие как расширяющиеся сетчатые фильтры. Программы моделирования залежей развиваются в двух направлениях: упрощение интерфейса для ввода новых данных и создание более сложных инструментариев для опытных пользователей. На практических примерах показано применение новаторского многосегментного варианта скважины, который обеспечивает лучшую связь между скважиной и залежью. Для изучения больших и сложных месторождений применяются параллельная обработка и композиционное моделирование. В некоторых случаях лучшее решение обеспечивает модель, в которой отслеживается движение фронтов заводнения с использованием поточного моделирования. Исторически месторождения в России характеризуются сравнительно недостаточными коллекторскими свойствами, например, Ачимовские пласты, которые считались нерентабельными. Перед нами была поставлена задача найти решение для заканчивания, которое бы обеспечило рентабельную разработку этого коллектора. Решение, которое было представлено и выбрано позднее для этого района, основывается на использовании сбора широкого спектра данных, контроля и моделирования возможностей, которые привели к успешной реализации одного из самых значительных ГРП в Западной Сибири. On the Cutting Edge High-Productivity Horizontal Gravel Packs Improving the Virtual Reservoir Massive Frac allows economical development of the Achimovskoye Formation in Yarainerskoye Oilfield (Western Siberia). Advances in materials and manufacturing, more stable designs and improvements in bit hydraulics allow a single rotary bit to drill hole sections that in the past required multiple runs with several bits. This article reviews roller-cone and fixed-cutter bits as well as full-scale testing, computer modeling and downhole data monitoring to improve drilling performance and customize bits for specific formations. 2 Until recently, stand-alone screens were the predominant sand-control measure for horizontal openholes. However, operators now gravel pack more of these wells because many screen-only completions have failed prematurely. This article reviews stand-alone screens, water packing, Alternate Path technology and damage removal, including wellbore displacements and simultaneous cleanup with water-base fluids. New tools, developments in oil-base fluids and emerging techniques like expandable screens are discussed. Reservoir simulators have developed in two directions—a simpler interface for novices and ever more sophisticated tools for experienced users. Case studies illustrate the innovative multisegment well option, which provides a better link between well and reservoir grids. Large and complex fields use parallel processing and compositional modeling. In some instances, a model that tracks movement of flood fronts using streamline modeling offers the best solution. Historically, in Russia, the oilfields characterized by poor reservoir properties, such as the Achimovskoe layer, were deemed unprofitable. Recently our alliance partner challenge us to find a completion solution that would enable to produce hydrocarbons economically from this formation. The solution that was chosen and presented in this pare will demonstrate the use of extensive data acquisition , monitoring and modeling capability that lead to the successful implementation of one of the largest Hydrofracturing pumped in Western Siberia. РЕДАКТОРЫ Василий Киреев Андрей Мизин Артем Карапетов Игорь Сафонов ТЕХНИЧЕСКАЯ РЕДАКЦИЯ И ВЫПУСК ООО «Бонаэкспо» КОНСУЛЬТАТИВНЫЙ СОВЕТ Виталий Батурин СургутНИПИнефть Тюмень, Россия Сергей Гольдин Институт геофизики РАН Новосибирск, Россия Виталий Лесничий Лукойл Москва, Россия Акиф Нариманов ГНКАР Баку, Азербайджан Николай Савостьянов НК «Роснефть» Москва, Россия Авторы, под именем которых указаны только город и страна, являются работниками компании Шлюмберже или ее филиалов. Запросы направляйте в компанию Шлюмберже по адресу: Россия, 109004, Москва ул. Таганская, 9 Телефон: (7-095) 935-8200 Факс: (7-095) 935-8780 www.slb.ru 3 Schlumberger Нефтегазовое Обозрение Весна 2002 Том 7 Номер 1 Шлюмберже 4 32 58 80 ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР Лиза Стюарт 94 Авторы РЕДАКТОР-КОНСУЛЬТАНТ Елизавета Горелова Новый взгляд на режущие элементы буровых долот Компоновки для создания высокоэффективных гравийных фильтров в горизонтальных скважинах Совершенствование виртуальной залежи Cупер-ГРП повышает рентабельность разработки Ачимовской свиты Ярайнерского месторождения (Западная Сибирь) Достижения в области материалов и производства, более стабильные конструкции и улучшение гидравлических параметров долот позволяют с помощью одного долота для бурения роторным способом разбуривать интервалы скважины, для проходки которых в прошлом требовалось несколько рейсов с использованием различных долот. В данной статье рассматриваются шарошечные долота и долота с фиксируемым режущим элементом, а также полномасштабные испытания, компьютерное моделирование и контроль скважинных данных, применяемые и выполняемые для улучшения показателей бурения и подбора долот для конкретных пластовых условий. Вплоть до недавнего времени отдельно устанавливаемые сетчатые фильтры служили наиболее распространенным средством борьбы с выносом песка в горизонтальных скважинах с открытым стволом. Однако, теперь операторы все в большей степени устанавливают в этих скважинах гравийные набивки ввиду того, что большое количество скважин, законченных только с применением сетчатого фильтра, преждевременно выходит из строя. В настоящей статье рассматриваются отдельно устанавливаемые сетчатые фильтры, уплотнение закачкой воды, технология альтернативного канала и устранение повреждений, включая замещение флюида из ствола скважины и одновременную промывку растворами на водной основе. Анализируются новые инструменты, достижения в области растворов на углеводородной основе и новые методы, такие как расширяющиеся сетчатые фильтры. Программы моделирования залежей развиваются в двух направлениях: упрощение интерфейса для ввода новых данных и создание более сложных инструментариев для опытных пользователей. На практических примерах показано применение новаторского многосегментного варианта скважины, который обеспечивает лучшую связь между скважиной и залежью. Для изучения больших и сложных месторождений применяются параллельная обработка и композиционное моделирование. В некоторых случаях лучшее решение обеспечивает модель, в которой отслеживается движение фронтов заводнения с использованием поточного моделирования. Исторически месторождения в России характеризуются сравнительно недостаточными коллекторскими свойствами, например, Ачимовские пласты, которые считались нерентабельными. Перед нами была поставлена задача найти решение для заканчивания, которое бы обеспечило рентабельную разработку этого коллектора. Решение, которое было представлено и выбрано позднее для этого района, основывается на использовании сбора широкого спектра данных, контроля и моделирования возможностей, которые привели к успешной реализации одного из самых значительных ГРП в Западной Сибири. On the Cutting Edge High-Productivity Horizontal Gravel Packs Improving the Virtual Reservoir Massive Frac allows economical development of the Achimovskoye Formation in Yarainerskoye Oilfield (Western Siberia). Advances in materials and manufacturing, more stable designs and improvements in bit hydraulics allow a single rotary bit to drill hole sections that in the past required multiple runs with several bits. This article reviews roller-cone and fixed-cutter bits as well as full-scale testing, computer modeling and downhole data monitoring to improve drilling performance and customize bits for specific formations. 2 Until recently, stand-alone screens were the predominant sand-control measure for horizontal openholes. However, operators now gravel pack more of these wells because many screen-only completions have failed prematurely. This article reviews stand-alone screens, water packing, Alternate Path technology and damage removal, including wellbore displacements and simultaneous cleanup with water-base fluids. New tools, developments in oil-base fluids and emerging techniques like expandable screens are discussed. Reservoir simulators have developed in two directions—a simpler interface for novices and ever more sophisticated tools for experienced users. Case studies illustrate the innovative multisegment well option, which provides a better link between well and reservoir grids. Large and complex fields use parallel processing and compositional modeling. In some instances, a model that tracks movement of flood fronts using streamline modeling offers the best solution. Historically, in Russia, the oilfields characterized by poor reservoir properties, such as the Achimovskoe layer, were deemed unprofitable. Recently our alliance partner challenge us to find a completion solution that would enable to produce hydrocarbons economically from this formation. The solution that was chosen and presented in this pare will demonstrate the use of extensive data acquisition , monitoring and modeling capability that lead to the successful implementation of one of the largest Hydrofracturing pumped in Western Siberia. РЕДАКТОРЫ Василий Киреев Андрей Мизин Артем Карапетов Игорь Сафонов ТЕХНИЧЕСКАЯ РЕДАКЦИЯ И ВЫПУСК ООО «Бонаэкспо» КОНСУЛЬТАТИВНЫЙ СОВЕТ Виталий Батурин СургутНИПИнефть Тюмень, Россия Сергей Гольдин Институт геофизики РАН Новосибирск, Россия Виталий Лесничий Лукойл Москва, Россия Акиф Нариманов ГНКАР Баку, Азербайджан Николай Савостьянов НК «Роснефть» Москва, Россия Авторы, под именем которых указаны только город и страна, являются работниками компании Шлюмберже или ее филиалов. Запросы направляйте в компанию Шлюмберже по адресу: Россия, 109004, Москва ул. Таганская, 9 Телефон: (7-095) 935-8200 Факс: (7-095) 935-8780 www.slb.ru 3 Новый взгляд на режущие элементы буровых долот Улучшенные материалы и усовершенствованные конструкции позволяют та е долуокций ы н ч е р т ш Шареорвых конс п а долоуткций е ы н т р Лопавсых конст р пе расширить области применения всех типов долот для вращательного бурения и отработать технологии бурения скважин с помощью таких долот. Операторы лота о д е чны е ш о Шар дляения а т о долого бур рои е и ы с в к фиезцам Буро ательн с а т р вращ Доланоными Рис. 1. Различные типы долот. в и буровые подрядчики в полной мере используют последние технологии и новые методы работы с долотами для строительства высокоэкономичных скважин. Ален Бессон «ТоталФинаЭльф» Париж, Франция Брюс Берр Скот Диллард Эрик Дрейк Брэд Айви Крэйг Айви Роджер Смит Грэм Уотсон Хьюстон, Техас, США За помощь в подготовке данной статьи выражается благодарность Джеральду Ангсту, Рону Берчу, Марселю Бушеру, Брюсу Буланже, Джеффу Дейли, Бобу Фабиану, Уэйну Мосбаху, Биллу Миллеру, Гейлу Нельсону, Тамаре Прайс и Чарльзу Стаффорду, Хьюстон, шт. Техас, США; Дейвиду Джелли, Найджелу Гриффину, Терри Матиасу, Джо Тейперу и Малькольму Тейлору, Стоунхаус, Англия; Джеймсу Гарнеру, Шугар Лэнд, шт. Техас. Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Ойлфилд Ревью», осень 2000. Armor Clad, ASTRA, Bicentrix, BitTrak, DiamondBack, Duradiamond, Mudpick, PowerDrive, PowerSteering, Steeringwheel, Switchblade и Transformation являются зарегистрированными товарными знаками компании «Шлюмберже». 4 Бурение недр для поиска углеводородов требует выполнения операции спуска долот на колонне бурильных трубах или на гибких НКТ и их вращения с помощью поверхностной буровой установки или забойного двигателя и турбины. Выбор наилучшего долота для определенных условий является одной из проблем, с которой приходится сталкиваться нефтяным компаниям и буровым подрядчикам при планировании строительства скважины. Основной инструмент буровых инженеров, то есть долото для вращательного бурения, которое в широком смысле слова классифицируется как долото с фиксированными резцами или как шарошечное долото, предназначен и изготовлен для различных пород и широкого спектра условий. Все, кто покупают и используют долота, должны понимать разницу между различными типами и конструкциями (рис. 1). Долота с фиксированными резцами, или лопастные долота, имеют лопасти, составляющие с корпусом одно целое и вращающиеся одновременно с ним. Стальные лопастные долота, которые также называют долотами типа «рыбий хвост» из-за их характерного вида, применялись для вращательного бурения до 1900 года, и они резали мягкие породы, как плуг нарезает борозды в грунте. Современные долота с фиксированными резцами с поверхностями, армированными алмазами, также «пропахивают» породы; долота, в которых алмазы импрегнированы в матрице лопастей, «истирают» породы; долота PDC срезают породу аналогично токарному станку. Шарошечные долота имеют металлические шарошки, которые независимо вращаются во время вращения долота на забое. Каждое долото имеет режущее элементы, т. е. упрочненные твердым сплавом стальные зубья или вставки из карбида вольфрама, которые раскалывают, разрушают, долбят или крошат породу подобно зубилу или скребку, в зависимости от твердости породы. Шарошечные долота обеспечивают более глубокое бурение, и их часто считают долотами для проходки твердых пород, поскольку они могут бурить более твердые породы, чем режущие долота ранних конструкций. Буровые долота составляют только долю — от одного до пяти процентов — от общей стоимости скважины, но являются основным компонентом экономики строительства скважины. Время, необходимое для бурения скважины, напрямую зависит от скорости бурения долота и от продолжительности его работы до износа. На основе отношения стоимости проходки одного фута инвестирование в правильно подобранное долото значительно снизит время бурения и количество спуско-подъемных операций. Для бурения неглубоких скважин с помощью наземных установок могут вполне подходить менее дорогие стандартные шарошечные долота. Усовершенствованные шарошечные долота или долота PDC с более высокой механической скоростью проходки и большим сро- Нефтегазовое Обозрение ком службы, даже если они стоят дороже, могут быть самым экономически выгодным выбором при бурении в море и более глубоких скважин, где высока стоимость времени использования буровой установки и стоимость спуско-подъемных операций, необходимых для замены долот. Независимо от применения стоимость покупки оптимизированных долот затем многократно окупается. Первое шарошечное долото с тремя шарошками было запатентовано компанией «Ховард Хьюз» в 1909 году. Компания «Си Эс Рид» (C.S. Reed) усовершенствовала шарошечное долото в 1916 и 1917 году путем применения сменных двойных дисков и четырех вращающихся шарошек. Эти первые шаги в деле эволюции долот позволили продвинуть вращательное бурение за пределы границ глубины и срока службы стальных лопастных долот. С тех пор усовершенствования затрагивали то конструкцию шарошек, то структуру резцов. Эти усовершенствования предусматривали: армирование шарошек более твердым металлом, навариваемым на стальные зубцы; применение антифрикционных роликовых подшипников с шариковым замковым подшипником, удерживающим шарошки; вставок из карбида вольфрама, самосмазывающихся герметич- Весна 2002 ных роликовых подшипников и подшипников скольжения. Эта тенденция продолжается в настоящее время, о чем свидетельствуют новые конструкции подшипников и систем герметизации, усовершенствованные системы удержания шарошек, улучшенные режущие элементы с упрочнением карбидом вольфрама и алмазным композитом, которые обеспечивают превосходные рабочие характеристики и надежность, особенно в труднопроходимых твердых породах, при высокоскоростном бурении с использованием забойных двигателей или турбин. Комплексное применение отдельных элементов и усовершенствований в конструкции долот для специфических условий позволяет улучшить процесс бурения и увеличить срок службы долот путем увеличения величины нагрузки на долото и повышения стойкости шарошечных долот. Долота с фиксированными резцами также были подвержены эволюции по отношению к первым лопастным долотам за счет использования природных алмазов и синтетических поликристаллических алмазов (PDC) на режущих элементах. Долота с фиксированными резцами не имеют подвижных деталей, а только режущие поверхности, которые подвержены износу, и в некоторых случаях они могут бурить быстро в течение длительного периода времени. Природные алмазы впервые использовали примерно в 1910 году для специальных керноотборных долот, которые бурят ствол скважины по кольцу, а полученный столб породы, или керн, извлекают с помощью специальной колонковой трубы для оценки породы. Алмазные долота для сплошного бурения на забое скважины были внедрены в начале двадцатых годов двадцатого века. На основе технологии, разработанной компанией «Дженерал Электрик», которая позволяет импрегнировать синтетические алмазы в карбид вольфрама, первые долота PDC получили промышленное применение в начале семидесятых годов прошлого столетия. Усовершенствования в долотах с фиксированными резцами стали возможными благодаря применению улучшенных материалов и технологий производства в сочетании с лучшим пониманием вопросов стабильности долот и динамики промывочной жидкости. Усовершенствованные режущее вооружение и конструкции долот сводят к минимуму неустойчивое забойное движение или вибрацию, обеспечивая более быстрое и эффективное бурение. Для режущих элементов обеспечивается совместимость с разбуриваемыми породами или с условиями бурения. Было создано новое поколение долот 5 Новый взгляд на режущие элементы буровых долот Улучшенные материалы и усовершенствованные конструкции позволяют та е долуокций ы н ч е р т ш Шареорвых конс п а долоуткций е ы н т р Лопавсых конст р пе расширить области применения всех типов долот для вращательного бурения и отработать технологии бурения скважин с помощью таких долот. Операторы лота о д е чны е ш о Шар дляения а т о долого бур рои е и ы с в к фиезцам Буро ательн с а т р вращ Доланоными Рис. 1. Различные типы долот. в и буровые подрядчики в полной мере используют последние технологии и новые методы работы с долотами для строительства высокоэкономичных скважин. Ален Бессон «ТоталФинаЭльф» Париж, Франция Брюс Берр Скот Диллард Эрик Дрейк Брэд Айви Крэйг Айви Роджер Смит Грэм Уотсон Хьюстон, Техас, США За помощь в подготовке данной статьи выражается благодарность Джеральду Ангсту, Рону Берчу, Марселю Бушеру, Брюсу Буланже, Джеффу Дейли, Бобу Фабиану, Уэйну Мосбаху, Биллу Миллеру, Гейлу Нельсону, Тамаре Прайс и Чарльзу Стаффорду, Хьюстон, шт. Техас, США; Дейвиду Джелли, Найджелу Гриффину, Терри Матиасу, Джо Тейперу и Малькольму Тейлору, Стоунхаус, Англия; Джеймсу Гарнеру, Шугар Лэнд, шт. Техас. Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Ойлфилд Ревью», осень 2000. Armor Clad, ASTRA, Bicentrix, BitTrak, DiamondBack, Duradiamond, Mudpick, PowerDrive, PowerSteering, Steeringwheel, Switchblade и Transformation являются зарегистрированными товарными знаками компании «Шлюмберже». 4 Бурение недр для поиска углеводородов требует выполнения операции спуска долот на колонне бурильных трубах или на гибких НКТ и их вращения с помощью поверхностной буровой установки или забойного двигателя и турбины. Выбор наилучшего долота для определенных условий является одной из проблем, с которой приходится сталкиваться нефтяным компаниям и буровым подрядчикам при планировании строительства скважины. Основной инструмент буровых инженеров, то есть долото для вращательного бурения, которое в широком смысле слова классифицируется как долото с фиксированными резцами или как шарошечное долото, предназначен и изготовлен для различных пород и широкого спектра условий. Все, кто покупают и используют долота, должны понимать разницу между различными типами и конструкциями (рис. 1). Долота с фиксированными резцами, или лопастные долота, имеют лопасти, составляющие с корпусом одно целое и вращающиеся одновременно с ним. Стальные лопастные долота, которые также называют долотами типа «рыбий хвост» из-за их характерного вида, применялись для вращательного бурения до 1900 года, и они резали мягкие породы, как плуг нарезает борозды в грунте. Современные долота с фиксированными резцами с поверхностями, армированными алмазами, также «пропахивают» породы; долота, в которых алмазы импрегнированы в матрице лопастей, «истирают» породы; долота PDC срезают породу аналогично токарному станку. Шарошечные долота имеют металлические шарошки, которые независимо вращаются во время вращения долота на забое. Каждое долото имеет режущее элементы, т. е. упрочненные твердым сплавом стальные зубья или вставки из карбида вольфрама, которые раскалывают, разрушают, долбят или крошат породу подобно зубилу или скребку, в зависимости от твердости породы. Шарошечные долота обеспечивают более глубокое бурение, и их часто считают долотами для проходки твердых пород, поскольку они могут бурить более твердые породы, чем режущие долота ранних конструкций. Буровые долота составляют только долю — от одного до пяти процентов — от общей стоимости скважины, но являются основным компонентом экономики строительства скважины. Время, необходимое для бурения скважины, напрямую зависит от скорости бурения долота и от продолжительности его работы до износа. На основе отношения стоимости проходки одного фута инвестирование в правильно подобранное долото значительно снизит время бурения и количество спуско-подъемных операций. Для бурения неглубоких скважин с помощью наземных установок могут вполне подходить менее дорогие стандартные шарошечные долота. Усовершенствованные шарошечные долота или долота PDC с более высокой механической скоростью проходки и большим сро- Нефтегазовое Обозрение ком службы, даже если они стоят дороже, могут быть самым экономически выгодным выбором при бурении в море и более глубоких скважин, где высока стоимость времени использования буровой установки и стоимость спуско-подъемных операций, необходимых для замены долот. Независимо от применения стоимость покупки оптимизированных долот затем многократно окупается. Первое шарошечное долото с тремя шарошками было запатентовано компанией «Ховард Хьюз» в 1909 году. Компания «Си Эс Рид» (C.S. Reed) усовершенствовала шарошечное долото в 1916 и 1917 году путем применения сменных двойных дисков и четырех вращающихся шарошек. Эти первые шаги в деле эволюции долот позволили продвинуть вращательное бурение за пределы границ глубины и срока службы стальных лопастных долот. С тех пор усовершенствования затрагивали то конструкцию шарошек, то структуру резцов. Эти усовершенствования предусматривали: армирование шарошек более твердым металлом, навариваемым на стальные зубцы; применение антифрикционных роликовых подшипников с шариковым замковым подшипником, удерживающим шарошки; вставок из карбида вольфрама, самосмазывающихся герметич- Весна 2002 ных роликовых подшипников и подшипников скольжения. Эта тенденция продолжается в настоящее время, о чем свидетельствуют новые конструкции подшипников и систем герметизации, усовершенствованные системы удержания шарошек, улучшенные режущие элементы с упрочнением карбидом вольфрама и алмазным композитом, которые обеспечивают превосходные рабочие характеристики и надежность, особенно в труднопроходимых твердых породах, при высокоскоростном бурении с использованием забойных двигателей или турбин. Комплексное применение отдельных элементов и усовершенствований в конструкции долот для специфических условий позволяет улучшить процесс бурения и увеличить срок службы долот путем увеличения величины нагрузки на долото и повышения стойкости шарошечных долот. Долота с фиксированными резцами также были подвержены эволюции по отношению к первым лопастным долотам за счет использования природных алмазов и синтетических поликристаллических алмазов (PDC) на режущих элементах. Долота с фиксированными резцами не имеют подвижных деталей, а только режущие поверхности, которые подвержены износу, и в некоторых случаях они могут бурить быстро в течение длительного периода времени. Природные алмазы впервые использовали примерно в 1910 году для специальных керноотборных долот, которые бурят ствол скважины по кольцу, а полученный столб породы, или керн, извлекают с помощью специальной колонковой трубы для оценки породы. Алмазные долота для сплошного бурения на забое скважины были внедрены в начале двадцатых годов двадцатого века. На основе технологии, разработанной компанией «Дженерал Электрик», которая позволяет импрегнировать синтетические алмазы в карбид вольфрама, первые долота PDC получили промышленное применение в начале семидесятых годов прошлого столетия. Усовершенствования в долотах с фиксированными резцами стали возможными благодаря применению улучшенных материалов и технологий производства в сочетании с лучшим пониманием вопросов стабильности долот и динамики промывочной жидкости. Усовершенствованные режущее вооружение и конструкции долот сводят к минимуму неустойчивое забойное движение или вибрацию, обеспечивая более быстрое и эффективное бурение. Для режущих элементов обеспечивается совместимость с разбуриваемыми породами или с условиями бурения. Было создано новое поколение долот 5 PDC, отвечающих сложным требованиям наклонно-направленного бурения, а усиленные долота с импрегнированными алмазами также находят новые области применения. Усовершенствование гидравлики долота и режущего вооружения позволили получить более совершенную конструкцию шарошечных долот и долот с фиксированными резцами. Полномасштабное испытание и компьютерное моделирование улучшили наше понимание взаимосвязи потока промывочной жидкости, очистки долота и удаления шлама, что позволило еще больше повысить производительность бурового долота. Компьютерное моделирование расчетной динамики промывочной жидкости (CFD), подобное моделированию, примененному для проектирования корпусов автомобилей, самолетов и морских судов, позволило проектировщикам оптимизировать гидравлику шарошечных долот и долот с фиксированными резцами для получения более высокой механической скорости проходки. Усовершенствованные программы проектирования в настоящее время позволяют кор- релировать литологию и прочность пород с различными типами долот, чтобы помочь операторам в выборе необходимых долот. Базы данных большой емкости регистрируют и отслеживают ход бурения и полученные результаты, что помогает в выборе шарошечных долот и долот с фиксированными резцами, и создают основу для непрерывного усовершенствования и последующего развития. По мере улучшения конструкции и технологии изготовления исчезают границы между шарошечными долотами и долотами с фиксированными резцами. Исследования и разработки позволяют повысить надежность, усовершенствовать интегрированную конструкцию, улучшить гидравлику и стабильность для всех типов долот. Хотя это наделяет бурильщиков большими возможностями, это также значительно усложняет процедуру выбора долот. Буровые долота и новые скважинные инструменты в сочетании с опытом сервисных служб экономят операторам время и деньги. В данной статье делается обзор шарошечных долот, долот PDC с фиксированными резцами Долота со стальными зубьями Мягкая Твердость породы Твердая Долота со вставками Рис. 2. Режущие элементы, представленнsе стальными зубьями и вставками. Стальные зубья литые, кованые или фрезерованные из того же металла, из которого изготовлены шарошки (верхние долота). Покрытие из карбида вольфрама наварено на стальные зубья для повышения долговечности. Взаимодействующие шарошки обеспечивают увеличение длины режущего вооружения и улучшение дополнительного очищающего воздействия. В мягких породах большие расстояния между резцами также способствуют процессу очистки долота. Металлокерамические вставки из карбида вольфрама формуют отдельно и механически плотно впрессовывают в несколько меньшие отверстия на поверхности шарошки (нижние долота). Имеются также вставки с головками из более абразивостойких слоев из синтетических поликристаллических алмазов. 6 и алмазных долот, а также последних разработок, включая весь диапазон конструкций, материалов и методов изготовления, которые значительно улучшают буровые характеристики и помогают бурильщику подобрать долота для определенного типа породы или условий бурения. В статье также обсуждены вопросы исследований, испытаний и разработки в области гидравлики долота, сбора внутрискважинных данных, влияющих на долото, оптимизации долота и примеры исследований в области специальных буровых решений. Технология шарошечного долота В 1800-х гг. бурение с помощью установок канатного бурения и долот ударного бурения было медленным и ограничено малыми глубинами. Усовершенствование заключалось в использовании долот «рыбий хвост» и установок вращательного бурения с постоянной циркуляцией для удаления шлама, но стальные лопастные долота, лучше всего работавшие в мягких породах, даже тогда быстро изнашивались. В 1900-х гг. получило быстрое развитие применение режущего вооружения на шарошках, которые вращались независимо, прокатываясь через забой скважины во время вращения долота. Эти долота работали дольше и могли бурить глубже. Однако первые долота с вращающимися шарошками не отличались долговечностью и надежностью — шпильки и винты служили для крепления компонентов долота в его ранних конструкциях — но они превосходили по производительности лопастные долота. Для снижения трения использовали простые подшипники со стальными втулками или муфтами. Первоначальные усовершенствования затронули режущее вооружение. В начале тридцатых годов прошлого столетия были сконструированы взаимодействующие шарошки. При наличии зазора с соседними шарошками резцы могут быть длиннее и могут обеспечивать дополнительное очищающее действие в мягких породах. До этого зубцы должны были быть короткими, чтобы не допустить контакта друг с другом во время вращения шарошки. Примерно в это же время изготовители начали подвергать сталь тепловой обработке и наплавлять более твердый металл на стальные зубья для бурения пород с высоким сжимающим усилием. Есть два типа режущего вооружения шарошек: фрезерованные стальные зубцы, литые или цельнокованые с износостойкими режущими элементами из карбидокомпозитов, и вставки из карбида вольфрама, отформованные отдельно и впрессованные в точно про- Нефтегазовое Обозрение Герметизированный роликовый подшипник Разрушение Долбление и скобление Направление Gauge вращения Калибрующий Малое значение перекоса (0°) Высокое значение перекоса (5°) венец Действительное качение во всех точках Диафрагма Крышка камеры для смазки Контур Угол опоры шарошки отклоняется от действительного качения шарошки Камера для смазки Лапа Опорная поверхность Роликовые подшипники Рис. 3. Характер бурения с помощью шарошечных долот. Шарошечные долота удаляют породу путем долбления и скобления или разрушением. Вращающиеся шарошки создают разрушающее действие. Когда шарошки отходят от действительного действия качения, режущее вооружение больше переходит на долбление и скобление. Угол перекоса или смещения и форма шарошки служат причиной того, что шарошки периодически прекращают вращение во время вращения долота. В результате этого режущие элементы скользят по забою скважины и скоблят породу. Углы смещения меняются от 5° для мягких пород до 0° для твердых пород. Долота для мягких пород используют более длинные режущие элементы со смещенными углами шарошек, которые снижают возможность действительного движения качения. Короткие резцы на шарошках, которые обеспечивают большую степень качения, создают действие разрушения в твердых породах. сверленные отверстия на поверхности шарошки. Долота со стальными зубьями и долота со вставками применяют для бурения мягких пород, пород средней твердости и твердых пород (рис. 2). Долота со стальными зубьями используют в мягких породах с низкой прочностью на сжатие, а также в породах средней твердости и в твердых породах с высокой прочностью на сжатие. Долота со вставками применяют для бурения пород от мягких и полутвердых до твердых, полуабразивных и сильно абразивных. Режущее вооружение, которое разрушает или вызывает дробление твердой породы от сжимающей нагрузки, должно быть тупоносым и коротким, чтобы предотвратить поломку резца, и быть близко расположенным друг от друга. Мягкие породы позволяют использовать острые и длинные зубцы, обеспечивающие проникновение в породу и ее удаление путем долбления и скобления. Каждое режущее дей- Весна 2002 Твердосплавная защита калибрующего венца Фрикционная цапфа Стальной зубец Сальниковое уплотнение Belleville Калибрующий венец Шариковый подшипник Опора Шарошка Рис. 4. Подшипники качения. Долота с тремя шарошками, которые являются наиболее распространенными шарошечными долотами, очень мало напоминают шарошечные долота первых конструкций. Роликовые подшипники несут большую часть нагрузок, и шариковые подшипники, установленные через отверстие в опоре, удерживают шарошки на месте. Опорная поверхность и фрикционная цапфа несут осевую нагрузку и стабилизируют подшипники. Сальниковые уплотнения удерживают смазку внутри подшипников и предотвращают попадание внутрь бурового раствора и твердых частиц. Первые резиновые уплотнения были усилены внутренним металлическим кольцом или пружиной belleville. Позднее стали использовать круглые и радиальные уплотнения из эластомера. Камеры в лапах обеспечивают смазку. В сальниках нет перепада давления, и гидростатическое давление передается через диафрагму для выравнивания давления между подшипниками и в затрубном пространстве скважины. ствие применяют с различной интенсивностью, в зависимости от породы. Резцы стремятся обеспечить долбление и скобление в условиях, когда шарошки не обеспечивают истинного движения качения. Баланс между механизмами разрушения породы достигается путем регулирования угла опоры, формы шарошки и смещения для контроля порядка вращения шарошек (рис. 3). Опоры представлены валами или осеподобными структурами, вокруг которых вращаются шарошки. Смеще- ние, или угол перекоса, является мерой определения смещения опор, обеспечивающих отсутствие пересечения оси каждой шарошки с осями других шарошек в центре долота. По мере усовершенствования режущих элементов и повышения агрессивности бурения со стороны долот, ограничивающим фактором стал срок службы подшипников. В середине тридцатых годов прошлого столетия были созданы роликовые подшипники (рис. 4). Длительность рейса долота возросла с 6 или 8 7 PDC, отвечающих сложным требованиям наклонно-направленного бурения, а усиленные долота с импрегнированными алмазами также находят новые области применения. Усовершенствование гидравлики долота и режущего вооружения позволили получить более совершенную конструкцию шарошечных долот и долот с фиксированными резцами. Полномасштабное испытание и компьютерное моделирование улучшили наше понимание взаимосвязи потока промывочной жидкости, очистки долота и удаления шлама, что позволило еще больше повысить производительность бурового долота. Компьютерное моделирование расчетной динамики промывочной жидкости (CFD), подобное моделированию, примененному для проектирования корпусов автомобилей, самолетов и морских судов, позволило проектировщикам оптимизировать гидравлику шарошечных долот и долот с фиксированными резцами для получения более высокой механической скорости проходки. Усовершенствованные программы проектирования в настоящее время позволяют кор- релировать литологию и прочность пород с различными типами долот, чтобы помочь операторам в выборе необходимых долот. Базы данных большой емкости регистрируют и отслеживают ход бурения и полученные результаты, что помогает в выборе шарошечных долот и долот с фиксированными резцами, и создают основу для непрерывного усовершенствования и последующего развития. По мере улучшения конструкции и технологии изготовления исчезают границы между шарошечными долотами и долотами с фиксированными резцами. Исследования и разработки позволяют повысить надежность, усовершенствовать интегрированную конструкцию, улучшить гидравлику и стабильность для всех типов долот. Хотя это наделяет бурильщиков большими возможностями, это также значительно усложняет процедуру выбора долот. Буровые долота и новые скважинные инструменты в сочетании с опытом сервисных служб экономят операторам время и деньги. В данной статье делается обзор шарошечных долот, долот PDC с фиксированными резцами Долота со стальными зубьями Мягкая Твердость породы Твердая Долота со вставками Рис. 2. Режущие элементы, представленнsе стальными зубьями и вставками. Стальные зубья литые, кованые или фрезерованные из того же металла, из которого изготовлены шарошки (верхние долота). Покрытие из карбида вольфрама наварено на стальные зубья для повышения долговечности. Взаимодействующие шарошки обеспечивают увеличение длины режущего вооружения и улучшение дополнительного очищающего воздействия. В мягких породах большие расстояния между резцами также способствуют процессу очистки долота. Металлокерамические вставки из карбида вольфрама формуют отдельно и механически плотно впрессовывают в несколько меньшие отверстия на поверхности шарошки (нижние долота). Имеются также вставки с головками из более абразивостойких слоев из синтетических поликристаллических алмазов. 6 и алмазных долот, а также последних разработок, включая весь диапазон конструкций, материалов и методов изготовления, которые значительно улучшают буровые характеристики и помогают бурильщику подобрать долота для определенного типа породы или условий бурения. В статье также обсуждены вопросы исследований, испытаний и разработки в области гидравлики долота, сбора внутрискважинных данных, влияющих на долото, оптимизации долота и примеры исследований в области специальных буровых решений. Технология шарошечного долота В 1800-х гг. бурение с помощью установок канатного бурения и долот ударного бурения было медленным и ограничено малыми глубинами. Усовершенствование заключалось в использовании долот «рыбий хвост» и установок вращательного бурения с постоянной циркуляцией для удаления шлама, но стальные лопастные долота, лучше всего работавшие в мягких породах, даже тогда быстро изнашивались. В 1900-х гг. получило быстрое развитие применение режущего вооружения на шарошках, которые вращались независимо, прокатываясь через забой скважины во время вращения долота. Эти долота работали дольше и могли бурить глубже. Однако первые долота с вращающимися шарошками не отличались долговечностью и надежностью — шпильки и винты служили для крепления компонентов долота в его ранних конструкциях — но они превосходили по производительности лопастные долота. Для снижения трения использовали простые подшипники со стальными втулками или муфтами. Первоначальные усовершенствования затронули режущее вооружение. В начале тридцатых годов прошлого столетия были сконструированы взаимодействующие шарошки. При наличии зазора с соседними шарошками резцы могут быть длиннее и могут обеспечивать дополнительное очищающее действие в мягких породах. До этого зубцы должны были быть короткими, чтобы не допустить контакта друг с другом во время вращения шарошки. Примерно в это же время изготовители начали подвергать сталь тепловой обработке и наплавлять более твердый металл на стальные зубья для бурения пород с высоким сжимающим усилием. Есть два типа режущего вооружения шарошек: фрезерованные стальные зубцы, литые или цельнокованые с износостойкими режущими элементами из карбидокомпозитов, и вставки из карбида вольфрама, отформованные отдельно и впрессованные в точно про- Нефтегазовое Обозрение Герметизированный роликовый подшипник Разрушение Долбление и скобление Направление Gauge вращения Калибрующий Малое значение перекоса (0°) Высокое значение перекоса (5°) венец Действительное качение во всех точках Диафрагма Крышка камеры для смазки Контур Угол опоры шарошки отклоняется от действительного качения шарошки Камера для смазки Лапа Опорная поверхность Роликовые подшипники Рис. 3. Характер бурения с помощью шарошечных долот. Шарошечные долота удаляют породу путем долбления и скобления или разрушением. Вращающиеся шарошки создают разрушающее действие. Когда шарошки отходят от действительного действия качения, режущее вооружение больше переходит на долбление и скобление. Угол перекоса или смещения и форма шарошки служат причиной того, что шарошки периодически прекращают вращение во время вращения долота. В результате этого режущие элементы скользят по забою скважины и скоблят породу. Углы смещения меняются от 5° для мягких пород до 0° для твердых пород. Долота для мягких пород используют более длинные режущие элементы со смещенными углами шарошек, которые снижают возможность действительного движения качения. Короткие резцы на шарошках, которые обеспечивают большую степень качения, создают действие разрушения в твердых породах. сверленные отверстия на поверхности шарошки. Долота со стальными зубьями и долота со вставками применяют для бурения мягких пород, пород средней твердости и твердых пород (рис. 2). Долота со стальными зубьями используют в мягких породах с низкой прочностью на сжатие, а также в породах средней твердости и в твердых породах с высокой прочностью на сжатие. Долота со вставками применяют для бурения пород от мягких и полутвердых до твердых, полуабразивных и сильно абразивных. Режущее вооружение, которое разрушает или вызывает дробление твердой породы от сжимающей нагрузки, должно быть тупоносым и коротким, чтобы предотвратить поломку резца, и быть близко расположенным друг от друга. Мягкие породы позволяют использовать острые и длинные зубцы, обеспечивающие проникновение в породу и ее удаление путем долбления и скобления. Каждое режущее дей- Весна 2002 Твердосплавная защита калибрующего венца Фрикционная цапфа Стальной зубец Сальниковое уплотнение Belleville Калибрующий венец Шариковый подшипник Опора Шарошка Рис. 4. Подшипники качения. Долота с тремя шарошками, которые являются наиболее распространенными шарошечными долотами, очень мало напоминают шарошечные долота первых конструкций. Роликовые подшипники несут большую часть нагрузок, и шариковые подшипники, установленные через отверстие в опоре, удерживают шарошки на месте. Опорная поверхность и фрикционная цапфа несут осевую нагрузку и стабилизируют подшипники. Сальниковые уплотнения удерживают смазку внутри подшипников и предотвращают попадание внутрь бурового раствора и твердых частиц. Первые резиновые уплотнения были усилены внутренним металлическим кольцом или пружиной belleville. Позднее стали использовать круглые и радиальные уплотнения из эластомера. Камеры в лапах обеспечивают смазку. В сальниках нет перепада давления, и гидростатическое давление передается через диафрагму для выравнивания давления между подшипниками и в затрубном пространстве скважины. ствие применяют с различной интенсивностью, в зависимости от породы. Резцы стремятся обеспечить долбление и скобление в условиях, когда шарошки не обеспечивают истинного движения качения. Баланс между механизмами разрушения породы достигается путем регулирования угла опоры, формы шарошки и смещения для контроля порядка вращения шарошек (рис. 3). Опоры представлены валами или осеподобными структурами, вокруг которых вращаются шарошки. Смеще- ние, или угол перекоса, является мерой определения смещения опор, обеспечивающих отсутствие пересечения оси каждой шарошки с осями других шарошек в центре долота. По мере усовершенствования режущих элементов и повышения агрессивности бурения со стороны долот, ограничивающим фактором стал срок службы подшипников. В середине тридцатых годов прошлого столетия были созданы роликовые подшипники (рис. 4). Длительность рейса долота возросла с 6 или 8 7 Мягкие породы Мягкие породы до пород средней твердости Долота со вставками 43A 51 53 53A Породы от среднетвердых до твердых 51A 52A 61 62 62A Микроструктура сцементированного карбида 10 мкм 63 Твердые породы 73 83 Рис. 5. Разновидности вставок. Долговечность вставок зависит от степени развития порошковой металлургии, которая устраняет дефекты, оптимизирует химические процессы сцепления и позволяет получать точные отношения между твердостью и прочностью для всех условий применения. Менее пористый материал из сцементированного карбида наплавляют на стальные зубья или спекают его в виде вставок, устойчивых к износу и воздействию эрозии, для бурения твердых пород или для получения более прочных вставок для бурения мягких пород. Тщательный контроль процесса обеспечивает получение точных характеристик материалов и размеров зерен, а высокотемпературная изостатическая запрессовка устраняет возникновение поровых дефектов в сцементированном карбиде (вставка). часов до 20–25 часов с соответствующим увеличением проходки за рейс и снижением расходов. Насадки для промывочной жидкости впервые стали использоваться в 1950 году для улучшения очистки долота и ствола скважины и для увеличения механической скорости проходки с помощью сильной струи бурового раствора, направляемой на забой скважины для отделения шлама, удерживаемого внизу гидростатическим давлением. Вставки из карбида вольфрама, внедренные в 1951 году, стали настоящей находкой для бурения твердых пород. Вставки из карбида вольфрама — при совсем небольшой потере в прочности — были прочнее и более устойчивы к износу, чем самые лучшие стальные долота, и они могли разбуривать протяженные интервалы до износа. Впервые режущее вооружение стало иметь больший срок службы, чем подшипники. Однако буровой раствор и твердые частицы оказывали вредное воздействие на подшипники, особенно при бурении в сложных условиях. Хотя для смазки компонентов подшипника и для удлинения срока службы долота использовали специальную смазку, явление усталости материалов и износ поверхности и дорожек роликовых подшипников на лапах и шарошках ограничивали долговечность подшипников, поэтому для долот 8 со вставками потребовался новый подход. В шестидесятые годы прошлого столетия были добавлены сальники для удержания смазки в подшипниках и для предотвращения попадания внутрь промывочной жидкости или твердых частиц. Камеры для смазки в каждой лапе обеспечивали постоянную смазку. Диафрагменная система компенсации выравнивала давление в сальниках. Открытые или негерметичные роликовые подшипники, охлаждаемые и смазываемые буровыми растворами, все еще используются в долотах со стальными зубьями для бурения малой стоимости. В настоящее время менее пористые материалы из карбидов изготавливают путем внедрения тонких частиц карбида вольфрама в кобальтовую матрицу и спекания при высокой температуре в вакууме или в водородной атмосфере1. Содержание кобальта и размер частиц меняют для получения десятка стандартных классов материалов из сцементированного карбида. Эти металлические композиты сочетают твердость при ограниченной деформации с прочностью, предотвращающей растрескивание. Зерна малого размера и малое содержание кобальта увеличивает твердость и сопротивление износу за счет прочности. Крупные зерна и высокое содержание кобальта снижает твердость и сопротивление износу, но увеличивает прочность. Нужно подбирать правильное соотношение — слишком мягкий материал будет причиной преждевременного износа, слишком твердый материал служит причиной поломок вставок в условиях тяжелых нагрузок. В результате можно получить устойчивые к износу и воздействию эрозии вставки для твердых пород и прочные вставки для мягких пород (рис. 5). Более качественное режущее вооружение и агрессивное бурение в глубокозалегающих твердых породах требует применения больших нагрузок на долото и подшипников более высокого качества. Подшипники скольжения и применение уплотнительных колец, сжатых по объему более чем на 15%, было внедрено в конце шестидесятых годов — начале семидесятых годов прошлого столетия, что открыло новую эру в применении шарошечных долот. Подшипники скольжения более долговечны и пригодны для более высоких нагрузок, чем роликовые подшипники, так как нагрузки распределяются на большой площади — на опоре и на внутренней поверхности шарошки, а не просто на роликах (рис. 6). Первые долота с подшипниками скольжения пробурили такой же метраж в скважине, который был под силу трем-пяти стандартным долотам с роликовыми подшипниками, но они были дороже. Но общая экономия была получена от увеличенного метража проходки на долото и от меньшего количества спуско-подъемных операций, необходимых для замены долот. В начале семидесятых годов прошлого столетия компания «Рид Тул» (Reed Tool), которая в настоящее время имеет название ReedHycalog, создала плавающие бериллиево-медные муфты, обладающие лучшими характеристиками в отношении нагрузок, пластичности и сопротивления износу, а также высокой тепловой проводимостью, обеспечивающей рассеяние тепла2. По сравнению со стандартными подшипниками скольжения эти плавающие муфты вращаются между опорой и поверхностью шарошки, что обеспечивает наличие четырех по1. Спекание — это нагрев порошкообразных металлов до расплава металла матрицы, что приводит к уплотнению и усадке при сохранении предварительно приданной формы. 2. Mayo TH: “Drill Bit Bearings,” U.S. Patent 3,721,307 (March 20, 1973). 3. Murdoch HW and Schumacher PW Jr: “Drill Bit Seals,” U.S. Patent 3,765,495 (October 16, 1973). 4. Gaither PI and Tucker III JR: “Method and Apparatus for Machining a Workpiece,” U.S. Patent 4,599,921 (July 15, 1986). 5. Gaither PI and Klappenbach SW: “Method of Making Lug Journal for Roller Cutter Drill Bits,” U.S. Patent 4,982,496 (January 8, 1991). Нефтегазовое Обозрение Герметизированный подшипник скольжения Диафрагма Крышка камеры для смазки Камера для смазки Покрытая серебром бериллиевомедная плавающая втулка Опорная поверхность Твердосплавная защита калибра Фрикционная цапфа Радиальный сальник с эластомером Опора Вставка Калибрующий венец из карбида Шарошка вольфрама Рис. 6. Подшипники скольжения. Подшипники без роликов, устраняющих трение, долговечны и могут работать в условиях высоких нагрузок, поскольку нагрузки распределяются по большой площади подшипника. Эти упорные подшипники используют в долотах диаметром до 121/4 дюйма. Плавающие бериллиево-медные муфты рассеивают тепло и снижают относительную скорость между опорами и шарошками. Серебряное покрытие действует как твердая смазка с целью еще большего снижения трения и износа. Радиальные сальники из эластомера используют в связи с тем, что они требуют меньшей степени сжатия, чем круглые сальники, и они не выделяют так много тепла. верхностей и удвоение числа скользящих площадей, в связи с чем снижается относительная скорость и износ. Примерно в это же самое время Reed запатентовала овальный сальник с поперечным сечением, в котором радиальные размеры превышают осевые3. Радиальные сальники требуют менее 10% сжатия для эффективной герметизации, что снижает износ. Более низкая величина давления на поверхностях контакта также снижает трение и выделение тепла, поэтому сальники работают при более низких температурах. В настоящее время многие конструкции долот используют сальники, которые основаны на этой радиальной концепции. Корпуса шарошечных долот ранее отливали или ковали из цельного куска металла вместе Весна 2002 Рис. 7. Изготовление шарошечных долот. Шарошки со стальными зубьями и резцы куют из стальных горячекатаных болванок (вверху слева). В результате горячей обработки упрочняют гнезда для подшипников. Формы шарошек придают с помощью контурной обработки и расточки, затем их подвергают сложной операции фрезерования отдельных зубьев (вверху справа). Карбид вольфрама приваривают вручную на каждый зуб для повышения сопротивления износу. Для долот со вставками вставки с цементированным карбидом подвергают процедуре заплавления и подгоняют на поверхности шарошки, запрессовывая их в точно просверленные отверстия слегка уменьшенного диаметра (внизу слева). Лапы и шарошки собирают и приваривают вместе (внизу справа). с шарошками и иногда с лопастями. После разработки конструкции долота с тремя шарошками производители стали изготавливать отдельные лапы и шарошки, которые затем собирали и сваривали вместе. Это послужило основой для почти шестидесятилетнего периода отработки все более точного процесса изготовления (рис. 7). Более строгие допуски для ковки, фрезерования, тепловой обработки, спекания, шлифовки, сварки и порошковой металлургии являются в настоящее время фундаментом для получения высокоэффективных шарошечных долот. Компания Reed впервые начала применять шлифующие поверхности подшипников в одном типе долот для обеспечения постоянства форм и устранения эксцентриситета. Компания Reed также создала запатентованные методы для полировки подшипников, которые улучшают поверхностную полировку, концентричность и контроль размеров. Кассетные зажимы обеспечивают повторяемый метод крепления деталей в станке4. Держатель, или кассета, укрепляется на токарном станке и фиксирует детали надежно и точно. Более крупные детали обрабатываются с помощью статического точения, т. е. движущийся токарный станок обрабатывает неподвижные детали5. Метод статического точения является в настоящее время стандартным методом при производстве шарошечных долот. Таким же образом сварка с помощью роботов обеспечивает окончательное нанесение наплавленных слоев, что невозможно при ручной сварке. Усовершенствование производства в порошковой металлургии оказало влияние на улучшение характеристик твердых сплавов для долот со стальными зубьями. Наварные слои 9 Мягкие породы Мягкие породы до пород средней твердости Долота со вставками 43A 51 53 53A Породы от среднетвердых до твердых 51A 52A 61 62 62A Микроструктура сцементированного карбида 10 мкм 63 Твердые породы 73 83 Рис. 5. Разновидности вставок. Долговечность вставок зависит от степени развития порошковой металлургии, которая устраняет дефекты, оптимизирует химические процессы сцепления и позволяет получать точные отношения между твердостью и прочностью для всех условий применения. Менее пористый материал из сцементированного карбида наплавляют на стальные зубья или спекают его в виде вставок, устойчивых к износу и воздействию эрозии, для бурения твердых пород или для получения более прочных вставок для бурения мягких пород. Тщательный контроль процесса обеспечивает получение точных характеристик материалов и размеров зерен, а высокотемпературная изостатическая запрессовка устраняет возникновение поровых дефектов в сцементированном карбиде (вставка). часов до 20–25 часов с соответствующим увеличением проходки за рейс и снижением расходов. Насадки для промывочной жидкости впервые стали использоваться в 1950 году для улучшения очистки долота и ствола скважины и для увеличения механической скорости проходки с помощью сильной струи бурового раствора, направляемой на забой скважины для отделения шлама, удерживаемого внизу гидростатическим давлением. Вставки из карбида вольфрама, внедренные в 1951 году, стали настоящей находкой для бурения твердых пород. Вставки из карбида вольфрама — при совсем небольшой потере в прочности — были прочнее и более устойчивы к износу, чем самые лучшие стальные долота, и они могли разбуривать протяженные интервалы до износа. Впервые режущее вооружение стало иметь больший срок службы, чем подшипники. Однако буровой раствор и твердые частицы оказывали вредное воздействие на подшипники, особенно при бурении в сложных условиях. Хотя для смазки компонентов подшипника и для удлинения срока службы долота использовали специальную смазку, явление усталости материалов и износ поверхности и дорожек роликовых подшипников на лапах и шарошках ограничивали долговечность подшипников, поэтому для долот 8 со вставками потребовался новый подход. В шестидесятые годы прошлого столетия были добавлены сальники для удержания смазки в подшипниках и для предотвращения попадания внутрь промывочной жидкости или твердых частиц. Камеры для смазки в каждой лапе обеспечивали постоянную смазку. Диафрагменная система компенсации выравнивала давление в сальниках. Открытые или негерметичные роликовые подшипники, охлаждаемые и смазываемые буровыми растворами, все еще используются в долотах со стальными зубьями для бурения малой стоимости. В настоящее время менее пористые материалы из карбидов изготавливают путем внедрения тонких частиц карбида вольфрама в кобальтовую матрицу и спекания при высокой температуре в вакууме или в водородной атмосфере1. Содержание кобальта и размер частиц меняют для получения десятка стандартных классов материалов из сцементированного карбида. Эти металлические композиты сочетают твердость при ограниченной деформации с прочностью, предотвращающей растрескивание. Зерна малого размера и малое содержание кобальта увеличивает твердость и сопротивление износу за счет прочности. Крупные зерна и высокое содержание кобальта снижает твердость и сопротивление износу, но увеличивает прочность. Нужно подбирать правильное соотношение — слишком мягкий материал будет причиной преждевременного износа, слишком твердый материал служит причиной поломок вставок в условиях тяжелых нагрузок. В результате можно получить устойчивые к износу и воздействию эрозии вставки для твердых пород и прочные вставки для мягких пород (рис. 5). Более качественное режущее вооружение и агрессивное бурение в глубокозалегающих твердых породах требует применения больших нагрузок на долото и подшипников более высокого качества. Подшипники скольжения и применение уплотнительных колец, сжатых по объему более чем на 15%, было внедрено в конце шестидесятых годов — начале семидесятых годов прошлого столетия, что открыло новую эру в применении шарошечных долот. Подшипники скольжения более долговечны и пригодны для более высоких нагрузок, чем роликовые подшипники, так как нагрузки распределяются на большой площади — на опоре и на внутренней поверхности шарошки, а не просто на роликах (рис. 6). Первые долота с подшипниками скольжения пробурили такой же метраж в скважине, который был под силу трем-пяти стандартным долотам с роликовыми подшипниками, но они были дороже. Но общая экономия была получена от увеличенного метража проходки на долото и от меньшего количества спуско-подъемных операций, необходимых для замены долот. В начале семидесятых годов прошлого столетия компания «Рид Тул» (Reed Tool), которая в настоящее время имеет название ReedHycalog, создала плавающие бериллиево-медные муфты, обладающие лучшими характеристиками в отношении нагрузок, пластичности и сопротивления износу, а также высокой тепловой проводимостью, обеспечивающей рассеяние тепла2. По сравнению со стандартными подшипниками скольжения эти плавающие муфты вращаются между опорой и поверхностью шарошки, что обеспечивает наличие четырех по1. Спекание — это нагрев порошкообразных металлов до расплава металла матрицы, что приводит к уплотнению и усадке при сохранении предварительно приданной формы. 2. Mayo TH: “Drill Bit Bearings,” U.S. Patent 3,721,307 (March 20, 1973). 3. Murdoch HW and Schumacher PW Jr: “Drill Bit Seals,” U.S. Patent 3,765,495 (October 16, 1973). 4. Gaither PI and Tucker III JR: “Method and Apparatus for Machining a Workpiece,” U.S. Patent 4,599,921 (July 15, 1986). 5. Gaither PI and Klappenbach SW: “Method of Making Lug Journal for Roller Cutter Drill Bits,” U.S. Patent 4,982,496 (January 8, 1991). Нефтегазовое Обозрение Герметизированный подшипник скольжения Диафрагма Крышка камеры для смазки Камера для смазки Покрытая серебром бериллиевомедная плавающая втулка Опорная поверхность Твердосплавная защита калибра Фрикционная цапфа Радиальный сальник с эластомером Опора Вставка Калибрующий венец из карбида Шарошка вольфрама Рис. 6. Подшипники скольжения. Подшипники без роликов, устраняющих трение, долговечны и могут работать в условиях высоких нагрузок, поскольку нагрузки распределяются по большой площади подшипника. Эти упорные подшипники используют в долотах диаметром до 121/4 дюйма. Плавающие бериллиево-медные муфты рассеивают тепло и снижают относительную скорость между опорами и шарошками. Серебряное покрытие действует как твердая смазка с целью еще большего снижения трения и износа. Радиальные сальники из эластомера используют в связи с тем, что они требуют меньшей степени сжатия, чем круглые сальники, и они не выделяют так много тепла. верхностей и удвоение числа скользящих площадей, в связи с чем снижается относительная скорость и износ. Примерно в это же самое время Reed запатентовала овальный сальник с поперечным сечением, в котором радиальные размеры превышают осевые3. Радиальные сальники требуют менее 10% сжатия для эффективной герметизации, что снижает износ. Более низкая величина давления на поверхностях контакта также снижает трение и выделение тепла, поэтому сальники работают при более низких температурах. В настоящее время многие конструкции долот используют сальники, которые основаны на этой радиальной концепции. Корпуса шарошечных долот ранее отливали или ковали из цельного куска металла вместе Весна 2002 Рис. 7. Изготовление шарошечных долот. Шарошки со стальными зубьями и резцы куют из стальных горячекатаных болванок (вверху слева). В результате горячей обработки упрочняют гнезда для подшипников. Формы шарошек придают с помощью контурной обработки и расточки, затем их подвергают сложной операции фрезерования отдельных зубьев (вверху справа). Карбид вольфрама приваривают вручную на каждый зуб для повышения сопротивления износу. Для долот со вставками вставки с цементированным карбидом подвергают процедуре заплавления и подгоняют на поверхности шарошки, запрессовывая их в точно просверленные отверстия слегка уменьшенного диаметра (внизу слева). Лапы и шарошки собирают и приваривают вместе (внизу справа). с шарошками и иногда с лопастями. После разработки конструкции долота с тремя шарошками производители стали изготавливать отдельные лапы и шарошки, которые затем собирали и сваривали вместе. Это послужило основой для почти шестидесятилетнего периода отработки все более точного процесса изготовления (рис. 7). Более строгие допуски для ковки, фрезерования, тепловой обработки, спекания, шлифовки, сварки и порошковой металлургии являются в настоящее время фундаментом для получения высокоэффективных шарошечных долот. Компания Reed впервые начала применять шлифующие поверхности подшипников в одном типе долот для обеспечения постоянства форм и устранения эксцентриситета. Компания Reed также создала запатентованные методы для полировки подшипников, которые улучшают поверхностную полировку, концентричность и контроль размеров. Кассетные зажимы обеспечивают повторяемый метод крепления деталей в станке4. Держатель, или кассета, укрепляется на токарном станке и фиксирует детали надежно и точно. Более крупные детали обрабатываются с помощью статического точения, т. е. движущийся токарный станок обрабатывает неподвижные детали5. Метод статического точения является в настоящее время стандартным методом при производстве шарошечных долот. Таким же образом сварка с помощью роботов обеспечивает окончательное нанесение наплавленных слоев, что невозможно при ручной сварке. Усовершенствование производства в порошковой металлургии оказало влияние на улучшение характеристик твердых сплавов для долот со стальными зубьями. Наварные слои 9 Стандартный сварочный электрод 0,4 мм 1 Цельный алюминиевый образец 7 Сварка выдвижным электродом с тонкой оболочкой 0,4 мм 2 Алюминиевый кожух формы 8 3 Рис. 8. Высокоэффективная наплавка стальных зубьев. Тепловая деградация при стандартной высокотемпературной сварке и медленное применение толстостенных электродов служат причиной развития высокой пористости, трещин и невыдержанных характеристик в изделии (сверху слева). Нанесенные стандартным методом твердосплавные слои оставляют сферические частицы карбида вольфрама открытыми для эрозии (в середине слева). Сварка с более низкой температурой и быстрое нанесение слоев с помощью выдвижного электрода с тонкой оболочкой сводят к минимуму разжижение в стальном зубце (сверху справа). Предварительно перемешанная многофазная присадка из карбида вольфрама и порошковой стали обеспечивает более высокое сопротивление абразивности. Крупные сферические частицы и пластинчатые структуры перекрываются, снижая эрозию матрицы (в середине справа). Такой твердосплавный металл Armor Clad имеет исключительно низкую пористость и малые дефекты, создаваемые трещинами, поэтому зубья дольше сохраняют остроту, увеличивая механическую скорость проходки и срок работы долота (внизу). 4 Кожух из эластомера 9 5 Инжекционная форма и твердосплавная головка Твердосплавная головка Предварительно отформоров выточке образца ванная форма для холодного изостатического прессования Поперечный разрез зубца Твердый сплав, наплавленный вручную Предварительно нагретая пресс-форма Горячая запрессовка 6 Твердый сплав, нанесенный по технологии порошкового сплавления Окончательная форма шарошки и резцов Рис. 9. Технология порошкового сплавления твердого сплава на резцы. Запатентованный процесс сочетает порошковую металлургию и технологию традиционной ковки для получения долот низкой стоимости с обеспечением совершенной геометрии резцов и превосходных характеристик. Окончательная геометрия шарошки и резцов имеет большие размеры с учетом результатов процесса двухступенчатого уплотнения. Цельный образец и форму из двух частей вытачивают из алюминия для получения кожуха из эластомера, который точно повторяет форму и размеры образца. Место и толщина износоустойчивого материала для зубьев тоже имеет увеличенные размеры для получения стальных форм. В формы подают смесь карбида вольфрама и кобальтовых окатышей, стальной порошок и цементирующую смесь для получения слоя из цементированного карбида на зубьях. Гибкий кожух помещают в алюминиевый держатель и головки вставляют в выточки, соответствующие зубьям. Цельная оправка и головка образуют отверстие в долоте и обеспечивают доступ для заполнения кожуха стальным порошком. С помощью вибрации порошок уплотняют до плотности 60% по форме образца. Холодная изостатическая прессовка уплотняет порошок до плотности 80% с равномерным уменьшением размера на 14%. Эти предварительно подготовленные формы можно обрабатывать, нагревать и иначе манипулировать ими во время деформации, однако, формы бьющиеся. Уплотнение шарошки и резцов до 100% твердости и до принятия окончательной формы начинается после равномерного нагрева предварительных форм в инертной атмосфере при температуре, близкой к температуре ковки. Предварительные формы перегружают в предварительно нагретый кокиль и погружают в горячий графитовый порошок. На такую перегрузку уходит менее 30 секунд, что предотвращает попадание на изделие кислорода и позволяет свести к минимуму потери тепла. Гидравлический пресс уплотняет предварительные формы до окончательных форм и до полной плотности, на что уходит менее одной минуты. После очистки с помощью продувки подшипники обрабатывают, поверхности упрочняют путем тепловой обработки и точной шлифовки с помощью стандартных операций. Содержание углерода и микроструктура одинаковы во всех шарошках и зубьях, что устраняет необходимость в ручной сварке (внизу справа). 10 Нефтегазовое Обозрение Рис. 10. Профилированные вставки с синтетическими поликристаллическими алмазами. Алмазное покрытие на сцементированной карбидной подложке улучшает абразивное действие вставок шарошек и их ударные и тепловые характеристики (вверху). В куполообразных калибрующих вставках применяется равномерный алмазный слой, а круглые верхние слои вставки варьируются от толстого наверху, до тонкого на кромках (в середине). Поверхностный слой синтетических поликристаллических алмазов, состоящий из почти чистых алмазов, и один или два промежуточных слоя смеси алмазов, карбида вольфрама и кобальта спекаются, в результате чего цементировочный материал прочно скрепляется с карбидной основой (внизу). Промежуточные слои имеют оптимизированные характеристики для сведения к минимуму напряжений между алмазами и карбидом вольфрама вследствие разности в расширении между алмазами и карбидом вольфрама. на зубья долот потребовали применения ручной сварки с помощью композитных электродов, изготовленных из стального и карбидного порошков. Этот трудный процесс ограничивает выдержанность и эффективность характеристик долот со стальными зубьями. Композитные электроды Armor Clad, созданные компанией Reed-Hycalog, позволили удвоить скорость сварки со снижением тепловой деградации частиц карбида (рис. 8)6. Запатентованный процесс нанесения порошкового металла на резцы (PMC) сочетает технологии порошкового металла и традиционной ковки, обеспечивая получение долот с совершенной геометрией резцов и с превосходными характеристиками. Этот метод изготовления, который обусловливает быстрое уплотнение в твердом состоянии шарошек окончательной формы и их зубьев, устраняет многие ограничения, присущие стандартной конструкции долота, и позволяет использовать выбор совершенных материалов, которые улучшают целостность режущего вооружения (рис. 9). Зубья с выдержанной толщиной твердого сплава для повышения сопротивления износу являются основным преимуществом технологии сплавления порошкового металла на зубьях. Этот процесс хорошо подходит для автоматического процесса, при этом устраняются ручные сварочные работы. В отличие от вручную наплавленного твердого сплава, объем карбида и микроструктура идентичны на каждом зубце каждой шарошки. Этот процесс позволяет усовершенствовать несколько аспектов конструкции шарошечных долот. Возможность получения нужной окончательной формы позволяет обеспечить рентабельное производство сложного режущего вооружения, т. е. агрессивных форм, места и ориентации, которые невозможны при обычных фрезерных работах. Последние достижения технологии порошкового сплавления твердого сплава включают усовершенствованную рецептуру твердого сплава и полное покрытие твердым сплавом7. Весна 2002 Алмазный слой Карбид-вольфрамовая подложка Калибровочное вооружение и режущие вставки, покрытые алмазным слоем Алмазный слой Размер алмазных зерен Алмаз Кобальт Карбид вольфрама Толщина Верхний Второй Третий Подложка 8 микрон 8 микрон 8 микрон – 95 % 62 % 42 % – 5% 16 % 16 % 18 % 0% 22 % 42 % 82 % 0,010 дюймов 0,010 дюймов 0,015 дюймов – Профилированные вставки с покрытием из алмазного композита совершили переворот в характеристиках режущего вооружения во многих областях применения шарошечных долот. Алмазная технология обеспечивает сопротивление тепловому растрескиванию и износу режущих кромок, а также калибрующих поверхностей, контактирующих с породой. В усиленных алмазами вставки используются слои классифицированных поликристаллических алмазов на сцементированной карбидной подложке (рис. 10). Поверхностный слой почти полностью состоит из алмазов, которые режут породу, и он обладает оптимальными характеристиками в отношении абразивного воздействия, температуры и ударного износа при использовании в шарошечных долотах. Разница в тепловом расширении и упругости между сцементированной карбидной подложкой и алмазным композитом обладает совместимостью нагрузок, которые снижаются за счет классифицированных промежуточных слоев. Вставки компании Reed-Hycalog с покрытием изготовляются по лицензии, использующей запатентованный высокотемпературный процесс высокого давления, подобный процессу, применяемому при изготовлении элементов фиксированных резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами (см. «Технологию долот с фиксированными резцами» на стр. 15) 8. К счастью, разработка долговечных вставок с синтетическими поликристаллическими алмазами для шарошечных долот совпала с началом активного применения наклонно-направленного бурения с использованием забойных двигателей. Последние конструкции подшипников и продолжающееся усовершенствование гид- равлики также расширяют возможности шарошечных долот и еще более улучшают характеристики бурения. Новое поколение совершенных долот EMS и EHP (долото с улучшенными характеристиками для забойных двигателей и долото с повышенной производительностью) сочетают использование улучшенных материалов и технологий изготовления с усовершенствованными конструкциями. В этих новых конструкциях сочетаются усовершенствованное режущее вооружение, которое повышает механическую скорость проходки, с современными подшипниками и сальниками, которые улучшают показатели долговечности долота и срока его службы (рис. 11). Подшипник с резьбовым кольцом, внедренный компанией Reed-Hycalog, обеспечивает превосходное удержание шарошки в случае выхода из строя сальника9. Это стальное покрытое серебром кольцо изготовлено из 6. Smith RC: “Hardfacing Material for Rolling Cutter Drill Bits,” U.S. Patent 5,740,872 (April 21, 1998). 7. Sreshta HA and Drake EF: “Hardmetal Facing for Rolling Cutter Drill Bit,” U.S. Patent 5,653,299 (August 5, 1997). Sreshta HA and Drake EF: “Hardmetal Facing for Earth Boring Drill Bit,” U.S. Patent 5,988,302 (November 23, 1999). Drake EF and Sreshta HA: “Rock Bit Hardmetal Overlay and Process of Manufacture,” U.S. Patent 5,967,248 (October 19, 1999). Drake EF and Sreshta HA: “Rock Bit Hardmetal Overlay and Process of Manufacture,” U.S. Patent 6,045,750 (April 4, 2000). 8. Hall HT Jr and Hall DR: “Carbide/Metal Composite Material and a Process Therefor,” U.S Patent 5,304,342 (April 19, 1994). 9. Pearce DE: “A New Rock Bit Bearing Provides Superior Cone Retention,” paper IADC/SPE 19909, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Houston, Texas, USA, February 27-March 2, 1990. Murdoch HW and Schumacher PW Jr: “Drill Bit,” U.S. Patent 3,971,600 (July 27, 1976). Pearce DE and Walter JC: “Means for Mounting a Roller Cutter on a Drill Bit,” U.S. Patent 4,991,671 (February 12, 1991). 11 Стандартный сварочный электрод 0,4 мм 1 Цельный алюминиевый образец 7 Сварка выдвижным электродом с тонкой оболочкой 0,4 мм 2 Алюминиевый кожух формы 8 3 Рис. 8. Высокоэффективная наплавка стальных зубьев. Тепловая деградация при стандартной высокотемпературной сварке и медленное применение толстостенных электродов служат причиной развития высокой пористости, трещин и невыдержанных характеристик в изделии (сверху слева). Нанесенные стандартным методом твердосплавные слои оставляют сферические частицы карбида вольфрама открытыми для эрозии (в середине слева). Сварка с более низкой температурой и быстрое нанесение слоев с помощью выдвижного электрода с тонкой оболочкой сводят к минимуму разжижение в стальном зубце (сверху справа). Предварительно перемешанная многофазная присадка из карбида вольфрама и порошковой стали обеспечивает более высокое сопротивление абразивности. Крупные сферические частицы и пластинчатые структуры перекрываются, снижая эрозию матрицы (в середине справа). Такой твердосплавный металл Armor Clad имеет исключительно низкую пористость и малые дефекты, создаваемые трещинами, поэтому зубья дольше сохраняют остроту, увеличивая механическую скорость проходки и срок работы долота (внизу). 4 Кожух из эластомера 9 5 Инжекционная форма и твердосплавная головка Твердосплавная головка Предварительно отформоров выточке образца ванная форма для холодного изостатического прессования Поперечный разрез зубца Твердый сплав, наплавленный вручную Предварительно нагретая пресс-форма Горячая запрессовка 6 Твердый сплав, нанесенный по технологии порошкового сплавления Окончательная форма шарошки и резцов Рис. 9. Технология порошкового сплавления твердого сплава на резцы. Запатентованный процесс сочетает порошковую металлургию и технологию традиционной ковки для получения долот низкой стоимости с обеспечением совершенной геометрии резцов и превосходных характеристик. Окончательная геометрия шарошки и резцов имеет большие размеры с учетом результатов процесса двухступенчатого уплотнения. Цельный образец и форму из двух частей вытачивают из алюминия для получения кожуха из эластомера, который точно повторяет форму и размеры образца. Место и толщина износоустойчивого материала для зубьев тоже имеет увеличенные размеры для получения стальных форм. В формы подают смесь карбида вольфрама и кобальтовых окатышей, стальной порошок и цементирующую смесь для получения слоя из цементированного карбида на зубьях. Гибкий кожух помещают в алюминиевый держатель и головки вставляют в выточки, соответствующие зубьям. Цельная оправка и головка образуют отверстие в долоте и обеспечивают доступ для заполнения кожуха стальным порошком. С помощью вибрации порошок уплотняют до плотности 60% по форме образца. Холодная изостатическая прессовка уплотняет порошок до плотности 80% с равномерным уменьшением размера на 14%. Эти предварительно подготовленные формы можно обрабатывать, нагревать и иначе манипулировать ими во время деформации, однако, формы бьющиеся. Уплотнение шарошки и резцов до 100% твердости и до принятия окончательной формы начинается после равномерного нагрева предварительных форм в инертной атмосфере при температуре, близкой к температуре ковки. Предварительные формы перегружают в предварительно нагретый кокиль и погружают в горячий графитовый порошок. На такую перегрузку уходит менее 30 секунд, что предотвращает попадание на изделие кислорода и позволяет свести к минимуму потери тепла. Гидравлический пресс уплотняет предварительные формы до окончательных форм и до полной плотности, на что уходит менее одной минуты. После очистки с помощью продувки подшипники обрабатывают, поверхности упрочняют путем тепловой обработки и точной шлифовки с помощью стандартных операций. Содержание углерода и микроструктура одинаковы во всех шарошках и зубьях, что устраняет необходимость в ручной сварке (внизу справа). 10 Нефтегазовое Обозрение Рис. 10. Профилированные вставки с синтетическими поликристаллическими алмазами. Алмазное покрытие на сцементированной карбидной подложке улучшает абразивное действие вставок шарошек и их ударные и тепловые характеристики (вверху). В куполообразных калибрующих вставках применяется равномерный алмазный слой, а круглые верхние слои вставки варьируются от толстого наверху, до тонкого на кромках (в середине). Поверхностный слой синтетических поликристаллических алмазов, состоящий из почти чистых алмазов, и один или два промежуточных слоя смеси алмазов, карбида вольфрама и кобальта спекаются, в результате чего цементировочный материал прочно скрепляется с карбидной основой (внизу). Промежуточные слои имеют оптимизированные характеристики для сведения к минимуму напряжений между алмазами и карбидом вольфрама вследствие разности в расширении между алмазами и карбидом вольфрама. на зубья долот потребовали применения ручной сварки с помощью композитных электродов, изготовленных из стального и карбидного порошков. Этот трудный процесс ограничивает выдержанность и эффективность характеристик долот со стальными зубьями. Композитные электроды Armor Clad, созданные компанией Reed-Hycalog, позволили удвоить скорость сварки со снижением тепловой деградации частиц карбида (рис. 8)6. Запатентованный процесс нанесения порошкового металла на резцы (PMC) сочетает технологии порошкового металла и традиционной ковки, обеспечивая получение долот с совершенной геометрией резцов и с превосходными характеристиками. Этот метод изготовления, который обусловливает быстрое уплотнение в твердом состоянии шарошек окончательной формы и их зубьев, устраняет многие ограничения, присущие стандартной конструкции долота, и позволяет использовать выбор совершенных материалов, которые улучшают целостность режущего вооружения (рис. 9). Зубья с выдержанной толщиной твердого сплава для повышения сопротивления износу являются основным преимуществом технологии сплавления порошкового металла на зубьях. Этот процесс хорошо подходит для автоматического процесса, при этом устраняются ручные сварочные работы. В отличие от вручную наплавленного твердого сплава, объем карбида и микроструктура идентичны на каждом зубце каждой шарошки. Этот процесс позволяет усовершенствовать несколько аспектов конструкции шарошечных долот. Возможность получения нужной окончательной формы позволяет обеспечить рентабельное производство сложного режущего вооружения, т. е. агрессивных форм, места и ориентации, которые невозможны при обычных фрезерных работах. Последние достижения технологии порошкового сплавления твердого сплава включают усовершенствованную рецептуру твердого сплава и полное покрытие твердым сплавом7. Весна 2002 Алмазный слой Карбид-вольфрамовая подложка Калибровочное вооружение и режущие вставки, покрытые алмазным слоем Алмазный слой Размер алмазных зерен Алмаз Кобальт Карбид вольфрама Толщина Верхний Второй Третий Подложка 8 микрон 8 микрон 8 микрон – 95 % 62 % 42 % – 5% 16 % 16 % 18 % 0% 22 % 42 % 82 % 0,010 дюймов 0,010 дюймов 0,015 дюймов – Профилированные вставки с покрытием из алмазного композита совершили переворот в характеристиках режущего вооружения во многих областях применения шарошечных долот. Алмазная технология обеспечивает сопротивление тепловому растрескиванию и износу режущих кромок, а также калибрующих поверхностей, контактирующих с породой. В усиленных алмазами вставки используются слои классифицированных поликристаллических алмазов на сцементированной карбидной подложке (рис. 10). Поверхностный слой почти полностью состоит из алмазов, которые режут породу, и он обладает оптимальными характеристиками в отношении абразивного воздействия, температуры и ударного износа при использовании в шарошечных долотах. Разница в тепловом расширении и упругости между сцементированной карбидной подложкой и алмазным композитом обладает совместимостью нагрузок, которые снижаются за счет классифицированных промежуточных слоев. Вставки компании Reed-Hycalog с покрытием изготовляются по лицензии, использующей запатентованный высокотемпературный процесс высокого давления, подобный процессу, применяемому при изготовлении элементов фиксированных резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами (см. «Технологию долот с фиксированными резцами» на стр. 15) 8. К счастью, разработка долговечных вставок с синтетическими поликристаллическими алмазами для шарошечных долот совпала с началом активного применения наклонно-направленного бурения с использованием забойных двигателей. Последние конструкции подшипников и продолжающееся усовершенствование гид- равлики также расширяют возможности шарошечных долот и еще более улучшают характеристики бурения. Новое поколение совершенных долот EMS и EHP (долото с улучшенными характеристиками для забойных двигателей и долото с повышенной производительностью) сочетают использование улучшенных материалов и технологий изготовления с усовершенствованными конструкциями. В этих новых конструкциях сочетаются усовершенствованное режущее вооружение, которое повышает механическую скорость проходки, с современными подшипниками и сальниками, которые улучшают показатели долговечности долота и срока его службы (рис. 11). Подшипник с резьбовым кольцом, внедренный компанией Reed-Hycalog, обеспечивает превосходное удержание шарошки в случае выхода из строя сальника9. Это стальное покрытое серебром кольцо изготовлено из 6. Smith RC: “Hardfacing Material for Rolling Cutter Drill Bits,” U.S. Patent 5,740,872 (April 21, 1998). 7. Sreshta HA and Drake EF: “Hardmetal Facing for Rolling Cutter Drill Bit,” U.S. Patent 5,653,299 (August 5, 1997). Sreshta HA and Drake EF: “Hardmetal Facing for Earth Boring Drill Bit,” U.S. Patent 5,988,302 (November 23, 1999). Drake EF and Sreshta HA: “Rock Bit Hardmetal Overlay and Process of Manufacture,” U.S. Patent 5,967,248 (October 19, 1999). Drake EF and Sreshta HA: “Rock Bit Hardmetal Overlay and Process of Manufacture,” U.S. Patent 6,045,750 (April 4, 2000). 8. Hall HT Jr and Hall DR: “Carbide/Metal Composite Material and a Process Therefor,” U.S Patent 5,304,342 (April 19, 1994). 9. Pearce DE: “A New Rock Bit Bearing Provides Superior Cone Retention,” paper IADC/SPE 19909, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Houston, Texas, USA, February 27-March 2, 1990. Murdoch HW and Schumacher PW Jr: “Drill Bit,” U.S. Patent 3,971,600 (July 27, 1976). Pearce DE and Walter JC: “Means for Mounting a Roller Cutter on a Drill Bit,” U.S. Patent 4,991,671 (February 12, 1991). 11 Долото с усовершенствованными характеристиками для забойных двигателей (EMS) Долото с повышенной производительностью (ЕНР) Бериллиево-медная плавающая муфта с серебряным покрытием Утопленные ролики с корончатыми кромками Оптимизированная твердость шарошки Оптимизированная твердость шарошки Точечные контактные нагрузки Поверхностные контактные нагрузки Покрытая серебром стеллитовая упорная шайба Несколько рядов роликов в капсулах Шариковый подшипник Ребристый в центре текстурный радиальный сальник HNBR Радиальный сальник HNBR Кольцо с резьбой Рис. 11. Усовершенствованная конструкция подшипника. Долота с улучшенными характеристиками для забойных двигателей (EMS) имеют роликовые подшипники. Они долговечны при высоких механических скоростях проходки при использовании высокоскоростных турбин и забойных двигателей, особенно при наклонно-направленном бурении (слева). Чтобы обеспечить длительный срок службы, используют несколько рядов роликов, повышающих долговечность долота, и ребристый в центре текстурный сальник, снижающий трение. Контурные кромки роликов сводят к минимуму контактные нагрузки и снижают образование задиров в металле. Ролики в шарошке заключены в капсулах, что увеличивает диаметр опоры и снижает контактные нагрузки. Сальники HNBR (гидрированная нитриловая бутадиеновая резина) обеспечивают сопротивление абразивному воздействию и температуре выше 300°F (150°C). Текстурированные сальники удерживают смазку и снижают трение; центральные ребра отражают загрязняющие вещества (вставка). В долотах с улучшенными характеристиками (ЕНР) используются запатентованные подшипники с резьбовыми удерживающими кольцами, которые способны нести большие внутренние нагрузки в отличие от шариковых подшипников, что позволяет снизить число отказов и потерь шарошек (справа). Подшипники с резьбовыми удерживающими кольцами обеспечивают лучшее удержание шарошки в случае выхода из строя сальника. Они характеризуются меньшим осевым люфтом, что снижает колебание давления в сальниках и ограничивает миграцию частиц. Покрытая серебром стеллитовая упорная шайба выдерживает осевые нагрузки и снижает тепловое трение на поверхности опоры. двух половинок, и поэтому может быть установлено на опоре. Агрессивное режущее действие создает высокие нагрузки на подшипнике. Втулочная структура обладает большей способностью выдерживать внутренние нагрузки, чем шариковые подшипники, в течение длительного времени работы подшипника, особенно при наклонно-направленном бурении. Уменьшенный зазор снижает осевой люфт, сводит к минимуму колебания давления в сальниках и ограничивает миграцию частиц в подшипник, что продляет срок службы сальников. Твердость покрытых серебром стеллитовых шайб также способствует контролю нагрузок на опоры и снижает трение в районе опорной поверхности подшипника10. 12 Все более возрастающее использование забойных двигателей и турбин служит причиной того, что долота все чаще работают в условиях высокой частоты вращения и скольжения, в результате чего сальники быстро выходят из строя. Исследования показали, что текстурированные сальники могут противостоять износу и сохранять смазку в данных условиях11. Такой самосмазывающийся сальник удерживает смазку в текстурированном отсеке, что снижает трение и обеспечивает более длительный срок службы сальника. В условиях бурения при высоких температурах, больших скоростях и в условиях сильной абразивности воздействия тонких частиц или коррозионных химических реагентов также используют металлические уплотнения (рис. 12)12. Оптимизация характеристик работы шарошечных долот Программа бурения пяти скважин для компании «ТоталФинаЭльф» на месторождении Tin Fouye Tabankort (TFT), расположенном в восточной части Алжира, иллюстрирует преимущества, которые позволяют получить новые материалы и конструкции (рис. 13)13. На месторождении TFT добывают газ из коллектора, залегающего на глубине около 2000 м (6560 футов) в Ордовикских песчаниках. Компания планировала пробурить горизонтальные скважины с горизонтальным участком около 600 м (1970 футов) как часть двухлетней программы уплотнения сетки скважин. Данные бурения указывали на чрезвычайно низкие величины механической скорости бурения и проходки для всех типов долот. Для снижения стоимости оператор, сотрудничая с двумя изготовителями долот, оценил характеристики пород, исторические сведения по бурению и данные по буровым долотам, как шарошечным, так и с фиксированными резцами. Песчаник состоял из угловатых сцепленных зерен кварца с пористостью от 5 до 10%. Низкая скорость проходки в забуриваемой скважине и высокий уровень износа долот указывали на наличие сверхабразивных, возможно чрезвычайно твердых пород. Усиленные алмазами вставки были слишком хрупкими для бурения некоторых сверхтвердых пород, но анализы определили, что в этой зоне залегали породы от среднетвердых до твердых. Абразивность была выше, чем в любом другом ранее классифицированном кварцевом песчанике. Скольжение любого материала, включая алмазы, по этой породе заканчивалось чрезмерным износом, являющимся критическим фактором при выборе долота для 10. Стеллит относится к семейству суперсплавов на кобальтовой основе. Singh RK, Nixon MS and Daly JE: “Rolling Cutter Drill Bits,” U.S. Patent 5,725,313 (March 10, 1998). Griffin ND: “Methods of Treating Preform Elements Including Polycrystalline Diamond Bonded to a Substrate,” U.S. Patent 6,056,911 (May 2, 2000). 11. Carter MW, Daly JE and Van Nederveen H: “A New Sealed Bearing Rock Bit for High-Speed Drilling,” paper SPE 14385, presented at the 60th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas, Nevada, USA, September 22-25, 1985. Daly JE and Kotch RJ: “Roller Cutter Drill Bit Having a Texturized Seal Member,” U.S. Patent 4,619,534 (October 28, 1986). 12. Daly JE, Pearce DE and Wick TA: “Different Stiffness Energizers for MF Seals,” U.S. Patent 875,861 (March 2, 1999). Pearce DE: “Face Seal Having Strain Induced Face Geometry,” U.S. Patent 6,109,376 (August 29, 2000). 13. Besson A, Rabourdin JL, Huon W and Cazenave F: “How to Design Rock Bits to Drill Ultraabrasive Quartzitic Sandstone in Horizontal Wells, Algeria,” paper SPE/IADC 52878, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, March 9-11, 1999. Нефтегазовое Обозрение СРЕДИЗЕМНОЕ МОРЕ Алжир МАРОККО ТУНИС Месторождение Hassi Messaoud АФРИКА Месторождение Tin Fouyé Tabankort Металлическое кольцевое уплотнение на стороне лапы Буровой раствор ЛИВИЯ АЛЖИР Статическое уплотнение в виде уплотнительного кольца НИГЕРИЯ Шарошка Лапа Усилитель лапы Калибрующая вставка, усиленная алмазами Усилительная пружина шарошки Покрытая серебром бериллиево-медная плавающая муфта Металлическое кольцевое уплотнение на стороне шарошки Усиленный алмазами калибрующий венец — ряд вставок-резцов Рис. 12. Уплотнения металл-металл. Металлические уплотнения выглядят многообещающими в области увеличения срока службы и улучшения долговечности долота. Смазанная нержавеющая сталь создает меньшее трение скольжения и тепло, чем эластомеры на стали, и она также имеет лучшее сопротивление теплу или химическому воздействию. горизонтального бурения, что подтвердило тот факт, что правильно спроектированное шарошечное долото может бурить более эффективно, чем долото с фиксированными резцами. В буримых скважинах как шарошечные долота, долота PDC с фиксированными резцами, так и долота с импрегнированными алмазами, имели короткое время работы, малую проходку на долото и сильный износ от абразивного воздействия и от нагрева. Горизонтальный ствол бурящейся скважины требовал применения 25 долот со вставками и более 500 часов на бурение. Поскольку эту породу можно подвергнуть разрушению, было решено использовать шарошечные долота для снижения эффекта скольжения. Использовали более крупное и прочное калибрующее вооружение для поперечной стабилизации долот. Открытые поверхности усилили алмазами, а также усилили калибрующее вооружение, пяту, первый промежуточный ряд и центральные вставки. Угол смещения шарошки был снижен или устранен для сведения к минимуму явления скольжения и для содействия явлению разрушения. Неравномерное распреде- Весна 2002 Рис. 13. Оптимизированные шарошечные долота. Характеристики бурения горизонтальных стволов в сверхабразивных песчаниках от среднетвердых до твердых на месторождении Tin Fouye Tabankort (TFT) в Алжире (вверху) были улучшены с помощью долот ЕНР с подшипниками с резьбовыми удерживающими кольцами, с нулевым углом смещения шарошек и с калибрующим венцом, пяточными вставками и вставками, усиленными алмазами, и с калибрующим вооружением (внизу). Профилированные вставки с синтетическими поликристаллическими алмазами или вставки с алмазными головками относительно недавно стали применяться на шарошечных долотах, но полученные результаты были впечатляющими. В условиях, при которых сильно разрушаются вставки из карбида вольфрама, вставки с алмазными головками остаются практически неповрежденными. Долота работают дольше, и их проходка возрастает, что позволяет обходиться меньшим числом спуско-подъемных операций для замены долот, и это снижает расходы на бурение. ление вставок еще более усилило явление разрушения и устранило трение от скольжения вставок в канавках и в бороздах. В первой скважине одиннадцать долот диаметром 81/2 дюйма со вставками и со смещением шарошек на 2° пробурили горизонтальный интервал за 215 часов. Механическая скорость проходки возросла до 2,8 м/час (9 футов/час) по сравнению с 1,25 м/час (4 фута/час) в соседней скважине. Работа подшипника не была ограничивающим фактором. Долота ЕНР были выбраны на основе доказанной эффективности в тяжелых условиях бурения и за преимущества удержания шарошек со стороны подшипника с резьбовым удерживающим кольцом. Усиленные алмазами вставки показали ограниченный износ, но калибрующее вооружение все же характеризовалось сильным износом. На основе этих результатов смещение шарошек было снижено до 0°, калибрующее вооружение с дополнительными алмазными вставками, также было значительно увеличено количество алмазных вставок на промежуточном ряде резцов. Во второй скважине средняя механическая скорость проходки возросла до 3,5 м/час (11 футов/час), на нее потребовалось девять долот и 176 часов для бурения горизонтального дренажного ствола. Время бурения было снижено до 123 часов с использованием только шести долот в третьей скважине, а механическая 13 скорость проходки в ней возросла до 4,8 м/час (16 футов/час). В шестой скважине шесть долот пробурили 637 м (2090 футов) за 121,5 часа при скорости 5,3 м/час (17 футов/час). По сравнению с соседней скважиной, показатели средней механической скорости проходки на скважину были улучшены более чем на 400%, и было значительно сокращено время на спуско-подъемные операции. Общая экономия на скважину была более 1 млн. долларов. Усовершенствованная гидравлика шарошечного долота Гидравлика долота выполняет четыре основные функции: разрыхляет шлам, очищает шарошки и резцы, охлаждает долото и выносит шлам из ствола скважины для предотвращения его повторного разрушения14. Однако в настоящее время при стандартном размещении насадок поток бурового раствора направляется непосредственно вниз, и не очищает шарошки или ствол скважины до контакта режущего вооружения с породой. В результате этого осколки породы остаются на забое и могут накапливаться на шарошках или забиваться между элементами режущего вооружения согласно явлению, называемому образованием сальников на долоте, которые препятствуют полному проникновению в неразрушенную породу. Поэтому конструкция гидравлической системы долота значительно влияет на характер работы шарошечного долота и на оптимальную механическую скорость проходки. Зависимость между механической скоростью проходки, очисткой долота и удалением шлама была впервые признана при лабораторных испытаниях с долотами рабочих диаметров. Перед установлением выдержанного темпа скорости бурения долота бурят немного быстрее, когда зубья или вставки только начинают резать на полную глубину, постепенно снижая скорость бурения, как только шлам начинает забиваться вокруг резцов и снижать степень проникновения в породу. Эти наблюдения послужили причиной выполнения ряда испытаний для изучения последствий изменения направления насадок и их места. В первом испытании насадки направляли поток непосредственно на резцы. Скорость бурения возросла значительно, демонстрируя важность направления промывочной жидкости для очистки долот и для предотвращения образования сальников. Для оптимизации характеристик работы долота были испытаны насадки различной длины и ориентации (рис. 14). Частично удлиненные насадки были направлены на ведущие элементы шарошек между наружным калибрующим венцом и промежуточным рядом резцов для очистки долота и забоя скважины перед контактом режущего вооружения с породой. Эта запатентованная Стандартный Mudpick технология Mudpick позволила повысить механическую скорость проходки более чем на 20% при лабораторных испытаниях, постоянно обеспечивая более высокую механическую скорость проходки, чем при стандартной конструкции с прямо направленными насадками15. Удлинения насадок изготовлены ковкой в теле лапы, чтобы избежать использования отдельных дополнительных удлинителей. Исследования и полномасштабные испытания были продолжены, используя изменение местоположения насадок и их направления. Струйные насадки направляли в сторону резцов калибрующего вооружения, чтобы высокоскоростной буровой раствор очищал шарошки до плавного изменения направления и до прохода по породе под шарошками. Гидравлическая конструкция Mudpick II устраняет наличие зон застоя и повышает величину механической скорости проходки более чем на 45% по сравнению со стандартными долотами в мягких породах до пород средней твердости и твердых пород16. В породах, где срок службы долота ограничивается выходом из строя режущего вооружения, усовершенствованная гидравлическая конструкция позволяет применять режущее вооружение меньшей долговечности без ущерба для проходки. Многие интервалы в настоящее время можно проходить с помощью одного долота. Выбор гидравлики Mudpick или Mudpick II зависит от типа пород. Конструкции Mudpick II Рис. 14. Усовершенствованная гидравлика долота. Режущее действие может быть самым эффективным, когда осколки породы удаляются немедленно. Поток жидкости вокруг и под долотом можно наблюдать в камере визуализации потока компании Reed-Hycalog (крайний слева). При стандартной гидравлике поток направляется на забой или на угол забоя ствола скважины (слева). Жидкость расходится радиально на 360°, и большая часть гидравлической энергии бурового раствора теряется в кольцевом пространстве. Оставшийся поток попадает на участки застоя, которые совпадают с зонами, где резцы контактируют с породой, что снижает скорость потока и эффективность очистки ствола скважины, а также скорость бурения. В конструкции гидравлики Mudpick используются точно направленные и немного удлиненные насадки для очистки резцов и породы до их взаимодействия и перемещения зоны застоя от зоны резания породы (в середине). Гидравлика Mudpick II максимально увеличивает эффективность бурения для долот со вставками (справа). Поток промывочной жидкости очищает калибрующий венец и вставки внутреннего ряда и проходит под резцами, очищая забой скважины. Поток под резцами — максимальный для обеспечения эффективности удаления шлама. 14 Нефтегазовое Обозрение Mudpick используют для мягких пород в долотах со стальными зубьями. Гидравлика Mudpick II является стандартной на новых долотах ЕНР со вставками. Текущие исследования направлены на дополнительные усовершенствования в области удаления шлама с тем, чтобы избежать его повторного истирания. Технология долот с фиксированными резцами Современные долота с фиксированными резцами являются «наследниками» лопастных и колонковых долот с природными алмазами. Есть два типа долот с фиксированными резцами: стальные и с матрицей (рис. 15). Эти долота, классифицированные как долота, армированные природными алмазами, синтетическими поликристаллическими алмазами, гибридные долота и долота с импрегнированными алмазами, не имеют движущихся деталей или подшипников, а только лопасти. В 1953 году компания Hycalog приступила к производству долот для бурения без отбора керна, для армирования которых стали применять природные алмазы. Долота PDC стали поступать в отрасль с 1973 года; улучшенные гибридные конструкции сочетали использование синтетических поликристаллических алмазов с резцами, имеющими алмазные головки. Импрегнированные долота имеют алмазы на поверхности лопасти и около нее. Природные алмазы размещают на долотах со стальными корпусами или предварительно размещают в отформованных карманах перед наплавлением карбид-вольфрамовых матриц долот. Вставки с синтетическими поликристаллическими алмазами можно устанавливать в стальные и в матричные долота. 14. Doiron HH and Deane JD: “Effects of Hydraulic Parameter Cleaning on Rate of Penetration of Soft Formation Insert Bits,” paper SPE 11058, presented at the 57th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 26-29, 1982. 15. Slaughter RH Jr: “Development, Laboratory, and Field Test Results of a New Hydraulic Design for Roller Cone Rock Bits,” paper SPE 14220, presented at the 60th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas, Nevada, USA, September 22-25, 1985. Childers JS and Pastusek PE: “Drill Bit Having Angled Nozzles for Improved Bit and Well Bore Cleaning,” U.S. Patent 4,546,837 (October 15, 1985). Moffitt SR and McGehee DY: “Performance Comparison of Rolling Cutter Bits with Alternative Nozzle Configurations,” paper SPE/IADC 18630, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, USA, February 28-March 3, 1989. 16. Moffitt SR, Pearce DE and Ivie CR: “New Roller Cone Bits with Unique Nozzle Designs Reduce Drilling Costs,” paper IDAC/SPE 23871, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, USA, February 18-21, 1992. Ivie CR and Pearce DE: “Hydraulic Action for Rotary Drill Bits,” U.S. Patent 5,096,005 (March 17, 1992). Весна 2002 Изготовление стальных долот из цельного материала устраняет необходимость в сварке и конструкционные элементы можно обработать на станке до обеспечения заданных допусков. Режущие элементы устанавливают путем запрессовывания в отверстия с плотной посадкой, просверленные с помощью координатнофрезерных станков с ЧПУ, которые также растачивают главный канал, лопасти, прорези для шлама или каналы для жидкости, карманы для вставок с синтетическими поликристаллическими алмазами калибрующего венца, отверстия для насадок и резьбы. Сталь мягче карбида вольфрама, но для критических мест можно применять твердый металл. Карбид вольфрама более хрупок, чем сталь, но имеет большее сопротивление к эрозии. Порошки карбида вольфрама и связующий сплав размещают в форму со стальным сердечником или корпусом и сплавляют для получения матричных долот. Частицы карбида сплавляются вместе и образуют связь между внутренним стальным сердечником и наружным кожухом или коронкой из карбида вольфрама. Энергия, необходимая для бурения породы, определяется режущим действием. Из всех основных механизмов разрушения породы резание является наиболее эффективным методом, потому что прочность на растяжение пород обычно меньше прочности на сжатие (рис. 16). Долота PDC бурят быстро за счет резания породы, что требует меньше энергии, чем высокие нагрузки, необходимые для разрушения породы за счет сжатия. Долота с природными алмазами и импрегнированные долота бурят медленно путем проделывания борозд и истирания, причем оба процесса требуют высоких нагрузок на долото и высоких значений крутящего момента. Долота с фиксированными резцами стоят дороже, но бурят быстрее и служат дольше, чем шарошечные долота в некоторых твердых и абразивных породах. Алмаз, являющийся самым твердым материалом, известным человеку, представляет собой почти чистый кристаллический углерод. Он в десять раз тверже стали, в два раза тверже и в 10 раз более устойчив к износу, чем карбид вольфрама, и в 20 раз прочнее на сжатие, чем гранит, имеет самый низкий коэффициент трения и самую высокую теплопроводность из всех известных материалов. В долотах с природными алмазами используются алмазы промышленного класса, а не ювелирного качества, и это природные камни, которые дробят и обрабатывают для получения алмазов определенного размера и однородной округлой формы. Механическая скорость проходки от- носительно низкая — максимум около 20 футов/час (6 м/час), но правильно спроектированное алмазное долото может бурить до шести суток с проходкой до 15 тыс. футов (4572 м) в породах от среднетвердых до твердых. Когда алмазные долота внедрили в первый раз, использовались мельчайшие зерна алмазов. Алмазы размещали в лопастях из карбида вольфрама во время их обработки по методу спекания, но лопасти имели тенденцию к слишком быстрому износу, потере зерен алмаза и к прекращению бурения. Это послужило поводом к применению обычных алмазных долот с более крупными камнями, расположенными в определенном порядке. Однако когда из матрицы теряются расположенные на поверхности природные алмазы, или когда они становятся заполированными, для бурения пород не остается острых и твердых элементов. Механическая скорость проходки снижается, и имеют место отказы из-за износа по диаметру. В первое время принцип использования долот с природными алмазами не был точно определен, и их конструкции были основаны на интуиции. В настоящее время алмазные долота и размеры алмазов подбирают в соответствии с твердостью пород. В долотах для более мягких пород используются крупные алмазы для получения борозд. Маленькие алмазы больше оказывают шлифовальное воздействие и их применяют для бурения твердых пород. Природные алмазы образуются глубоко в земле в условиях интенсивного тепла и экстремального давления в течение тысяч лет. В начале семидесятых годов прошлого столетия компания «Дженерал Электрик» разработала процесс спекания для получения синтетических алмазов. Тонкие круглые слои перемежающихся слоев углеродного графита и кобальта размещают в небольших формах и прессуют при давлении 2 млн. psi [13 733 МПа], после чего следует нагрев до 2732°F [1500°С] в течение пяти минут. Расплавленный кобальт, действующий в качестве катализатора и растворителя, растворяет графит и откладывает монокристаллические алмазные зерна, которые образуют конгломераты и сцепляются вместе, образуя слой поликристаллического алмаза, или пластину. Отдельные кристаллы, как и природные кристаллы, отделяются при воздействии ударной нагрузки в определенном направлении, но сцепленные поликристаллические алмазы не имеют плоскостей кливажа и они более устойчивы к ударам. 15 скорость проходки в ней возросла до 4,8 м/час (16 футов/час). В шестой скважине шесть долот пробурили 637 м (2090 футов) за 121,5 часа при скорости 5,3 м/час (17 футов/час). По сравнению с соседней скважиной, показатели средней механической скорости проходки на скважину были улучшены более чем на 400%, и было значительно сокращено время на спуско-подъемные операции. Общая экономия на скважину была более 1 млн. долларов. Усовершенствованная гидравлика шарошечного долота Гидравлика долота выполняет четыре основные функции: разрыхляет шлам, очищает шарошки и резцы, охлаждает долото и выносит шлам из ствола скважины для предотвращения его повторного разрушения14. Однако в настоящее время при стандартном размещении насадок поток бурового раствора направляется непосредственно вниз, и не очищает шарошки или ствол скважины до контакта режущего вооружения с породой. В результате этого осколки породы остаются на забое и могут накапливаться на шарошках или забиваться между элементами режущего вооружения согласно явлению, называемому образованием сальников на долоте, которые препятствуют полному проникновению в неразрушенную породу. Поэтому конструкция гидравлической системы долота значительно влияет на характер работы шарошечного долота и на оптимальную механическую скорость проходки. Зависимость между механической скоростью проходки, очисткой долота и удалением шлама была впервые признана при лабораторных испытаниях с долотами рабочих диаметров. Перед установлением выдержанного темпа скорости бурения долота бурят немного быстрее, когда зубья или вставки только начинают резать на полную глубину, постепенно снижая скорость бурения, как только шлам начинает забиваться вокруг резцов и снижать степень проникновения в породу. Эти наблюдения послужили причиной выполнения ряда испытаний для изучения последствий изменения направления насадок и их места. В первом испытании насадки направляли поток непосредственно на резцы. Скорость бурения возросла значительно, демонстрируя важность направления промывочной жидкости для очистки долот и для предотвращения образования сальников. Для оптимизации характеристик работы долота были испытаны насадки различной длины и ориентации (рис. 14). Частично удлиненные насадки были направлены на ведущие элементы шарошек между наружным калибрующим венцом и промежуточным рядом резцов для очистки долота и забоя скважины перед контактом режущего вооружения с породой. Эта запатентованная Стандартный Mudpick технология Mudpick позволила повысить механическую скорость проходки более чем на 20% при лабораторных испытаниях, постоянно обеспечивая более высокую механическую скорость проходки, чем при стандартной конструкции с прямо направленными насадками15. Удлинения насадок изготовлены ковкой в теле лапы, чтобы избежать использования отдельных дополнительных удлинителей. Исследования и полномасштабные испытания были продолжены, используя изменение местоположения насадок и их направления. Струйные насадки направляли в сторону резцов калибрующего вооружения, чтобы высокоскоростной буровой раствор очищал шарошки до плавного изменения направления и до прохода по породе под шарошками. Гидравлическая конструкция Mudpick II устраняет наличие зон застоя и повышает величину механической скорости проходки более чем на 45% по сравнению со стандартными долотами в мягких породах до пород средней твердости и твердых пород16. В породах, где срок службы долота ограничивается выходом из строя режущего вооружения, усовершенствованная гидравлическая конструкция позволяет применять режущее вооружение меньшей долговечности без ущерба для проходки. Многие интервалы в настоящее время можно проходить с помощью одного долота. Выбор гидравлики Mudpick или Mudpick II зависит от типа пород. Конструкции Mudpick II Рис. 14. Усовершенствованная гидравлика долота. Режущее действие может быть самым эффективным, когда осколки породы удаляются немедленно. Поток жидкости вокруг и под долотом можно наблюдать в камере визуализации потока компании Reed-Hycalog (крайний слева). При стандартной гидравлике поток направляется на забой или на угол забоя ствола скважины (слева). Жидкость расходится радиально на 360°, и большая часть гидравлической энергии бурового раствора теряется в кольцевом пространстве. Оставшийся поток попадает на участки застоя, которые совпадают с зонами, где резцы контактируют с породой, что снижает скорость потока и эффективность очистки ствола скважины, а также скорость бурения. В конструкции гидравлики Mudpick используются точно направленные и немного удлиненные насадки для очистки резцов и породы до их взаимодействия и перемещения зоны застоя от зоны резания породы (в середине). Гидравлика Mudpick II максимально увеличивает эффективность бурения для долот со вставками (справа). Поток промывочной жидкости очищает калибрующий венец и вставки внутреннего ряда и проходит под резцами, очищая забой скважины. Поток под резцами — максимальный для обеспечения эффективности удаления шлама. 14 Нефтегазовое Обозрение Mudpick используют для мягких пород в долотах со стальными зубьями. Гидравлика Mudpick II является стандартной на новых долотах ЕНР со вставками. Текущие исследования направлены на дополнительные усовершенствования в области удаления шлама с тем, чтобы избежать его повторного истирания. Технология долот с фиксированными резцами Современные долота с фиксированными резцами являются «наследниками» лопастных и колонковых долот с природными алмазами. Есть два типа долот с фиксированными резцами: стальные и с матрицей (рис. 15). Эти долота, классифицированные как долота, армированные природными алмазами, синтетическими поликристаллическими алмазами, гибридные долота и долота с импрегнированными алмазами, не имеют движущихся деталей или подшипников, а только лопасти. В 1953 году компания Hycalog приступила к производству долот для бурения без отбора керна, для армирования которых стали применять природные алмазы. Долота PDC стали поступать в отрасль с 1973 года; улучшенные гибридные конструкции сочетали использование синтетических поликристаллических алмазов с резцами, имеющими алмазные головки. Импрегнированные долота имеют алмазы на поверхности лопасти и около нее. Природные алмазы размещают на долотах со стальными корпусами или предварительно размещают в отформованных карманах перед наплавлением карбид-вольфрамовых матриц долот. Вставки с синтетическими поликристаллическими алмазами можно устанавливать в стальные и в матричные долота. 14. Doiron HH and Deane JD: “Effects of Hydraulic Parameter Cleaning on Rate of Penetration of Soft Formation Insert Bits,” paper SPE 11058, presented at the 57th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 26-29, 1982. 15. Slaughter RH Jr: “Development, Laboratory, and Field Test Results of a New Hydraulic Design for Roller Cone Rock Bits,” paper SPE 14220, presented at the 60th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas, Nevada, USA, September 22-25, 1985. Childers JS and Pastusek PE: “Drill Bit Having Angled Nozzles for Improved Bit and Well Bore Cleaning,” U.S. Patent 4,546,837 (October 15, 1985). Moffitt SR and McGehee DY: “Performance Comparison of Rolling Cutter Bits with Alternative Nozzle Configurations,” paper SPE/IADC 18630, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, USA, February 28-March 3, 1989. 16. Moffitt SR, Pearce DE and Ivie CR: “New Roller Cone Bits with Unique Nozzle Designs Reduce Drilling Costs,” paper IDAC/SPE 23871, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, USA, February 18-21, 1992. Ivie CR and Pearce DE: “Hydraulic Action for Rotary Drill Bits,” U.S. Patent 5,096,005 (March 17, 1992). Весна 2002 Изготовление стальных долот из цельного материала устраняет необходимость в сварке и конструкционные элементы можно обработать на станке до обеспечения заданных допусков. Режущие элементы устанавливают путем запрессовывания в отверстия с плотной посадкой, просверленные с помощью координатнофрезерных станков с ЧПУ, которые также растачивают главный канал, лопасти, прорези для шлама или каналы для жидкости, карманы для вставок с синтетическими поликристаллическими алмазами калибрующего венца, отверстия для насадок и резьбы. Сталь мягче карбида вольфрама, но для критических мест можно применять твердый металл. Карбид вольфрама более хрупок, чем сталь, но имеет большее сопротивление к эрозии. Порошки карбида вольфрама и связующий сплав размещают в форму со стальным сердечником или корпусом и сплавляют для получения матричных долот. Частицы карбида сплавляются вместе и образуют связь между внутренним стальным сердечником и наружным кожухом или коронкой из карбида вольфрама. Энергия, необходимая для бурения породы, определяется режущим действием. Из всех основных механизмов разрушения породы резание является наиболее эффективным методом, потому что прочность на растяжение пород обычно меньше прочности на сжатие (рис. 16). Долота PDC бурят быстро за счет резания породы, что требует меньше энергии, чем высокие нагрузки, необходимые для разрушения породы за счет сжатия. Долота с природными алмазами и импрегнированные долота бурят медленно путем проделывания борозд и истирания, причем оба процесса требуют высоких нагрузок на долото и высоких значений крутящего момента. Долота с фиксированными резцами стоят дороже, но бурят быстрее и служат дольше, чем шарошечные долота в некоторых твердых и абразивных породах. Алмаз, являющийся самым твердым материалом, известным человеку, представляет собой почти чистый кристаллический углерод. Он в десять раз тверже стали, в два раза тверже и в 10 раз более устойчив к износу, чем карбид вольфрама, и в 20 раз прочнее на сжатие, чем гранит, имеет самый низкий коэффициент трения и самую высокую теплопроводность из всех известных материалов. В долотах с природными алмазами используются алмазы промышленного класса, а не ювелирного качества, и это природные камни, которые дробят и обрабатывают для получения алмазов определенного размера и однородной округлой формы. Механическая скорость проходки от- носительно низкая — максимум около 20 футов/час (6 м/час), но правильно спроектированное алмазное долото может бурить до шести суток с проходкой до 15 тыс. футов (4572 м) в породах от среднетвердых до твердых. Когда алмазные долота внедрили в первый раз, использовались мельчайшие зерна алмазов. Алмазы размещали в лопастях из карбида вольфрама во время их обработки по методу спекания, но лопасти имели тенденцию к слишком быстрому износу, потере зерен алмаза и к прекращению бурения. Это послужило поводом к применению обычных алмазных долот с более крупными камнями, расположенными в определенном порядке. Однако когда из матрицы теряются расположенные на поверхности природные алмазы, или когда они становятся заполированными, для бурения пород не остается острых и твердых элементов. Механическая скорость проходки снижается, и имеют место отказы из-за износа по диаметру. В первое время принцип использования долот с природными алмазами не был точно определен, и их конструкции были основаны на интуиции. В настоящее время алмазные долота и размеры алмазов подбирают в соответствии с твердостью пород. В долотах для более мягких пород используются крупные алмазы для получения борозд. Маленькие алмазы больше оказывают шлифовальное воздействие и их применяют для бурения твердых пород. Природные алмазы образуются глубоко в земле в условиях интенсивного тепла и экстремального давления в течение тысяч лет. В начале семидесятых годов прошлого столетия компания «Дженерал Электрик» разработала процесс спекания для получения синтетических алмазов. Тонкие круглые слои перемежающихся слоев углеродного графита и кобальта размещают в небольших формах и прессуют при давлении 2 млн. psi [13 733 МПа], после чего следует нагрев до 2732°F [1500°С] в течение пяти минут. Расплавленный кобальт, действующий в качестве катализатора и растворителя, растворяет графит и откладывает монокристаллические алмазные зерна, которые образуют конгломераты и сцепляются вместе, образуя слой поликристаллического алмаза, или пластину. Отдельные кристаллы, как и природные кристаллы, отделяются при воздействии ударной нагрузки в определенном направлении, но сцепленные поликристаллические алмазы не имеют плоскостей кливажа и они более устойчивы к ударам. 15 Типы долот с фиксированными резцами Матрица Природные алмазы Гибридная конструкция Соединительный ниппель API Канал шейки долота Поверхность торца ниппеля Фаска Прорезь для съемника Шейка Вставки калибра Калибрующий венец Стальной корпус Сторона или укосина PDC (поликристаллические алмазы) Наварная канавка Головка Шарошка Калибрующий венец Калибровочное вооружение с алмазным армированием Стальной корпус Резцы калибровочного вооружения Передние резцы Карбидвольфрамовая матрица Сменные насадки Долото с природными алмазами — процесс образования борозд Долото с импрегнированными алмазами — шлифовка Открытое воздействие Угол обратного наклона Долото с поликристаллическими алмазами — срезание 10,000 Неограниченная прочность на сжатие (UCS), psi Стальной корпус Рис. 16. Процесс бурения с помощью фиксированных резцов. Долота с природными алмазами являются долотами режущего типа, которые бурят за счет образования борозд (вверху слева). Долота с импрегнированными алмазами шлифуют породу как шлифовальный круг или наждачная бумага (вверху справа). Долота с поликристаллическими алмазами бурят быстро путем резания породы как на токарном станке (в середине слева). В целом, легче удалить породу путем резания (внизу слева). Углы обратного и бокового наклона и степень открытого воздействия резца определяют агрессивность резцов из поликристаллических алмазов по отношению к породе (в середине справа). Плечо Шарошка Головка Импрегнированные алмазы Лопасти Сменные насадки Гибридные штифты, импрегнированные алмазами Угол бокового наклона 9000 Сжатие 8000 Срез 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 Глина Mancos Глина Piere Прорезь для шлама Резцы, армированные поликристаллическими алмазами Резцы, армированные поликристаллическими алмазами Рис. 15. Долота со стальными и матричными фиксированными резцами. Стальную болванку обрабатывают на токарном станке с компьютерным цифровым управлением для получения стальных корпусов долот (слева). Стальные долота лучше выдерживают ударные или крутильные нагрузки, и их предпочитают применять для бурения мягких пород и для скважин большого диаметра. Процесс порошковой металлургии применяют для наплавления матрицы на долота (справа). Матричные долота, которые более долговечны и которые можно изготавливать в виде сложной конфигурации, предпочитают использовать при бурении с буровым раствором с высоким содержанием твердой фазы, с высоким расходом буровых насосов и с высокой гидравлической мощностью, а также для скважин, требующих протяженных рейсов буровых долот. Буровые долота с природными алмазами (вверху слева) и долота с импрегнированными алмазами (внизу справа) предназначены для бурения пород средней твердости, твердых и очень твердых пород, которые обладают абразивностью от умеренной до очень высокой. Алмазы размещают на поверхности или в карбид-вольфрамовой матрице на поверхности лопасти и около нее. Долота PDC (внизу слева) предназначены для бурения от мягких до твердых пород с абразивностью от низкой до высокой. Гибридные долота (вверху справа) имеют импрегнированные алмазами резцы, которые несут одновременную нагрузку с основными режущими элементами с синтетическими поликристаллическими алмазами. Компания Reed-Hycalog использует внешних поставщиков, но она также производит резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами для исследований и для производства долот с помощью двух собственных прессов кубических алмазов (рис. 17). Такой подход помогает установить технические характеристики синтетических поликристаллических алмазов, а не прибегать к их оценке и принятию только стандартной продукции. 16 Резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами состоят из дисков с синтетическими алмазами и более толстой подложки цементированного карбида. Кобальт обеспечивает сцепление с подложкой с получением однородного материала, который часто сцеплен с более длинным столбиком из цементировочного карбида для их установки. При нагреве кобальт расширяется больше, чем алмаз. При температуре 1292°F [700°С] это расширение приводит к нарушению сцепления кобальта и алмаза и поэтому резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами необходимо держать при температуре ниже данной величины, чтобы избежать поломок. Чтобы преодолеть это ограничение, производят теплоустойчивые поликристаллические алмазы (TSP) путем обработки новых синтетических алмазов в кислоте для выщелачивания кобальта. Резцы с TSP устойчивы Нефтегазовое Обозрение Рис. 17. Синтез поликристаллического алмаза. Компания Reed-Hycalog производит синтетические поликристаллические алмазы, используя два собственных пресса кубических алмазов с шестью независимо контролируемыми рабочими столами, расположенными попарно друг против друга, с помощью которых создают сверхвысокое давление и температуру, чтобы обеспечить сцепление двух алмазов (слева). Резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами состоят из сцементированного слоя частиц синтетических алмазов или алмазной пластинки на более толстой карбид-вольфрамовой подложке (в середине). Это режущее вооружение используют в таком виде или цементируют на более длинном карбид-вольфрамовом столбике, что усиливает цементирование и обеспечивает большее воздействие резца. Производство синтетических поликристаллических алмазов требует точного контроля давления и температуры (справа). Современное оборудование и собственные технологии синтеза позволяют контролировать характеристики синтетических поликристаллических алмазов, улучшить контроль процесса и осуществлять дальнейшее усовершенствование продукта. До 2732°F (1500°C) Карбид-вольфрамовая подложка (кобальт, поступающий за счет градиента концентрации) Алмазная пластина Прокладка Алмазная пластина До 2 млн. psi (13733 МПа) Алмазное зерно Алмазное зерно (кобальт, поступающий за счет градиента концентрации) Карбид-вольфрамовая подложка Salt rings Весна 2002 17 Типы долот с фиксированными резцами Матрица Природные алмазы Гибридная конструкция Соединительный ниппель API Канал шейки долота Поверхность торца ниппеля Фаска Прорезь для съемника Шейка Вставки калибра Калибрующий венец Стальной корпус Сторона или укосина PDC (поликристаллические алмазы) Наварная канавка Головка Шарошка Калибрующий венец Калибровочное вооружение с алмазным армированием Стальной корпус Резцы калибровочного вооружения Передние резцы Карбидвольфрамовая матрица Сменные насадки Долото с природными алмазами — процесс образования борозд Долото с импрегнированными алмазами — шлифовка Открытое воздействие Угол обратного наклона Долото с поликристаллическими алмазами — срезание 10,000 Неограниченная прочность на сжатие (UCS), psi Стальной корпус Рис. 16. Процесс бурения с помощью фиксированных резцов. Долота с природными алмазами являются долотами режущего типа, которые бурят за счет образования борозд (вверху слева). Долота с импрегнированными алмазами шлифуют породу как шлифовальный круг или наждачная бумага (вверху справа). Долота с поликристаллическими алмазами бурят быстро путем резания породы как на токарном станке (в середине слева). В целом, легче удалить породу путем резания (внизу слева). Углы обратного и бокового наклона и степень открытого воздействия резца определяют агрессивность резцов из поликристаллических алмазов по отношению к породе (в середине справа). Плечо Шарошка Головка Импрегнированные алмазы Лопасти Сменные насадки Гибридные штифты, импрегнированные алмазами Угол бокового наклона 9000 Сжатие 8000 Срез 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 Глина Mancos Глина Piere Прорезь для шлама Резцы, армированные поликристаллическими алмазами Резцы, армированные поликристаллическими алмазами Рис. 15. Долота со стальными и матричными фиксированными резцами. Стальную болванку обрабатывают на токарном станке с компьютерным цифровым управлением для получения стальных корпусов долот (слева). Стальные долота лучше выдерживают ударные или крутильные нагрузки, и их предпочитают применять для бурения мягких пород и для скважин большого диаметра. Процесс порошковой металлургии применяют для наплавления матрицы на долота (справа). Матричные долота, которые более долговечны и которые можно изготавливать в виде сложной конфигурации, предпочитают использовать при бурении с буровым раствором с высоким содержанием твердой фазы, с высоким расходом буровых насосов и с высокой гидравлической мощностью, а также для скважин, требующих протяженных рейсов буровых долот. Буровые долота с природными алмазами (вверху слева) и долота с импрегнированными алмазами (внизу справа) предназначены для бурения пород средней твердости, твердых и очень твердых пород, которые обладают абразивностью от умеренной до очень высокой. Алмазы размещают на поверхности или в карбид-вольфрамовой матрице на поверхности лопасти и около нее. Долота PDC (внизу слева) предназначены для бурения от мягких до твердых пород с абразивностью от низкой до высокой. Гибридные долота (вверху справа) имеют импрегнированные алмазами резцы, которые несут одновременную нагрузку с основными режущими элементами с синтетическими поликристаллическими алмазами. Компания Reed-Hycalog использует внешних поставщиков, но она также производит резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами для исследований и для производства долот с помощью двух собственных прессов кубических алмазов (рис. 17). Такой подход помогает установить технические характеристики синтетических поликристаллических алмазов, а не прибегать к их оценке и принятию только стандартной продукции. 16 Резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами состоят из дисков с синтетическими алмазами и более толстой подложки цементированного карбида. Кобальт обеспечивает сцепление с подложкой с получением однородного материала, который часто сцеплен с более длинным столбиком из цементировочного карбида для их установки. При нагреве кобальт расширяется больше, чем алмаз. При температуре 1292°F [700°С] это расширение приводит к нарушению сцепления кобальта и алмаза и поэтому резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами необходимо держать при температуре ниже данной величины, чтобы избежать поломок. Чтобы преодолеть это ограничение, производят теплоустойчивые поликристаллические алмазы (TSP) путем обработки новых синтетических алмазов в кислоте для выщелачивания кобальта. Резцы с TSP устойчивы Нефтегазовое Обозрение Рис. 17. Синтез поликристаллического алмаза. Компания Reed-Hycalog производит синтетические поликристаллические алмазы, используя два собственных пресса кубических алмазов с шестью независимо контролируемыми рабочими столами, расположенными попарно друг против друга, с помощью которых создают сверхвысокое давление и температуру, чтобы обеспечить сцепление двух алмазов (слева). Резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами состоят из сцементированного слоя частиц синтетических алмазов или алмазной пластинки на более толстой карбид-вольфрамовой подложке (в середине). Это режущее вооружение используют в таком виде или цементируют на более длинном карбид-вольфрамовом столбике, что усиливает цементирование и обеспечивает большее воздействие резца. Производство синтетических поликристаллических алмазов требует точного контроля давления и температуры (справа). Современное оборудование и собственные технологии синтеза позволяют контролировать характеристики синтетических поликристаллических алмазов, улучшить контроль процесса и осуществлять дальнейшее усовершенствование продукта. До 2732°F (1500°C) Карбид-вольфрамовая подложка (кобальт, поступающий за счет градиента концентрации) Алмазная пластина Прокладка Алмазная пластина До 2 млн. psi (13733 МПа) Алмазное зерно Алмазное зерно (кобальт, поступающий за счет градиента концентрации) Карбид-вольфрамовая подложка Salt rings Весна 2002 17 Грубые зерна Тонко перемешанные зерна Зерна очень тонкого материала Ли 10 9 8 7 6 5 Абразивное сопротивление *1994 — действие патента на производство поликристаллических алмазов истекло 4 3 2 1 Относительное сопротивление абразивности Ударное сопротивление ни со я оп от ти но ма ше ль ни но я го Рис. 18. Микроструктура синтетических алмазов. В настоящее время компоненты из синтетических поликристаллических алмазов более устойчивы к ударному и абразивному воздействию, чем ранее (внизу). Оптимизация характера распределения частиц и тепловой обработки повысила качество алмазов. В прошлом обратная зависимость между ударным сопротивлением поликристаллических алмазов и абразивным сопротивлением требовала принятия компромиссов от производителей и пользователей. В настоящее время резцы, классифицированные как верхние правосторонние угловые (TRC), изготовляются с использованием усовершенствованного синтеза алмазов, предусматривающего смешивание алмазов различных размеров, что позволяет оптимизировать ударное и абразивное сопротивление (вверху). 0 1979 1984 1986 1987 1988 1993 при температуре до 2100°F [1150°С], но их укрепляют на месте механическим способом, так как их нельзя укрепить непосредственно к держателю. Вместо кобальта можно использовать кремний, который вступает в реакцию с частицами алмазов с получением карбида кремния. Карбид кремния сцепляет частицы алмаза, и имеет гораздо меньший коэффициент теплового расширения, чем кобальт. Такая форма TSP устойчива при температуре свыше 1150°С, но для нее трудно обеспечить сцепление. Резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами более устойчивы к ударной нагрузке, чем природные алмазы, и очень эффективны в твердых, умеренно абразивных породах. Сопротивление абразивности было значительно улучшено после 1994 года вследствие быстрого развития технологии материалов, однако все еще требовался компромисс из-за обратной взаимосвязи между ударными и абразивными характеристиками. Ударное и абразивное сопротивление зависит главным образом от размера зерен алмазов и от обработки. Более крупные зерна делают алмазные элементы более устойчивыми к ударам, но менее устойчивыми к абразивному воздействию. Зерна меньшего размера повышают сопротивление абразивности, но снижают сопротивление ударным нагрузкам. Компания ReedHycalog оптимизирует алмазные режущие структуры путем смешивания алмазов различных размеров для обеспечения повышенного сопротивления в отношении абразивности и ударного воздействия (рис. 18). 18 1994* 1996 1997 Эффективность применения синтетических поликристаллических алмазов также ограничивается толщиной алмазной пластины, которая является функцией диффузии кобальта от карбид-вольфрамовой подложки в алмазный слой, а также напряжениями, создаваемыми при тепловом расширении карбида вольфрама и при его усадке. Высокие остаточные напряжения и незаплавленные зерна алмазов в результате неполного проникновения кобальта во время синтеза поликристаллических алмазов могут вызвать расслоение, отслоение и образование трещин в алмазных пластинах, что сокращает срок службы резца и приводит к преждевременному прекращению рейса долота. В усовершенствованных резцах ASTRA используется конструкция неплоских границ (NPI) для преодоления некоторых ограничений, присущих обычным резцам с плоской планарной границей между алмазной пластиной и подложкой (рис. 19)17. Слабыми местами поликристаллических алмазов всегда были толщина алмазной пластины и остаточные напряжения, но усовершенствования в обработке и геометрия NPI позволили увеличить объем алмазов и снизить напряжения в современных резцах. Геометрия NPI снижает остаточное напряжение от усадки карбида и обеспечивает механическое сцепление на границах алмазов и карбида с увеличением сопротивления ударной нагрузке. Дополнительная площадь поверхности для сцепления и диффузия кобальта обеспечила увеличение объема алмазов на 25–40%. Сильные удары вызывают появление сколов в резцах, особенно когда резцы с синте- тическими поликристаллическими алмазами новые, и когда вся нагрузка на долото и режущая сила направлены на угловой наконечник. По мере износа резцов силы распределяются вдоль изношенных краев, снижая напряжения и риск повреждения. Резцы TuffEdge имеют небольшую фаску, которая снижает концентрацию напряжений в момент, когда режущие элементы вступают в контакт с породой и начинают резать. Для всего процесса бурения важную роль играет стабильность долота с синтетическими поликристаллическими алмазами. При проектировании и выборе долот с синтетическими поликристаллическими алмазами важно понимать динамические параметры и характеристики конструкции, которые помогают преодолевать разрушительные движения долота в скважине. Стабильное долото увеличивает механическую скорость бурения и улучшает качество ствола скважины, долото служит дольше, оно снижает возможность повреждения другого забойного оборудования и улучшает контроль наклонно-направленного бурения за счет более ровных характеристик крутящего момента. На забое долота с синтетическими поликристаллическими алмазами совершают очень хаотичные движения, которые включа17. Matthias TR, Griffin ND and Fuller JM: “Elements Faced with Superhard Material,” U.S. Patent 5,590,728 (January 7, 1997). 18. Brett JF, Warren TM and Behr SM: “Bit Whirl: A New Theory of PDC Bit Failure,” paper SPE 19571, presented at the 64th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, October 8-11, 1989. Brett JF: “The Genesis of Bit-Induced Torsional Drillstring Vibrations,” paper SPE/IADC 21943, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, March 11-14, 1991. Langeveld CJ: “PDC Bit Dynamics,” paper IADC/SPE 23867, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, USA, February 18-21, 1992. Kyllingstad A and Halsey GW: “A Study of Stick-Slip Motion of the Bit,” paper SPE 16659, presented at the 62nd SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, September 27-30, 1987; also in SPE Drilling and Engineering 3, no. 4 (December 1988): 369-373. Warren TM and Oster JH: “Torsional Resonance of Drill Collars with PDC Bits in Hard Rock,” paper SPE 49204, presented at the 73rd SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 27-30, 1998. Нефтегазовое Обозрение ют боковые, осевые и крутильные вибрации, отмечающиеся отдельно и в комплексе. Забойные вибрации снижают срок службы долота за счет повреждения отдельных резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами, они мешают контролю траектории скважины и работе телеметрической системы геофизических исследований скважины в процессе бурения за счет колебаний в крутящем моменте и снижают качество ствола скважины за счет создания ствола неправильной формы и невыдержанного диаметра. Забойные боковые, осевые и крутильные вибрации представляют, соответственно, движения завихрения, подскоков долота и прихватаскольжения (рис. 20)18. Когда резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами асимметрично внедряются в забой скважины, мгновенный центр вращения перемещается в это место и долото пытается вращаться вокруг точки, не представляющей геометрический центр. Это создает обратнонаправленное движение, или завихрение, поскольку центр вращения движется вокруг ствола против направления вращения долота. В результате этого создается многолепестковая картина забоя скважины вместо концентрического кругового резания стабильным Вибрация Динамика долота Скошенная кромка Алмазная пластина Подложка Резец с синтетическими поликристаллическими алмазами Рис. 19. Усовершенствованные резцы. Эффективность резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами повышается не только за счет алмазного материала с лучшим ударным и абразивным сопротивлением, но также за счет геометрии. Непланарная поверхность обеспечивает механическое зацепление между алмазной пластиной и карбид-вольфрамовой подложкой и представляет собой большую площадь поверхности для диффузии кобальта (слева). Это улучшает профиль напряжений относительно планарных резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами, увеличивает сопротивление ударному воздействию и позволяет значительно увеличить объем алмазов. Усовершенствования в ударной жесткости также внесли свой вклад в повышение абразивного сопротивления за счет снижения едва обнаруживаемого микроскалывания алмазных пластин. Однако дело заключается вовсе не в увеличении объема алмазов. Более толстые алмазные пластины имеют меньшее сопротивление к абразивности, поэтому следует оптимизировать характеристики абразивности и износа за счет ударного воздействия. Скошенные резцы снижают первоначальные концентрации напряжений на краях синтетических поликристаллических алмазов (вверху справа). Движение Осевая Подскок Крутильная Прихватскольжение Боковая Завихрение Весна 2002 Стандартная кромка Рис. 20. Забойные вибрации. Динамика долота с синтетическими поликристаллическими алмазами охватывает три основных режима вибрации: осевой, крутильной и боковой, которые происходят, соответственно, от подскоков долота, прихвата-скольжения и от вихревых воздействий (вверху слева). Завихрение — это любое регулярное движение, характеризующееся вращением долота вокруг точки, находящейся за пределами геометрического центра. Завихрение в обратную сторону, при котором центр вращения движется вокруг ствола скважины в сторону, противоположную направлению вращения долота, снижает эффективность работы долота, повреждает резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами и является причиной образования прогнозируемого лепесткового характера забоя (вверху справа). Лепестки обычно продолжаются по глубине по спирали на стенке скважины (внизу слева), что нельзя путать со спиральным стволом, где центральная линия имеет вид штопора. Стабильное долото выполняет концентрическое круговое резание (внизу справа). Прихватскольжение является тенденцией долота к замедлению или остановке, набору крутящего момента и затем ускорению, когда оно начинает раскручиваться при освобождении. Подскоки имеют место, когда долото подскакивает вверх и вниз на забое. На забое могут иметь место как отдельные виды движения долота, так и комплексные. 19 Грубые зерна Тонко перемешанные зерна Зерна очень тонкого материала Ли 10 9 8 7 6 5 Абразивное сопротивление *1994 — действие патента на производство поликристаллических алмазов истекло 4 3 2 1 Относительное сопротивление абразивности Ударное сопротивление ни со я оп от ти но ма ше ль ни но я го Рис. 18. Микроструктура синтетических алмазов. В настоящее время компоненты из синтетических поликристаллических алмазов более устойчивы к ударному и абразивному воздействию, чем ранее (внизу). Оптимизация характера распределения частиц и тепловой обработки повысила качество алмазов. В прошлом обратная зависимость между ударным сопротивлением поликристаллических алмазов и абразивным сопротивлением требовала принятия компромиссов от производителей и пользователей. В настоящее время резцы, классифицированные как верхние правосторонние угловые (TRC), изготовляются с использованием усовершенствованного синтеза алмазов, предусматривающего смешивание алмазов различных размеров, что позволяет оптимизировать ударное и абразивное сопротивление (вверху). 0 1979 1984 1986 1987 1988 1993 при температуре до 2100°F [1150°С], но их укрепляют на месте механическим способом, так как их нельзя укрепить непосредственно к держателю. Вместо кобальта можно использовать кремний, который вступает в реакцию с частицами алмазов с получением карбида кремния. Карбид кремния сцепляет частицы алмаза, и имеет гораздо меньший коэффициент теплового расширения, чем кобальт. Такая форма TSP устойчива при температуре свыше 1150°С, но для нее трудно обеспечить сцепление. Резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами более устойчивы к ударной нагрузке, чем природные алмазы, и очень эффективны в твердых, умеренно абразивных породах. Сопротивление абразивности было значительно улучшено после 1994 года вследствие быстрого развития технологии материалов, однако все еще требовался компромисс из-за обратной взаимосвязи между ударными и абразивными характеристиками. Ударное и абразивное сопротивление зависит главным образом от размера зерен алмазов и от обработки. Более крупные зерна делают алмазные элементы более устойчивыми к ударам, но менее устойчивыми к абразивному воздействию. Зерна меньшего размера повышают сопротивление абразивности, но снижают сопротивление ударным нагрузкам. Компания ReedHycalog оптимизирует алмазные режущие структуры путем смешивания алмазов различных размеров для обеспечения повышенного сопротивления в отношении абразивности и ударного воздействия (рис. 18). 18 1994* 1996 1997 Эффективность применения синтетических поликристаллических алмазов также ограничивается толщиной алмазной пластины, которая является функцией диффузии кобальта от карбид-вольфрамовой подложки в алмазный слой, а также напряжениями, создаваемыми при тепловом расширении карбида вольфрама и при его усадке. Высокие остаточные напряжения и незаплавленные зерна алмазов в результате неполного проникновения кобальта во время синтеза поликристаллических алмазов могут вызвать расслоение, отслоение и образование трещин в алмазных пластинах, что сокращает срок службы резца и приводит к преждевременному прекращению рейса долота. В усовершенствованных резцах ASTRA используется конструкция неплоских границ (NPI) для преодоления некоторых ограничений, присущих обычным резцам с плоской планарной границей между алмазной пластиной и подложкой (рис. 19)17. Слабыми местами поликристаллических алмазов всегда были толщина алмазной пластины и остаточные напряжения, но усовершенствования в обработке и геометрия NPI позволили увеличить объем алмазов и снизить напряжения в современных резцах. Геометрия NPI снижает остаточное напряжение от усадки карбида и обеспечивает механическое сцепление на границах алмазов и карбида с увеличением сопротивления ударной нагрузке. Дополнительная площадь поверхности для сцепления и диффузия кобальта обеспечила увеличение объема алмазов на 25–40%. Сильные удары вызывают появление сколов в резцах, особенно когда резцы с синте- тическими поликристаллическими алмазами новые, и когда вся нагрузка на долото и режущая сила направлены на угловой наконечник. По мере износа резцов силы распределяются вдоль изношенных краев, снижая напряжения и риск повреждения. Резцы TuffEdge имеют небольшую фаску, которая снижает концентрацию напряжений в момент, когда режущие элементы вступают в контакт с породой и начинают резать. Для всего процесса бурения важную роль играет стабильность долота с синтетическими поликристаллическими алмазами. При проектировании и выборе долот с синтетическими поликристаллическими алмазами важно понимать динамические параметры и характеристики конструкции, которые помогают преодолевать разрушительные движения долота в скважине. Стабильное долото увеличивает механическую скорость бурения и улучшает качество ствола скважины, долото служит дольше, оно снижает возможность повреждения другого забойного оборудования и улучшает контроль наклонно-направленного бурения за счет более ровных характеристик крутящего момента. На забое долота с синтетическими поликристаллическими алмазами совершают очень хаотичные движения, которые включа17. Matthias TR, Griffin ND and Fuller JM: “Elements Faced with Superhard Material,” U.S. Patent 5,590,728 (January 7, 1997). 18. Brett JF, Warren TM and Behr SM: “Bit Whirl: A New Theory of PDC Bit Failure,” paper SPE 19571, presented at the 64th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, October 8-11, 1989. Brett JF: “The Genesis of Bit-Induced Torsional Drillstring Vibrations,” paper SPE/IADC 21943, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, March 11-14, 1991. Langeveld CJ: “PDC Bit Dynamics,” paper IADC/SPE 23867, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, USA, February 18-21, 1992. Kyllingstad A and Halsey GW: “A Study of Stick-Slip Motion of the Bit,” paper SPE 16659, presented at the 62nd SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, September 27-30, 1987; also in SPE Drilling and Engineering 3, no. 4 (December 1988): 369-373. Warren TM and Oster JH: “Torsional Resonance of Drill Collars with PDC Bits in Hard Rock,” paper SPE 49204, presented at the 73rd SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 27-30, 1998. Нефтегазовое Обозрение ют боковые, осевые и крутильные вибрации, отмечающиеся отдельно и в комплексе. Забойные вибрации снижают срок службы долота за счет повреждения отдельных резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами, они мешают контролю траектории скважины и работе телеметрической системы геофизических исследований скважины в процессе бурения за счет колебаний в крутящем моменте и снижают качество ствола скважины за счет создания ствола неправильной формы и невыдержанного диаметра. Забойные боковые, осевые и крутильные вибрации представляют, соответственно, движения завихрения, подскоков долота и прихватаскольжения (рис. 20)18. Когда резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами асимметрично внедряются в забой скважины, мгновенный центр вращения перемещается в это место и долото пытается вращаться вокруг точки, не представляющей геометрический центр. Это создает обратнонаправленное движение, или завихрение, поскольку центр вращения движется вокруг ствола против направления вращения долота. В результате этого создается многолепестковая картина забоя скважины вместо концентрического кругового резания стабильным Вибрация Динамика долота Скошенная кромка Алмазная пластина Подложка Резец с синтетическими поликристаллическими алмазами Рис. 19. Усовершенствованные резцы. Эффективность резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами повышается не только за счет алмазного материала с лучшим ударным и абразивным сопротивлением, но также за счет геометрии. Непланарная поверхность обеспечивает механическое зацепление между алмазной пластиной и карбид-вольфрамовой подложкой и представляет собой большую площадь поверхности для диффузии кобальта (слева). Это улучшает профиль напряжений относительно планарных резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами, увеличивает сопротивление ударному воздействию и позволяет значительно увеличить объем алмазов. Усовершенствования в ударной жесткости также внесли свой вклад в повышение абразивного сопротивления за счет снижения едва обнаруживаемого микроскалывания алмазных пластин. Однако дело заключается вовсе не в увеличении объема алмазов. Более толстые алмазные пластины имеют меньшее сопротивление к абразивности, поэтому следует оптимизировать характеристики абразивности и износа за счет ударного воздействия. Скошенные резцы снижают первоначальные концентрации напряжений на краях синтетических поликристаллических алмазов (вверху справа). Движение Осевая Подскок Крутильная Прихватскольжение Боковая Завихрение Весна 2002 Стандартная кромка Рис. 20. Забойные вибрации. Динамика долота с синтетическими поликристаллическими алмазами охватывает три основных режима вибрации: осевой, крутильной и боковой, которые происходят, соответственно, от подскоков долота, прихвата-скольжения и от вихревых воздействий (вверху слева). Завихрение — это любое регулярное движение, характеризующееся вращением долота вокруг точки, находящейся за пределами геометрического центра. Завихрение в обратную сторону, при котором центр вращения движется вокруг ствола скважины в сторону, противоположную направлению вращения долота, снижает эффективность работы долота, повреждает резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами и является причиной образования прогнозируемого лепесткового характера забоя (вверху справа). Лепестки обычно продолжаются по глубине по спирали на стенке скважины (внизу слева), что нельзя путать со спиральным стволом, где центральная линия имеет вид штопора. Стабильное долото выполняет концентрическое круговое резание (внизу справа). Прихватскольжение является тенденцией долота к замедлению или остановке, набору крутящего момента и затем ускорению, когда оно начинает раскручиваться при освобождении. Подскоки имеют место, когда долото подскакивает вверх и вниз на забое. На забое могут иметь место как отдельные виды движения долота, так и комплексные. 19 долотом. Боковые вибрации и высокие ударные нагрузки на заднюю часть резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами снижают срок службы долота и могут вызвать его серьезную поломку. Менее разрушительное переднее завихрение происходит, когда мгновенный центр вращения движется по направлению вращения долота. Конструкции стабильного долота снижают боковое движение путем регулировки типа резцов, размера, плотности, ориентации и места таким образом, чтобы дорожки резцов совпадали или чтобы они не слишком сильно углублялись19. Обратный наклон резца контролирует степень агрессивности резца по отношению к породе, и его можно использовать для снижения вибрации, но высокие углы также ограничивают глубину резания и механическую ско- рость бурения. В дополнение к укреплению новых кромок резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами резцы TuffEdge со скошенными ведущими кромками снижают агрессивность долота, что также увеличивает стабильность. Резцы DiamondBack с синтетическими поликристаллическими алмазами, расположенные за основными резцами на одной и той же лопасти и на той же глубине резания, обеспечивают стабильность путем совпадения их дорожек и увеличения объема алмазов на плечах долота, что позволяет получить более короткий и более стабильный профиль. Профиль долота и структура или конфигурация калибрующего вооружения способствуют обеспечению стабильности. Во время лабораторных испытаний профили, которые были плоскими или которые имели глубокие внут- A C D B Долото с малым коэф. удлинения (LAR): AB <1 CD Долото с низкофрикционным калибрующим вооружением (LFGP) Верхний стабилизатор Нижний стабилизатор Короткое долото Короткий радиус Длинное долото Длинный радиус Долото Steeringwheel Трехточечный поворот при наклонно-направленном бурении Рис. 21. Стабильность и наклонно-направленное бурение. В стандартных противовихревых долотах используется низкофрикционное калибрующее вооружение большой площади (LFGP) (вверху). Резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами размещаются таким образом, чтобы неуравновешенная сила была направлена в сторону этого несущего калибрующего вооружения. Долота Steeringwheel выходят за пределы концепции LFGP, предусмотрев 360° непрерывное кольцевое калибрующее вооружение (внизу слева). Такая концепция предусматривает центровку долота и ограничение боковых движений путем предотвращения наружных резцов от разрушения породы, что снижает возможность завихрения и увеличивает срок службы режущего вооружения. Эти долота бурят ровные стволы скважины с диаметром, выдержанным по калибру, они имеют меньше колебаний крутящего момента и более предсказуемую передачу веса. Равномерные характеристики крутящего момента долот Steeringwheel в сочетании с малым коэффициентом удлинения (LAR) и коротким режущим профилем делают эти конструкции хорошо пригодными для наклонно-направленного бурения (справа вверху и внизу). 20 ренние шарошки, снижали степень вибрации долота. Спиральные площадки калибрующего вооружения снижали способность долота к боковому проникновению или долблению стенок скважины за счет увеличения кругового контакта. Скошенные площадки калибрующего вооружения ограничивают боковую агрессивность и снижают тенденцию долота захватить стенку ствола скважины и привести к нестабильности. Асимметричное положение лопастей помогает разрушению лепестковых структур в стволе скважины. Спиральные лопасти дополняют асимметричность долота, нарушая единую линию контакта резцов, и поэтому долото не может однородно обрабатывать боковую сторону породы и создавать точку вращения в стороне от центра долота. Забойные условия создают множество сил, действующих на буровое долото. Балансировка долот с помощью конструктивных особенностей лопастей и резцов, которые сводят к минимуму неуравновешенные силы, давно считалось обязательным требованием для обеспечения стабильности. Хотя всевозможные вариации, такие как анизотропия породы и ее твердость, оказывают негативное воздействие на балансировку режущих структур, по балансировка сил будет, крайней мере, ослаблять боковые вибрации, создаваемые долотом. Во многих случаях долота с одной или несколькими стандартными стабилизирующими характеристиками содействовали ослаблению проявления динамики долота и обеспечивали приемлемую работоспособность. Однако, в случае сильных вибраций и значительных ударных воздействий нужны другие меры. Другим методом является применение большого низкофрикционного калибрующего вооружения (LFGP) на одной стороне долота и размещение резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами таким образом, чтобы неуравновешенные силы были в направлении калибрующего вооружения. Конструкция LFGP с противовихревым действием была разработана в Amoco Research для сведения к минимуму боковых вибраций20. Недостатком этого метода является трудное прогнозирование этих неуравновешенных сил и их направлений. Компромиссом для стабильности долота LFGP могут послужить значительные силы, направленные в сторону, подобные силам, отмечаемым при наклонно-направленном бурении. Для устранения таких неопределенностей компания Reed-Hycalog использует более сильное низкофрикционное калибрующее вооружение без режущих элементов. Поскольку противовихревые долота не обладают способ- Нефтегазовое Обозрение Стандартное долото с синтетическими Модифицированное долото с синтетиполикристаллическими алмазами ческими поликристаллическими алмазами образование борозды образование борозды высокой интенсивности средней интенсивности Основная лопасть (Р) Ведущая лопасть 60° P S Вторичная лопасть (S) S P Ведомая лопасть 180° P S Порода, удаляемая резцом S P Основным или ведущим Вторичным или ведомым Другими резцами Гидравлика Рис. 22. Работа резцов и усовершенствованная гидравлика. Лопасти стандартных долот с синтетическими поликристаллическими алмазами обычно несут равномерную нагрузку по разрушению породы. Для эффективного бурения переслаивающихся мягких и твердых пород, модифицированные долота имеют пары основных (Р) и вторичных (S) лопастей (слева). Различное расстояние между режущими резцами на соседних лопастях позволяет резцам на основных лопастях удалять больше породы, чем резцы на этой же самой дорожке на вторичных лопастях (вверху справа). Это позволяет долоту обеспечивать более высокую скорость бурения в мягких породах и снижать нагрузки на резцы в более твердых породах. Режущие резцы также снижают забойную вибрацию. Гидравлические каналы в стандартном долоте с синтетическими поликристаллическими алмазами направляют поток наружу от центра (внизу справа). Большая часть этого потока неэффективна и мало способствует очистке и охлаждению резцов. В модифицированных долотах и долотах Steeringwheel используется усовершенствованная пересекающаяся гидравлика Switchblade, которая эффективно использует промывочную жидкость, направляя поток от вторичных лопастей внутрь для усиления потока на основных лопастях (внизу слева). ностью бокового бурения, забойные компоновки должны сводить к минимуму боковые силы для получения оптимальных характеристик бурения. В дополнение к характеристикам стандартной стабильности и к противовихревым LFGP долотам используют такие концепции проектирования, как непрерывное калибрующее вооружение и последовательно расположенные и гибридные резцы для обеспечения стабильности долота. Долота Steeringwheel имеют 360° непрерывный калибрующий венец для центровки долота и для поддержания боковой стабильности (рис. 21)21. Обеспечивая круговой контакт калибрующего вооружения, маловероятно, что долото сместится к стенке ствола скважины, что будет уменьшать боковые вибрации, продлять 19. Sinor LA, Powers JR and Warren TM: “The Effect of PDC Cutter Density, Back Rake, Size, and Speed on Performance,” paper IADC/SPE 39306, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Texas, USA, March 3-6, 1998. 20. Warren TM, Brett JF and Sinor LA: “Development of a Whirl-Resistant Bit,” paper SPE 19572, presented at the Весна 2002 Конструкция Switchblade срок службы режущих структур и повышать качество ствола скважины. Эти долота создают минимальный реактивный крутящий момент и колебания величин крутящего момента и они бурят ровные стволы скважины, облегчая скольжение инструмента и передачу веса, что важно для управления компоновкой при наклонно-направленном бурении. Долота Steeringwheel сочетают эффективность работы шарошечных долот при наклоннонаправленном бурении с высокой механической скоростью бурения долот с синтетическими поликристаллическими алмазами и отвечают всем требованиям в отношении бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, включая малый коэффициент удлинения (LAR), равномерный крутящий момент и ста64th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, October 8-11, 1989. Sinor LA, Brett JF, Warren TM and Behr SM: “Field Testing of Low-Friction Gauge PDC Bits,” paper SPE 20416, presented at the 65th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 23-26, 1990. Стандартная конструкция бильное противовихревое действие. Короткое долото легче повернуть, чем длинное. Долота LAR имеет коэффициент удлинения, т. е. величину длины долота, поделенную на величину диаметра, меньше единицы, и оно может легче обеспечить угол набора и падения зенитного угла и поворота азимутального угла. Предназначенные главным образом для контроля при наклонно-направленном бурении, долота Steeringwheel имеют короткий калибрующий диаметр и плоский профиль, что удовлетворяет требованиям LAR. Резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами, которые следуют друг за другом, стремятся работать по бороздам, созданным ведущими резцами, что восстанавливает стабильность. Однако, глубокие борозды уменьшают режущую эффективность и снижают механическую скорость бурения до 66%. В модифицированных долотах применяется конфигурация с двойными лопастями с умеренным следованием по бороздам для балансировки стабильности и механической скорости бурения (рис. 22). Резцы на основных 21. Caraway D, Hayward J, Taylor MR, Roberts TS, Taylor S and Watson GR: “Rotary Drill Bits,” U.S. Patent 5,904,213 (May 18, 1999). Caraway D, Hayward J, Taylor MR, Roberts TS, Taylor S and Watson GR: “Rotary Drill Bits,” U.S. Patent 5,967,246 (October 19, 1999). Caraway D, Hayward J, Taylor MR, Roberts TS, Taylor S and Watson GR: “Rotary Drill Bits,” U.S. Patent 6,092,613 (July 25, 2000). 21 долотом. Боковые вибрации и высокие ударные нагрузки на заднюю часть резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами снижают срок службы долота и могут вызвать его серьезную поломку. Менее разрушительное переднее завихрение происходит, когда мгновенный центр вращения движется по направлению вращения долота. Конструкции стабильного долота снижают боковое движение путем регулировки типа резцов, размера, плотности, ориентации и места таким образом, чтобы дорожки резцов совпадали или чтобы они не слишком сильно углублялись19. Обратный наклон резца контролирует степень агрессивности резца по отношению к породе, и его можно использовать для снижения вибрации, но высокие углы также ограничивают глубину резания и механическую ско- рость бурения. В дополнение к укреплению новых кромок резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами резцы TuffEdge со скошенными ведущими кромками снижают агрессивность долота, что также увеличивает стабильность. Резцы DiamondBack с синтетическими поликристаллическими алмазами, расположенные за основными резцами на одной и той же лопасти и на той же глубине резания, обеспечивают стабильность путем совпадения их дорожек и увеличения объема алмазов на плечах долота, что позволяет получить более короткий и более стабильный профиль. Профиль долота и структура или конфигурация калибрующего вооружения способствуют обеспечению стабильности. Во время лабораторных испытаний профили, которые были плоскими или которые имели глубокие внут- A C D B Долото с малым коэф. удлинения (LAR): AB <1 CD Долото с низкофрикционным калибрующим вооружением (LFGP) Верхний стабилизатор Нижний стабилизатор Короткое долото Короткий радиус Длинное долото Длинный радиус Долото Steeringwheel Трехточечный поворот при наклонно-направленном бурении Рис. 21. Стабильность и наклонно-направленное бурение. В стандартных противовихревых долотах используется низкофрикционное калибрующее вооружение большой площади (LFGP) (вверху). Резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами размещаются таким образом, чтобы неуравновешенная сила была направлена в сторону этого несущего калибрующего вооружения. Долота Steeringwheel выходят за пределы концепции LFGP, предусмотрев 360° непрерывное кольцевое калибрующее вооружение (внизу слева). Такая концепция предусматривает центровку долота и ограничение боковых движений путем предотвращения наружных резцов от разрушения породы, что снижает возможность завихрения и увеличивает срок службы режущего вооружения. Эти долота бурят ровные стволы скважины с диаметром, выдержанным по калибру, они имеют меньше колебаний крутящего момента и более предсказуемую передачу веса. Равномерные характеристики крутящего момента долот Steeringwheel в сочетании с малым коэффициентом удлинения (LAR) и коротким режущим профилем делают эти конструкции хорошо пригодными для наклонно-направленного бурения (справа вверху и внизу). 20 ренние шарошки, снижали степень вибрации долота. Спиральные площадки калибрующего вооружения снижали способность долота к боковому проникновению или долблению стенок скважины за счет увеличения кругового контакта. Скошенные площадки калибрующего вооружения ограничивают боковую агрессивность и снижают тенденцию долота захватить стенку ствола скважины и привести к нестабильности. Асимметричное положение лопастей помогает разрушению лепестковых структур в стволе скважины. Спиральные лопасти дополняют асимметричность долота, нарушая единую линию контакта резцов, и поэтому долото не может однородно обрабатывать боковую сторону породы и создавать точку вращения в стороне от центра долота. Забойные условия создают множество сил, действующих на буровое долото. Балансировка долот с помощью конструктивных особенностей лопастей и резцов, которые сводят к минимуму неуравновешенные силы, давно считалось обязательным требованием для обеспечения стабильности. Хотя всевозможные вариации, такие как анизотропия породы и ее твердость, оказывают негативное воздействие на балансировку режущих структур, по балансировка сил будет, крайней мере, ослаблять боковые вибрации, создаваемые долотом. Во многих случаях долота с одной или несколькими стандартными стабилизирующими характеристиками содействовали ослаблению проявления динамики долота и обеспечивали приемлемую работоспособность. Однако, в случае сильных вибраций и значительных ударных воздействий нужны другие меры. Другим методом является применение большого низкофрикционного калибрующего вооружения (LFGP) на одной стороне долота и размещение резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами таким образом, чтобы неуравновешенные силы были в направлении калибрующего вооружения. Конструкция LFGP с противовихревым действием была разработана в Amoco Research для сведения к минимуму боковых вибраций20. Недостатком этого метода является трудное прогнозирование этих неуравновешенных сил и их направлений. Компромиссом для стабильности долота LFGP могут послужить значительные силы, направленные в сторону, подобные силам, отмечаемым при наклонно-направленном бурении. Для устранения таких неопределенностей компания Reed-Hycalog использует более сильное низкофрикционное калибрующее вооружение без режущих элементов. Поскольку противовихревые долота не обладают способ- Нефтегазовое Обозрение Стандартное долото с синтетическими Модифицированное долото с синтетиполикристаллическими алмазами ческими поликристаллическими алмазами образование борозды образование борозды высокой интенсивности средней интенсивности Основная лопасть (Р) Ведущая лопасть 60° P S Вторичная лопасть (S) S P Ведомая лопасть 180° P S Порода, удаляемая резцом S P Основным или ведущим Вторичным или ведомым Другими резцами Гидравлика Рис. 22. Работа резцов и усовершенствованная гидравлика. Лопасти стандартных долот с синтетическими поликристаллическими алмазами обычно несут равномерную нагрузку по разрушению породы. Для эффективного бурения переслаивающихся мягких и твердых пород, модифицированные долота имеют пары основных (Р) и вторичных (S) лопастей (слева). Различное расстояние между режущими резцами на соседних лопастях позволяет резцам на основных лопастях удалять больше породы, чем резцы на этой же самой дорожке на вторичных лопастях (вверху справа). Это позволяет долоту обеспечивать более высокую скорость бурения в мягких породах и снижать нагрузки на резцы в более твердых породах. Режущие резцы также снижают забойную вибрацию. Гидравлические каналы в стандартном долоте с синтетическими поликристаллическими алмазами направляют поток наружу от центра (внизу справа). Большая часть этого потока неэффективна и мало способствует очистке и охлаждению резцов. В модифицированных долотах и долотах Steeringwheel используется усовершенствованная пересекающаяся гидравлика Switchblade, которая эффективно использует промывочную жидкость, направляя поток от вторичных лопастей внутрь для усиления потока на основных лопастях (внизу слева). ностью бокового бурения, забойные компоновки должны сводить к минимуму боковые силы для получения оптимальных характеристик бурения. В дополнение к характеристикам стандартной стабильности и к противовихревым LFGP долотам используют такие концепции проектирования, как непрерывное калибрующее вооружение и последовательно расположенные и гибридные резцы для обеспечения стабильности долота. Долота Steeringwheel имеют 360° непрерывный калибрующий венец для центровки долота и для поддержания боковой стабильности (рис. 21)21. Обеспечивая круговой контакт калибрующего вооружения, маловероятно, что долото сместится к стенке ствола скважины, что будет уменьшать боковые вибрации, продлять 19. Sinor LA, Powers JR and Warren TM: “The Effect of PDC Cutter Density, Back Rake, Size, and Speed on Performance,” paper IADC/SPE 39306, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Texas, USA, March 3-6, 1998. 20. Warren TM, Brett JF and Sinor LA: “Development of a Whirl-Resistant Bit,” paper SPE 19572, presented at the Весна 2002 Конструкция Switchblade срок службы режущих структур и повышать качество ствола скважины. Эти долота создают минимальный реактивный крутящий момент и колебания величин крутящего момента и они бурят ровные стволы скважины, облегчая скольжение инструмента и передачу веса, что важно для управления компоновкой при наклонно-направленном бурении. Долота Steeringwheel сочетают эффективность работы шарошечных долот при наклоннонаправленном бурении с высокой механической скоростью бурения долот с синтетическими поликристаллическими алмазами и отвечают всем требованиям в отношении бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, включая малый коэффициент удлинения (LAR), равномерный крутящий момент и ста64th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, October 8-11, 1989. Sinor LA, Brett JF, Warren TM and Behr SM: “Field Testing of Low-Friction Gauge PDC Bits,” paper SPE 20416, presented at the 65th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 23-26, 1990. Стандартная конструкция бильное противовихревое действие. Короткое долото легче повернуть, чем длинное. Долота LAR имеет коэффициент удлинения, т. е. величину длины долота, поделенную на величину диаметра, меньше единицы, и оно может легче обеспечить угол набора и падения зенитного угла и поворота азимутального угла. Предназначенные главным образом для контроля при наклонно-направленном бурении, долота Steeringwheel имеют короткий калибрующий диаметр и плоский профиль, что удовлетворяет требованиям LAR. Резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами, которые следуют друг за другом, стремятся работать по бороздам, созданным ведущими резцами, что восстанавливает стабильность. Однако, глубокие борозды уменьшают режущую эффективность и снижают механическую скорость бурения до 66%. В модифицированных долотах применяется конфигурация с двойными лопастями с умеренным следованием по бороздам для балансировки стабильности и механической скорости бурения (рис. 22). Резцы на основных 21. Caraway D, Hayward J, Taylor MR, Roberts TS, Taylor S and Watson GR: “Rotary Drill Bits,” U.S. Patent 5,904,213 (May 18, 1999). Caraway D, Hayward J, Taylor MR, Roberts TS, Taylor S and Watson GR: “Rotary Drill Bits,” U.S. Patent 5,967,246 (October 19, 1999). Caraway D, Hayward J, Taylor MR, Roberts TS, Taylor S and Watson GR: “Rotary Drill Bits,” U.S. Patent 6,092,613 (July 25, 2000). 21 лопастях удаляют около 80% породы. Резцы на второстепенных лопастях удаляют меньше материала и не снижают механической скорости бурения подобно дополнительным резцам на лопастях сильно вооруженных стандартных долот. Когда модифицированные долота встречают твердые породы, вторичные долота играют более важную роль. Последовательные резцы снижают нагрузки на основные резцы и улучшают стабильность долота, обеспечивая их больший срок службы. Долота Steeringwheel и Transformation обеспечивают дополнительную стабильность для конструкций LFGP. В них используется передовая гидравлика. В запатентованной конструкции перекрестного потока применяются корпусные насадки, направленные на каждую основную лопасть, и внекорпусные насадки перед каждой вторичной лопастью22. Промывочная жидкость выходит из наружных насадок, очищая и охлаждая только резцы на вторичных лопастях перед попаданием внутрь. Высокоскоростной поток с внутренних насадок создает перепад давления, или эффект Вентури, который притягивает поток от наружных насадок через долото по суженному месту между лопастями. Основные лопасти получают промывочную жидкость от внутренних и наружных насадок. Эти конструкции Switchblade распределяют гидравлическую энергию более эффективно для улучшения очистки и охлаждения долота и для повышения механической скорости бурения23. Гибридные долота сочетают технологии синтетических поликристаллических алмазов и природных алмазов24. Отдельные карбид-вольфрамовые режущие элементы с импрегнированными алмазами размещают за основными резцами с синтетическими поликристаллическими алмазами. Каждый импрегнированный резец совместно с резцом с синтетическими поликристаллическими алмазами воспринимает нагрузку на сильно изнашиваемых участках долота. Эти вторичные резцы защищают резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами в сложных буровых условиях и снижают износ в твердых абразивных породах (рис. 23)25. Гибридные конструкции улучшают стабильность 22. Taylor MR, Murdock AD and Evans SM: “High Penetration Rates and Extended Bit Life Through Revolutionary Hydraulic and Mechanical Design in PDC Drill Bit Development,” paper SPE 36435, presented at the 71st SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, USA, October 6-9, 1996. 23. Newton A, Taylor MR, Murdock A and Clegg JM: “Rotary Drill Bits,” U.S. Patent 5,671,818 (September 30, 1997). Caraway D, Watson G and Newton TA, “Rotary Drill Bits Having Nozzles to Enhance Recirculation,” U.S. Patent 5,699,868 (December 23, 1997). 24. Fuller J: “Rotary Drill Bits,” U.S. Patent 4,718,505 (January 12, 1988). 22 Рис. 23. Гибридные режущие элементы. Объединяя технологии использования синтетических поликристаллических алмазов и вставок с импрегнированными природными алмазами, можно помочь защите резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами от абразивного износа и от повреждения со стороны забойных вибраций для повышения износоустойчивости и увеличения срока службы. Когда гибридные долота еще новые, вставки с импрегнированными алмазами не имеют контакта с породой, и долото работает как стандартное долото с синтетическими поликристаллическими алмазами, обеспечивая максимальную механическую скорость бурения (вверху). По мере износа резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами в твердых породах, алмазные вставки начинают резать породу и принимать все более возрастающую нагрузку, что сводит к минимуму возможность повреждения синтетических поликристаллических алмазов (в середине). В мягких породах более эффективные резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами вновь принимают на себя большую часть нагрузки и эффективность резания остается высокой (внизу). Новое гибридное долото Твердая порода Мягкая порода долота, предотвращая от слишком глубокого резания, что сводит к минимуму боковые и крутильные вибрации от завихрения и прихватаскольжения. Резцы с импрегнированными алмазами также принимают на себя большую часть ударной нагрузки от обратного вращения долота, связанного с завихрением. Направленные вверх и вниз осевые вибрации, или подскоки долота, изменяют глубину резания, что приводит к значительному увеличению крутящего момента. Импрегнированные резцы ограничивают проникновение в породу и сглаживают резкие изменения крутящего момента. Импрегнированные резцы установлены ниже, чем резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами, поэтому при увеличении нагрузки на долото они вступают в контакт с породой и снижают влияние крутящего момента на изменение величины нагрузки на долото, что является очень важным фактором для наклонно-направленного бурения. Боковые нагрузки, которые воздействуют на долото при бурении с управляемыми забойными двигателями, приводят с ударному повреждению калибрующих рез- цов с синтетическими поликристаллическими алмазами. Для сохранения эффективного калибрующего вооружения в долотах ReedHycalog с синтетическими поликристаллическими алмазами используются импрегнированные штифты для дополнительной защиты калибрующего венца. Fuller J and Gasan JA: “Rotary Drill Bit for Use in Drilling Holes in Subsurface Earth Formations,” U.S. Patent 4,991,670 (February 12, 1991). 25. Williams JL and Thompson AI: “An Analysis of the Performance of PDC Hybrid Drill Bits,” paper SPE/IADC 16117, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, USA, March 15-18, 1987. Hanna IS and Hollister K: “PDC Bits Proved Effective in Drilling Severely Depleted Sands in the Gulf of Mexico,” paper SPE 19567, presented at the 64th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, October 8-11, 1989. 26. Colebrook MA, Peach SR, Allen FM and Conran G: “Application of Steerable Rotary Drilling Technology to Drill Extended Reach Wells,” paper IADC/SPE 39327, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Texas, USA, March 3-6, 1998. Downton G, Hendricks A, Klausen TS and Pafitis D: “New Directions in Rotary Steerable Drilling,” Oilfield Review 12, no. 1 (Spring 2000): 18-29. 27. Barton S: “Development of Stable PDC Bits for Specific Use on Rotary Steerable Systems,” paper IADC/SPE 62779, presented at the IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, September 11-13, 2000. Наклонно-направленное бурение и специальные долота Долота с синтетическими поликристаллическими алмазами играют важную роль в наклонно-направленном бурении и являются ключевыми компонентами усовершенствованных систем, при бурении горизонтальных дренажных скважин и скважин с большим отходом от вертикали со сложными профилями. Конфигурации долот, режущее вооружение, гидравлические конструкции и защита калибрующих венцов — это области, в которых технологические достижения улучшили эффективность наклонно-направленного бурения. Для решения задач бурения наклонно-направленных скважин необходимы специально предназначенные для этих целей технологии. Нефтегазовое Обозрение Для оптимальной работы долота во время наклонно-направленного бурения необходимо свести к минимуму колебания величины крутящего момента. Изменяемый крутящий момент в управляемых двигателях снижает степень контроля и не дает возможность осуществлять управление процессом наклонно-направленного бурения. Для компоновок роторного бурения крутящий момент, создаваемый при прихватескольжении на долоте, создает нежелательные крутильные вибрации. Влияние крутящего момента можно снизить путем увеличения угла резцов, уменьшения размера резцов и применения гибридных вспомогательных резцов с импрегнированными алмазами. Гибридная технология также снижает изменения значений крутящего момента. Скошенные резцы TuffEdge используют для сведения к минимуму повреждения синтетических поликристаллических алмазов. В долотах для бурения наклоннонаправленных и горизонтальных скважин используются небольшие резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами, плоские профили и долота общей короткой длины. Увеличивая площадь контакта в долоте с синтетическими поликристаллическими алмазами путем увеличения количества лопастей, резцов и калибрующего вооружения, также можно снизить степень колебаний значений крутящего момента. Имеются долота для роторных управляемых систем, с помощью которых бурят горизонтальные скважины и скважины с большим отходом от вертикали. Технология Push-the-bit, например, роторная управляемая система PowerDrive контролирует изменение траектории при наклонно-направленном бурении с поверхности при роторном бурении. Вместо применения управляемого двигателя для отклонения или направления долота, нагрузка, создаваемая инструментом, отклоняет долото в нужном направлении26. Независимо от крутящего момента траектория долота контролируется забойными клапанами и башмаками. Эти системы характеризуются меньшими значениями затяжек, они более эффективно передают вес на долото и обеспечивают более высокие механические скорости бурения. Непрерывное вращение труб улучшает очистку скважины и снижает извилистость ствола скважины, что означает меньшую необходимость в проработке ствола и меньшую стоимость использования буровой установки. Роторные управляемые системы позволяют использовать агрессивные долота и обеспечивают возможность оптимизации долот. Весна 2002 Специфические особенности долот с синтетическими поликристаллическими алмазами позволяют свести к максимуму характеристики роторной управляемой системы27. Долота для этих систем требуют применения малых коэффициентов удлинения и активного калибрующего венца или агрессивного режущего вооружения на калибрующим венце (рис. 24). Стандартные долота с синтетическими поликристаллическими алмазами не обладают значительной способностью для бокового резания. Традиционные элементы защиты калибра в виде карбид-вольфрамовых вставок или вставок с импрегнированными алмазами, теплоустойчивых поликристаллических пластинок и предварительно уплощенных резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами используют только для сохранения диаметра долота и для бурения скважин полным номинальным диаметром. Концепция активного калибрующего венца, впервые разработанная для использования на Северном море, предусматривает наличие резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами по всему диамет- Стандартный калибрующий венец ру с гибридными карбид-вольфрамовыми резцами округлой формы, расположенными непосредственно за ними для защиты, и использование уменьшенного диаметра калибрующего вооружения без защиты с помощью вставок для увеличения степени обнажения резцов. Высокая плотность резцов калибрующего вооружения и малые углы обратного наклона на активном калибрующем венце обеспечивают агрессивную способность бокового резания и улучшают управляемость в отношении изменения траектории скважины. Точки контактов активного калибрующего венца, т. е. резцы и гибридные резцы, снижают трение калибрующего вооружения, его затяжки и крутящий момент долота. Меньшие диаметры калибрующего вооружения улучшают действие потока промывочной жидкости вокруг долота, что способствует охлаждению и очистке калибрующего вооружения и резцов. Активный калибрующий венец используют как в стальных, так и в матричных долотах. Данная методика обеспечивает надежную защиту калибра, однако стальные долота требуют применения Активный калибрующий венец Рис. 24. Активный калибрующий венец. Управляемые долота для роторного бурения требуют применения агрессивного режущего вооружения на калибровочном венце. Для достижения необходимых траекторий ствола скважины долото должно резать бок ствола, так как роторные управляемые инструменты прикладывают боковые силы для поворота долота в нужном направлении. В отличии от стандартной защиты калибрующего вооружения (слева), активный калибрующий венец характеризуется уменьшенным диаметром долота, наличием по всему периметру долота калибрующих резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами и с обратными углами наклона вдоль всей длины калибра, а также с зубцами из карбида вольфрама, которые контролируют глубину бокового резания (справа). Максимальное количество открытых резцов улучшает боковое резание и увеличивает срок службы долота. Уменьшенные диаметры долота снижают трение и содействуют потоку промывочной жидкости на участке калибрующего венца, что обеспечивает более качественное охлаждение и очистку. 23 лопастях удаляют около 80% породы. Резцы на второстепенных лопастях удаляют меньше материала и не снижают механической скорости бурения подобно дополнительным резцам на лопастях сильно вооруженных стандартных долот. Когда модифицированные долота встречают твердые породы, вторичные долота играют более важную роль. Последовательные резцы снижают нагрузки на основные резцы и улучшают стабильность долота, обеспечивая их больший срок службы. Долота Steeringwheel и Transformation обеспечивают дополнительную стабильность для конструкций LFGP. В них используется передовая гидравлика. В запатентованной конструкции перекрестного потока применяются корпусные насадки, направленные на каждую основную лопасть, и внекорпусные насадки перед каждой вторичной лопастью22. Промывочная жидкость выходит из наружных насадок, очищая и охлаждая только резцы на вторичных лопастях перед попаданием внутрь. Высокоскоростной поток с внутренних насадок создает перепад давления, или эффект Вентури, который притягивает поток от наружных насадок через долото по суженному месту между лопастями. Основные лопасти получают промывочную жидкость от внутренних и наружных насадок. Эти конструкции Switchblade распределяют гидравлическую энергию более эффективно для улучшения очистки и охлаждения долота и для повышения механической скорости бурения23. Гибридные долота сочетают технологии синтетических поликристаллических алмазов и природных алмазов24. Отдельные карбид-вольфрамовые режущие элементы с импрегнированными алмазами размещают за основными резцами с синтетическими поликристаллическими алмазами. Каждый импрегнированный резец совместно с резцом с синтетическими поликристаллическими алмазами воспринимает нагрузку на сильно изнашиваемых участках долота. Эти вторичные резцы защищают резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами в сложных буровых условиях и снижают износ в твердых абразивных породах (рис. 23)25. Гибридные конструкции улучшают стабильность 22. Taylor MR, Murdock AD and Evans SM: “High Penetration Rates and Extended Bit Life Through Revolutionary Hydraulic and Mechanical Design in PDC Drill Bit Development,” paper SPE 36435, presented at the 71st SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, USA, October 6-9, 1996. 23. Newton A, Taylor MR, Murdock A and Clegg JM: “Rotary Drill Bits,” U.S. Patent 5,671,818 (September 30, 1997). Caraway D, Watson G and Newton TA, “Rotary Drill Bits Having Nozzles to Enhance Recirculation,” U.S. Patent 5,699,868 (December 23, 1997). 24. Fuller J: “Rotary Drill Bits,” U.S. Patent 4,718,505 (January 12, 1988). 22 Рис. 23. Гибридные режущие элементы. Объединяя технологии использования синтетических поликристаллических алмазов и вставок с импрегнированными природными алмазами, можно помочь защите резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами от абразивного износа и от повреждения со стороны забойных вибраций для повышения износоустойчивости и увеличения срока службы. Когда гибридные долота еще новые, вставки с импрегнированными алмазами не имеют контакта с породой, и долото работает как стандартное долото с синтетическими поликристаллическими алмазами, обеспечивая максимальную механическую скорость бурения (вверху). По мере износа резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами в твердых породах, алмазные вставки начинают резать породу и принимать все более возрастающую нагрузку, что сводит к минимуму возможность повреждения синтетических поликристаллических алмазов (в середине). В мягких породах более эффективные резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами вновь принимают на себя большую часть нагрузки и эффективность резания остается высокой (внизу). Новое гибридное долото Твердая порода Мягкая порода долота, предотвращая от слишком глубокого резания, что сводит к минимуму боковые и крутильные вибрации от завихрения и прихватаскольжения. Резцы с импрегнированными алмазами также принимают на себя большую часть ударной нагрузки от обратного вращения долота, связанного с завихрением. Направленные вверх и вниз осевые вибрации, или подскоки долота, изменяют глубину резания, что приводит к значительному увеличению крутящего момента. Импрегнированные резцы ограничивают проникновение в породу и сглаживают резкие изменения крутящего момента. Импрегнированные резцы установлены ниже, чем резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами, поэтому при увеличении нагрузки на долото они вступают в контакт с породой и снижают влияние крутящего момента на изменение величины нагрузки на долото, что является очень важным фактором для наклонно-направленного бурения. Боковые нагрузки, которые воздействуют на долото при бурении с управляемыми забойными двигателями, приводят с ударному повреждению калибрующих рез- цов с синтетическими поликристаллическими алмазами. Для сохранения эффективного калибрующего вооружения в долотах ReedHycalog с синтетическими поликристаллическими алмазами используются импрегнированные штифты для дополнительной защиты калибрующего венца. Fuller J and Gasan JA: “Rotary Drill Bit for Use in Drilling Holes in Subsurface Earth Formations,” U.S. Patent 4,991,670 (February 12, 1991). 25. Williams JL and Thompson AI: “An Analysis of the Performance of PDC Hybrid Drill Bits,” paper SPE/IADC 16117, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, USA, March 15-18, 1987. Hanna IS and Hollister K: “PDC Bits Proved Effective in Drilling Severely Depleted Sands in the Gulf of Mexico,” paper SPE 19567, presented at the 64th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, October 8-11, 1989. 26. Colebrook MA, Peach SR, Allen FM and Conran G: “Application of Steerable Rotary Drilling Technology to Drill Extended Reach Wells,” paper IADC/SPE 39327, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Texas, USA, March 3-6, 1998. Downton G, Hendricks A, Klausen TS and Pafitis D: “New Directions in Rotary Steerable Drilling,” Oilfield Review 12, no. 1 (Spring 2000): 18-29. 27. Barton S: “Development of Stable PDC Bits for Specific Use on Rotary Steerable Systems,” paper IADC/SPE 62779, presented at the IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, September 11-13, 2000. Наклонно-направленное бурение и специальные долота Долота с синтетическими поликристаллическими алмазами играют важную роль в наклонно-направленном бурении и являются ключевыми компонентами усовершенствованных систем, при бурении горизонтальных дренажных скважин и скважин с большим отходом от вертикали со сложными профилями. Конфигурации долот, режущее вооружение, гидравлические конструкции и защита калибрующих венцов — это области, в которых технологические достижения улучшили эффективность наклонно-направленного бурения. Для решения задач бурения наклонно-направленных скважин необходимы специально предназначенные для этих целей технологии. Нефтегазовое Обозрение Для оптимальной работы долота во время наклонно-направленного бурения необходимо свести к минимуму колебания величины крутящего момента. Изменяемый крутящий момент в управляемых двигателях снижает степень контроля и не дает возможность осуществлять управление процессом наклонно-направленного бурения. Для компоновок роторного бурения крутящий момент, создаваемый при прихватескольжении на долоте, создает нежелательные крутильные вибрации. Влияние крутящего момента можно снизить путем увеличения угла резцов, уменьшения размера резцов и применения гибридных вспомогательных резцов с импрегнированными алмазами. Гибридная технология также снижает изменения значений крутящего момента. Скошенные резцы TuffEdge используют для сведения к минимуму повреждения синтетических поликристаллических алмазов. В долотах для бурения наклоннонаправленных и горизонтальных скважин используются небольшие резцы с синтетическими поликристаллическими алмазами, плоские профили и долота общей короткой длины. Увеличивая площадь контакта в долоте с синтетическими поликристаллическими алмазами путем увеличения количества лопастей, резцов и калибрующего вооружения, также можно снизить степень колебаний значений крутящего момента. Имеются долота для роторных управляемых систем, с помощью которых бурят горизонтальные скважины и скважины с большим отходом от вертикали. Технология Push-the-bit, например, роторная управляемая система PowerDrive контролирует изменение траектории при наклонно-направленном бурении с поверхности при роторном бурении. Вместо применения управляемого двигателя для отклонения или направления долота, нагрузка, создаваемая инструментом, отклоняет долото в нужном направлении26. Независимо от крутящего момента траектория долота контролируется забойными клапанами и башмаками. Эти системы характеризуются меньшими значениями затяжек, они более эффективно передают вес на долото и обеспечивают более высокие механические скорости бурения. Непрерывное вращение труб улучшает очистку скважины и снижает извилистость ствола скважины, что означает меньшую необходимость в проработке ствола и меньшую стоимость использования буровой установки. Роторные управляемые системы позволяют использовать агрессивные долота и обеспечивают возможность оптимизации долот. Весна 2002 Специфические особенности долот с синтетическими поликристаллическими алмазами позволяют свести к максимуму характеристики роторной управляемой системы27. Долота для этих систем требуют применения малых коэффициентов удлинения и активного калибрующего венца или агрессивного режущего вооружения на калибрующим венце (рис. 24). Стандартные долота с синтетическими поликристаллическими алмазами не обладают значительной способностью для бокового резания. Традиционные элементы защиты калибра в виде карбид-вольфрамовых вставок или вставок с импрегнированными алмазами, теплоустойчивых поликристаллических пластинок и предварительно уплощенных резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами используют только для сохранения диаметра долота и для бурения скважин полным номинальным диаметром. Концепция активного калибрующего венца, впервые разработанная для использования на Северном море, предусматривает наличие резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами по всему диамет- Стандартный калибрующий венец ру с гибридными карбид-вольфрамовыми резцами округлой формы, расположенными непосредственно за ними для защиты, и использование уменьшенного диаметра калибрующего вооружения без защиты с помощью вставок для увеличения степени обнажения резцов. Высокая плотность резцов калибрующего вооружения и малые углы обратного наклона на активном калибрующем венце обеспечивают агрессивную способность бокового резания и улучшают управляемость в отношении изменения траектории скважины. Точки контактов активного калибрующего венца, т. е. резцы и гибридные резцы, снижают трение калибрующего вооружения, его затяжки и крутящий момент долота. Меньшие диаметры калибрующего вооружения улучшают действие потока промывочной жидкости вокруг долота, что способствует охлаждению и очистке калибрующего вооружения и резцов. Активный калибрующий венец используют как в стальных, так и в матричных долотах. Данная методика обеспечивает надежную защиту калибра, однако стальные долота требуют применения Активный калибрующий венец Рис. 24. Активный калибрующий венец. Управляемые долота для роторного бурения требуют применения агрессивного режущего вооружения на калибровочном венце. Для достижения необходимых траекторий ствола скважины долото должно резать бок ствола, так как роторные управляемые инструменты прикладывают боковые силы для поворота долота в нужном направлении. В отличии от стандартной защиты калибрующего вооружения (слева), активный калибрующий венец характеризуется уменьшенным диаметром долота, наличием по всему периметру долота калибрующих резцов с синтетическими поликристаллическими алмазами и с обратными углами наклона вдоль всей длины калибра, а также с зубцами из карбида вольфрама, которые контролируют глубину бокового резания (справа). Максимальное количество открытых резцов улучшает боковое резание и увеличивает срок службы долота. Уменьшенные диаметры долота снижают трение и содействуют потоку промывочной жидкости на участке калибрующего венца, что обеспечивает более качественное охлаждение и очистку. 23 устойчивого к эрозии твердосплавного усиления вследствие улучшенной активности потока вокруг калибрующего вооружения. Опыт является важным фактором при принятии решения в отношении выбора бурового долота для наклонно-направленного бурения. Компания «Шлюмберже» в таких случаях использует концепцию PowerSteering, представляющую собой уникальное объединение технологии и опыта. В сложных условиях наклонно-направленного бурения процесс PowerSteering обеспечивает подбор технических характеристик соответствующего долота, модификацию имеющихся долот или конструкции заказного долота. Иногда существует необходимость расширения имеющихся скважин или бурения скважин большего диаметра ниже обсадной колонны, особенно при необходимости улучшения качества цементировочных работ или при заканчивании скважин в породах, которые характеризуются разбуханием или обрушением. В прошлом использовались механические расширители, которые расширялись для резания ствола скважины большего диаметра. В настоящее время для этих целей применяются асимметричные долота. Асимметричное долото проходит через ствол скважины меньшего диаметра для бурения скважины, которая будет иметь диаметр больше, чем в выше расположенном интервале или обсадной колонне (рис. 25). Последние варианты этих долот сочетают характеристики асимметричного расширителя и конструкции Steeringwheel для наклонно-направленного бурения с запатентованным расширителем, которые позволяют бурить скважину большего диаметра без замены долота после разбуривания цемента. Более короткие лопасти расширителя имеют такую форму, которая обеспечивает зазор Асимметричное долото между обсадной колонной и наружными резцами на самых длинных лопастях. Долота с импрегнированными алмазами Выбор долот для очень твердых абразивных пород подразумевает определенный компромисс. Долота с синтетическими поликристаллическими алмазами бурят быстро, но они быстро выходят из строя в абразивных условиях; шарошечные долота бурят медленнее, но могут быстро износиться и бурить скважины с диаметром, меньше номинального. Долота с природными алмазами имеют более высокие показатели по механической скорости бурения и служат дольше, но их выбор ограничен, особенно для перемежающихся пород, где породы мягких прослоев забивают режущую поверхность долота и снижают эффективность бурения. За последние 10 лет о долотах с импрегнированными алмазами почти забы- ли, но сегодня вокруг них вновь наблюдается оживление. С лучшей матрицей и алмазным материалом и с новыми технологиями изготовления значительно повысилось сопротивление износу. Долота с импрегнированными алмазами могут быть предназначены для бурения мягких или твердых и абразивных пород. Забойные турбины и двигатели также были усовершенствованы, они дольше служат в скважине и полностью используют преимущества, предлагаемые долговечными импрегнированными долотами. Первые долота с импрегнированными алмазами, которые применялись еще в девятнадцатом столетии, бурили медленно, и их применяли главным образом в качестве последнего средства, если породы были слишком твердыми, абразивными или глубокими для шарошечных долот, долот с синтетическими поликристаллическими алмазами или долот с природными алмазами, укрепленными на поверхности. В настоящее время зерна алмазов расположены в теле карбид-вольфрамовой матрицы лопасти долота, что обеспечивает большее сопротивление износу. Вместо отдельных резцов вся поверхность долота содержит режущие элементы, установленные на глубине, на которой происходит циркуляция жидкости. Алмазы истирают твердые породы, а режущие элементы лопасти срезают мягкие породы, как долота с синтетическими поликристаллическими алмазами. Механическая скорость бурения постепенно падает по мере округления кромок лопасти. Матрица истирается и непрерывно обнажает новые острые алмазы. Срок службы долота является функцией объема импрегнированных алмазов, которые могут работать на поверхности долота. Поэтому более высокие лопасти служат дольше. В прошлом долота с импрегнированными алмазами применялись ограниченно, в основном, для бурения твердых и абразивных пород с использованием высокоскоростных турбин. В последние несколько лет диапазон их применения расширился до бурения переслаивающихся песков, глин, карбонатов и угля, а также таких типов пород, как изверженных, метаморфических пород и конгломератов, в которых стали бурить наклонно-направленные скважины с использованием забойных двигателей. В настоящее время долота с импрегнированными алмазами способны бурить породы многих типов (рис. 26). Баланс между характеристиками алмазов и матрицы опти- Долото Duradiamond Прохождение через обсадную колонну Долото Duradiamond Transformation Слишком мягкая матрица Зазор Слишком твердая матрица P4 P5 Двойной конус, агрессивный Двойной конус, промежуточный Оптимальная твердость матрицы P7 Контакт Контакт Округленный, общего назначения Верхний торец долота Контакт Основные каналы для жидкости или V-образные и соответствующие спиральные дорожки Долото Steeringwheel с двойным центром Рис. 25. Эксцентричные долота. Асимметричные долота имеют укрупненную структуру, как у расширителя, на одной стороне, что позволяет бурить скважины большего диаметра ниже обсадной колонны (вверху слева). Без вращения асимметрия позволяет долоту проходить через отверстия меньшего диаметра. Асимметричные долота Steeringwheel предназначены для разбуривания цемента и продолжения бурения наклонно-направленных скважин (внизу слева). Расширительная секция долота предотвращает возникновение контакта резцов с обсадной колонной при разбуривании цементировочного оборудования (вверху справа). Затем резцы на расширителе вращаются с долотом, прорезая ствол скважины диаметром, превышающим номинальный диаметр (внизу справа). 24 Нефтегазовое Обозрение Механическая скорость бурения, футы/час Испытание профиля долота с импрегнированными алмазами Резание ствола скважины с диаметром, превышающим номинальный диаметр 80 60 Карбонаты Flagstone с неограниченной прочностью на сжатие (UCS) 21000 psi Лопасть долота 40 6 дюймов P4 6 дюймов P5 6 дюймов P7 20 0 5 10 Нагрузка на долото (WOB), 1000 фунтов 15 Блоки теплостойких поликристаллических алмазов на ведущих элементах каждого профиля Рис. 26. Импрегнированные долота. Долота с импрегнированными алмазами представляют собой специальные шлифовальные круги. Технология Duradiamond обеспечивает разные варианты бурения любого типа пород. Были разработаны специальные смеси алмазов и карбида вольфрама для повышения механической скорости бурения и для увеличения срока службы долота. Соответствие скорости износа матрицы и алмазов уравновешивает срок службы долота и механическую скорость бурения. Если матрица слишком мягкая, алмазы обнажаются до их износа, что сокращает время работы долота. Если матрица слишком твердая, алмазы не будут обнажаться требуемым образом, и механическая скорость бурения будет малой. Имеется три профиля (в середине). Наиболее агрессивный профиль представлен глубоким двойным конусом (голубой) для бурения более мягких перемежающихся пород и горизонтальных интервалов. Округленный мелкий двойной конус (красный) используют для пород средней твердости. Более плоский округленный профиль (зеленый) является конструкций общего назначения для более твердых абразивных пород и для интервалов набора зенитного угла в наклонно-направленных скважинах. В долотах Duradiamond (вверху слева) и Duradiamond Transformation (справа вверху и внизу) используется гидравлика радиального потока для обеспечения равномерного потока через верхний торец долота (внизу слева). Весна 2002 25 устойчивого к эрозии твердосплавного усиления вследствие улучшенной активности потока вокруг калибрующего вооружения. Опыт является важным фактором при принятии решения в отношении выбора бурового долота для наклонно-направленного бурения. Компания «Шлюмберже» в таких случаях использует концепцию PowerSteering, представляющую собой уникальное объединение технологии и опыта. В сложных условиях наклонно-направленного бурения процесс PowerSteering обеспечивает подбор технических характеристик соответствующего долота, модификацию имеющихся долот или конструкции заказного долота. Иногда существует необходимость расширения имеющихся скважин или бурения скважин большего диаметра ниже обсадной колонны, особенно при необходимости улучшения качества цементировочных работ или при заканчивании скважин в породах, которые характеризуются разбуханием или обрушением. В прошлом использовались механические расширители, которые расширялись для резания ствола скважины большего диаметра. В настоящее время для этих целей применяются асимметричные долота. Асимметричное долото проходит через ствол скважины меньшего диаметра для бурения скважины, которая будет иметь диаметр больше, чем в выше расположенном интервале или обсадной колонне (рис. 25). Последние варианты этих долот сочетают характеристики асимметричного расширителя и конструкции Steeringwheel для наклонно-направленного бурения с запатентованным расширителем, которые позволяют бурить скважину большего диаметра без замены долота после разбуривания цемента. Более короткие лопасти расширителя имеют такую форму, которая обеспечивает зазор Асимметричное долото между обсадной колонной и наружными резцами на самых длинных лопастях. Долота с импрегнированными алмазами Выбор долот для очень твердых абразивных пород подразумевает определенный компромисс. Долота с синтетическими поликристаллическими алмазами бурят быстро, но они быстро выходят из строя в абразивных условиях; шарошечные долота бурят медленнее, но могут быстро износиться и бурить скважины с диаметром, меньше номинального. Долота с природными алмазами имеют более высокие показатели по механической скорости бурения и служат дольше, но их выбор ограничен, особенно для перемежающихся пород, где породы мягких прослоев забивают режущую поверхность долота и снижают эффективность бурения. За последние 10 лет о долотах с импрегнированными алмазами почти забы- ли, но сегодня вокруг них вновь наблюдается оживление. С лучшей матрицей и алмазным материалом и с новыми технологиями изготовления значительно повысилось сопротивление износу. Долота с импрегнированными алмазами могут быть предназначены для бурения мягких или твердых и абразивных пород. Забойные турбины и двигатели также были усовершенствованы, они дольше служат в скважине и полностью используют преимущества, предлагаемые долговечными импрегнированными долотами. Первые долота с импрегнированными алмазами, которые применялись еще в девятнадцатом столетии, бурили медленно, и их применяли главным образом в качестве последнего средства, если породы были слишком твердыми, абразивными или глубокими для шарошечных долот, долот с синтетическими поликристаллическими алмазами или долот с природными алмазами, укрепленными на поверхности. В настоящее время зерна алмазов расположены в теле карбид-вольфрамовой матрицы лопасти долота, что обеспечивает большее сопротивление износу. Вместо отдельных резцов вся поверхность долота содержит режущие элементы, установленные на глубине, на которой происходит циркуляция жидкости. Алмазы истирают твердые породы, а режущие элементы лопасти срезают мягкие породы, как долота с синтетическими поликристаллическими алмазами. Механическая скорость бурения постепенно падает по мере округления кромок лопасти. Матрица истирается и непрерывно обнажает новые острые алмазы. Срок службы долота является функцией объема импрегнированных алмазов, которые могут работать на поверхности долота. Поэтому более высокие лопасти служат дольше. В прошлом долота с импрегнированными алмазами применялись ограниченно, в основном, для бурения твердых и абразивных пород с использованием высокоскоростных турбин. В последние несколько лет диапазон их применения расширился до бурения переслаивающихся песков, глин, карбонатов и угля, а также таких типов пород, как изверженных, метаморфических пород и конгломератов, в которых стали бурить наклонно-направленные скважины с использованием забойных двигателей. В настоящее время долота с импрегнированными алмазами способны бурить породы многих типов (рис. 26). Баланс между характеристиками алмазов и матрицы опти- Долото Duradiamond Прохождение через обсадную колонну Долото Duradiamond Transformation Слишком мягкая матрица Зазор Слишком твердая матрица P4 P5 Двойной конус, агрессивный Двойной конус, промежуточный Оптимальная твердость матрицы P7 Контакт Контакт Округленный, общего назначения Верхний торец долота Контакт Основные каналы для жидкости или V-образные и соответствующие спиральные дорожки Долото Steeringwheel с двойным центром Рис. 25. Эксцентричные долота. Асимметричные долота имеют укрупненную структуру, как у расширителя, на одной стороне, что позволяет бурить скважины большего диаметра ниже обсадной колонны (вверху слева). Без вращения асимметрия позволяет долоту проходить через отверстия меньшего диаметра. Асимметричные долота Steeringwheel предназначены для разбуривания цемента и продолжения бурения наклонно-направленных скважин (внизу слева). Расширительная секция долота предотвращает возникновение контакта резцов с обсадной колонной при разбуривании цементировочного оборудования (вверху справа). Затем резцы на расширителе вращаются с долотом, прорезая ствол скважины диаметром, превышающим номинальный диаметр (внизу справа). 24 Нефтегазовое Обозрение Механическая скорость бурения, футы/час Испытание профиля долота с импрегнированными алмазами Резание ствола скважины с диаметром, превышающим номинальный диаметр 80 60 Карбонаты Flagstone с неограниченной прочностью на сжатие (UCS) 21000 psi Лопасть долота 40 6 дюймов P4 6 дюймов P5 6 дюймов P7 20 0 5 10 Нагрузка на долото (WOB), 1000 фунтов 15 Блоки теплостойких поликристаллических алмазов на ведущих элементах каждого профиля Рис. 26. Импрегнированные долота. Долота с импрегнированными алмазами представляют собой специальные шлифовальные круги. Технология Duradiamond обеспечивает разные варианты бурения любого типа пород. Были разработаны специальные смеси алмазов и карбида вольфрама для повышения механической скорости бурения и для увеличения срока службы долота. Соответствие скорости износа матрицы и алмазов уравновешивает срок службы долота и механическую скорость бурения. Если матрица слишком мягкая, алмазы обнажаются до их износа, что сокращает время работы долота. Если матрица слишком твердая, алмазы не будут обнажаться требуемым образом, и механическая скорость бурения будет малой. Имеется три профиля (в середине). Наиболее агрессивный профиль представлен глубоким двойным конусом (голубой) для бурения более мягких перемежающихся пород и горизонтальных интервалов. Округленный мелкий двойной конус (красный) используют для пород средней твердости. Более плоский округленный профиль (зеленый) является конструкций общего назначения для более твердых абразивных пород и для интервалов набора зенитного угла в наклонно-направленных скважинах. В долотах Duradiamond (вверху слева) и Duradiamond Transformation (справа вверху и внизу) используется гидравлика радиального потока для обеспечения равномерного потока через верхний торец долота (внизу слева). Весна 2002 25 Совершенствование характеристик фиксированных резцов Бурение на месторождении Tunu в дельте реки Mahakam недалеко от г. Баликпапан, Индонезия, осложняется наличием переслаивающихся пород в интервале скважины диаметром 121/4 дюйма. В верхней части этого интервала литология представлена мягкими однородными песками и аргиллитами. Ниже породы представлены однородными песчаниками и глинами средней прочности. По всему ин- 26 обеспечения стабильности и резцы оптимальной конструкции. Поломки резцов происходят за счет первоначального контакта в твердых прослоях и за счет повышенной вибрации, отмечающейся во время выхода из твердых пород. При входе в твердые породы носовые резцы первыми вступают в контакт, испытывая повышенную нагрузку по сравнению с резцами, которые все еще находятся в мягких породах. Такая перегрузка может быть снижена за счет короткого профиля. При выходе из твердых прослоев повышенную нагрузку испытывают резцы, расположенные на заплечике и в калибровочном вооружении. Такая перегрузка обладает еще более высоким разрушающим воздействием на долото, так как калибровочные резцы имеют больший радиус, чем торцевые резцы, что увеличивает инерцию ударной нагрузки. Свести к минимуму такое воздействие (рис. 27) можно за счет проектирования одинаковой глубины и высоты конуса, при этом резцы заплечика, калибровочного вооружения и шарошки будут равномерно испытывать нагрузку на долото и другие нагрузки при выходе долота из твердого прослоя. Долота были оснащены крупными резцами для обеспечения высокой механической скорости проходки в мягких породах, а также максимальным объемом алмазов для обеспечения необходимой долговечности долота и получения возможности проходки всего интервала с помощью одного долота. Технологию LFGP применяли для снижения вибрации и для предотвращения завихрения. Проблему образования сальников на долоте при бурении мягких пород решили с помощью применения гидравлической технологии Switchblade, обеспечивающей улучшенную очистку на торце долота, особенно в области прорези для шлама, находящейся внутри LFGP. Для этих работ выбрали долота со стальными корпусами, так как они обеспечивали упругость в условиях ударных нагрузок и снижали степень повреждения резцов. Новое долото вначале обеспечивало бурение песчаников со скоростью 120 м/час (394 фута/час) и аргиллитов со скоростью 80 м/час (262 фута/час). Когда порода стала более твердой у подошвы интервала, в песчаниках механическая скорость проходки составляла около 40 м/час (131 фут/час) и в глинах — до 30 м/час (98 футов/час). В твердых прослоях доломитов скорость бурения составляла от 0,5 до 1 м/час (от 1,6 до 3,3 фута/час). Анализ работы долота новой конструкции позволил определить наличие незначительных повреждений от ударных нагрузок и вообще Нефтегазовое Обозрение Стандартные Новые Бурильная труба Баликпапан Корпус долота PDC cutter ИНДОНЕЗИЯ Джакарта Твердая порода 30 Проходимый интервал, м тервалу встречаются не поддающиеся прогнозированию прослои известняков и доломитов. Прослои известняков, которые не абразивны и намного мягче доломитов, имеют мощность до 2 м (7 футов). Прослои очень твердых доломитов обладают низкой пористостью и имеют мощность около 0,5 м (1,6 фута). Когда месторождение начали разрабатывать в 1973 году, интервал диаметром 121/4 дюйма проходили с помощью бурового раствора на водной основе и шарошечными долотами диаметром от 8 до 12 дюймов со средней механической скоростью проходки около 9 м/час (30 футов/час). В восьмидесятые годы прошлого столетия также использовали долота с синтетическими поликристаллическими алмазами и буровые растворы на нефтяной основе. Первые долота с синтетическими поликристаллическими алмазами имели стандартную конструкцию. Для бурения этого интервала было необходимо использовать три шарошечных долота и три долота с синтетическими поликристаллическими алмазами, что позволило повысить среднюю механическую скорость проходки до 10 м/час (33 фута/час). В конце восьмидесятых — начале девяностых гг. прошлого столетия шарошечные долота заменили, и для бурения данного интервала использовали от трех до четырех долот с синтетическими поликристаллическими алмазами. Анализ затупленных долот указывал на то, что высокие ударные нагрузки в твердых доломитовых прослоях служили причиной серьезных поломок в виде отломанных, отколотых и выпавших резцов. После применения обычных противовихревых долот был проведен анализ, результаты которого свидетельствовали об улучшении характеристик бурения. Для снижения вибрации долота, главным образом бокового завихрения, и для бурения данного интервала одним долотом требовались более стабилизированные долота. Однако наличие переслаивающихся пород осложняло вопрос выбора оптимального долота. Характеристики долот, необходимые для проходки твердых прослоев, не соответствовали рабочим характеристикам, требуемым для бурения мягких пород. Мягкие породы требовали применения эффективной гидравлической очистки, агрессивных профилей, крупных резцов и большего количества алмазов для достижения высоких механических скоростей проходки. Для увеличения срока службы долот при разбуривании прослоев твердых пород необходима противовихревая технология, низкое трение в калибровочном вооружении для Механическая скорость бурения, м/час мизирует процесс бурения и позволяет получить экономию при бурении, особенно при бурении с высокоскоростными поршневыми двигателями и с турбинами. Для расширения диапазона использования этих долот имеются долота трех профилей, глубокий профиль с двойным конусом, круглый профиль с двойным конусом и плоский профиль. Поскольку импрегнированные долота также используют для бурения переслаивающихся пород, возникла потребность в более агрессивном режущем вооружении. Для мягких пород с тонкими твердыми прослоями импрегнированные долота были усилены теплостойкими кубическими или треугольными режущими элементами для повышения агрессивности. В конструкциях долот Duradiamond Transformation используются запатентованные профили с основными, вторичными и третичными лопастями различной высоты. Блоки теплостойких полисинтетических алмазов размещены на профилях на ведущих элементах каждой лопасти для обеспечения остроты этих лопастей. При использовании этих долот бурение начинают с помощью пяти лопастей, затем десятью лопастями и потом пятнадцатью лопастями по мере износа ребер изменяемой высоты. Поскольку в них нет участков низкого давления для прохода промывочной жидкости через долото, вторичные жидкостные каналы соединяются непосредственно с основными жидкостными каналами или V-образными каналами, и поэтому радиальный поток жидкости высокого давления попадает во все жидкостные каналы. Это обеспечивает равномерный поток во всех частях долота и снижает возможность образования пробок. Жидкостные каналы сходятся на уровне различных радиусов, распределяя участки без алмазов и снижая возможность износа по кольцу. V-образные жидкостные каналы легче подвергаются очистке, они обеспечивают максимальный объем лопастей и алмазных зерен для данного сечения потока и создают агрессивную режущую кромку. 25 20 15 10 5 0 Долота PDC Долота новой Стандартные долота PDC, противовихревой конструкции, 1991–1996 гг. конструкции, 1996–1997 гг. 1993–1995 гг. 1600 1400 1300 1200 1000 800 600 400 200 Мягкая порода Долота PDC Долота новой Стандартные долота PDC, противовихревой конструкции, 1991–1996 гг. конструкции, 1996–1997 гг. 1993–1995 гг. Рис. 27. Усовершенствованные долота с фиксированными резцами. Сочетание технологий, использующих синтетические поликристаллические алмазы, включая технологию LFGP, оптимизированный профиль и гидравлику Switchblade, позволило получить такую конструкцию долота, которая обеспечивает эффективное бурение переслаивающихся пород без ущерба для общих буровых характеристик. Плоский профиль долота сводит к минимуму возможность повреждения резцов при входе и выходе из твердых прослоев путем равномерного распределения нагрузок между внутренней шарошкой и наружным заплечиком. На месторождении Tunu, расположенном недалеко от г. Баликпапан в Индонезии (вверху слева), было использовано два типа долот в период с июня 1991 года по апрель 1997 года, их производительность была проанализирована и сопоставлена с производительностью долот новой конструкции (вверху справа). Первое долото имело стандартную конструкцию с армированием синтетическими поликристаллическими алмазами, с ним было выполнено 14 рейсов; второе долото имело обычную противовихревую конструкцию, и с ним выполнили 42 рейса. Долото новой конструкции к тому времени было использовано в 20 рейсах. Долото новой конструкции пробурило интервал на 180% протяженнее (внизу справа) и бурило на 141% быстрее (внизу слева), чем стандартные долота с синтетическими поликристаллическими алмазами; на 68% длиннее и на 70% быстрее, чем обычные долота противовихревой конструкции. отсутствие каких-либо повреждений, что свидетельствует о достаточной стабильности долота. В долотах не обнаружено повреждений от воздействия тепла и износа, что указывает на эффективность охлаждения резцов гидравлической системой долота. Оптимизация долота диаметром 121/4 дюйма была очень успешной. В 1997 году компания «ТоталФинаЭльф» изменила буровую программу для месторождения Tunu с переходом на бурение скважин малого диаметра, и при этом интервал диаметром 121/4 дюйма должен был буриться долотами диаметром 81/2 дюйма. Было спроектировано долото меньшего диаметра на основе интегрированной технологии использования синтетических поликристаллических алмазов, чтобы продемонстрировать возможность распространения данной техно- Весна 2002 логии на долота других типоразмеров. После пробного бурения долотами диаметром 81/2 дюйма на месторождении были получены характеристики, соответствующие характеристикам долот большего диаметра. Конструкция долота, его испытание и выбор Моделирование сделало возможным добиться большинства усовершенствований, полученных в области проектирования долот и их оптимизации. Программы расчетной динамики промывочной жидкости (CFD) используются для исследований конструкций и для оптимизации потока промывочной жидкости в различных условиях. Методики CFD дополняют лабораторные испытания или служат в качестве альтернативы экспериментальным данным. Моделирование ги- дравлики долота с помощью методики CFD позволяет получить результаты быстро и с экономией средств, и оно особенно полезно, когда сложные формы и условия потоков трудно воспроизвести экспериментально. Анализ с помощью методики CFD помог проектированию фиксированных резцов и, например, отработке гидравлики Switchblade, и его все чаще используют для проектирования гидравлики шарошечных долот (рис. 28)28. Результаты моделирования следует оценивать 28. Watson GR, Barton NA and Hargrave GK: “Using New Computational Fluid Dynamics Techniques to Improve PDC Bit Performance,” paper SPE/IADC 37580, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, March 4-6, 1997. Ledgerwood LW, Wells MR, Wiesner BC and Harris TM: “Advanced Hydraulics Analysis Optimizes Performance of Roller Cone Drill Bits,” paper IADC/SPE 59111, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, USA, February 23-25, 2000. 27 Совершенствование характеристик фиксированных резцов Бурение на месторождении Tunu в дельте реки Mahakam недалеко от г. Баликпапан, Индонезия, осложняется наличием переслаивающихся пород в интервале скважины диаметром 121/4 дюйма. В верхней части этого интервала литология представлена мягкими однородными песками и аргиллитами. Ниже породы представлены однородными песчаниками и глинами средней прочности. По всему ин- 26 обеспечения стабильности и резцы оптимальной конструкции. Поломки резцов происходят за счет первоначального контакта в твердых прослоях и за счет повышенной вибрации, отмечающейся во время выхода из твердых пород. При входе в твердые породы носовые резцы первыми вступают в контакт, испытывая повышенную нагрузку по сравнению с резцами, которые все еще находятся в мягких породах. Такая перегрузка может быть снижена за счет короткого профиля. При выходе из твердых прослоев повышенную нагрузку испытывают резцы, расположенные на заплечике и в калибровочном вооружении. Такая перегрузка обладает еще более высоким разрушающим воздействием на долото, так как калибровочные резцы имеют больший радиус, чем торцевые резцы, что увеличивает инерцию ударной нагрузки. Свести к минимуму такое воздействие (рис. 27) можно за счет проектирования одинаковой глубины и высоты конуса, при этом резцы заплечика, калибровочного вооружения и шарошки будут равномерно испытывать нагрузку на долото и другие нагрузки при выходе долота из твердого прослоя. Долота были оснащены крупными резцами для обеспечения высокой механической скорости проходки в мягких породах, а также максимальным объемом алмазов для обеспечения необходимой долговечности долота и получения возможности проходки всего интервала с помощью одного долота. Технологию LFGP применяли для снижения вибрации и для предотвращения завихрения. Проблему образования сальников на долоте при бурении мягких пород решили с помощью применения гидравлической технологии Switchblade, обеспечивающей улучшенную очистку на торце долота, особенно в области прорези для шлама, находящейся внутри LFGP. Для этих работ выбрали долота со стальными корпусами, так как они обеспечивали упругость в условиях ударных нагрузок и снижали степень повреждения резцов. Новое долото вначале обеспечивало бурение песчаников со скоростью 120 м/час (394 фута/час) и аргиллитов со скоростью 80 м/час (262 фута/час). Когда порода стала более твердой у подошвы интервала, в песчаниках механическая скорость проходки составляла около 40 м/час (131 фут/час) и в глинах — до 30 м/час (98 футов/час). В твердых прослоях доломитов скорость бурения составляла от 0,5 до 1 м/час (от 1,6 до 3,3 фута/час). Анализ работы долота новой конструкции позволил определить наличие незначительных повреждений от ударных нагрузок и вообще Нефтегазовое Обозрение Стандартные Новые Бурильная труба Баликпапан Корпус долота PDC cutter ИНДОНЕЗИЯ Джакарта Твердая порода 30 Проходимый интервал, м тервалу встречаются не поддающиеся прогнозированию прослои известняков и доломитов. Прослои известняков, которые не абразивны и намного мягче доломитов, имеют мощность до 2 м (7 футов). Прослои очень твердых доломитов обладают низкой пористостью и имеют мощность около 0,5 м (1,6 фута). Когда месторождение начали разрабатывать в 1973 году, интервал диаметром 121/4 дюйма проходили с помощью бурового раствора на водной основе и шарошечными долотами диаметром от 8 до 12 дюймов со средней механической скоростью проходки около 9 м/час (30 футов/час). В восьмидесятые годы прошлого столетия также использовали долота с синтетическими поликристаллическими алмазами и буровые растворы на нефтяной основе. Первые долота с синтетическими поликристаллическими алмазами имели стандартную конструкцию. Для бурения этого интервала было необходимо использовать три шарошечных долота и три долота с синтетическими поликристаллическими алмазами, что позволило повысить среднюю механическую скорость проходки до 10 м/час (33 фута/час). В конце восьмидесятых — начале девяностых гг. прошлого столетия шарошечные долота заменили, и для бурения данного интервала использовали от трех до четырех долот с синтетическими поликристаллическими алмазами. Анализ затупленных долот указывал на то, что высокие ударные нагрузки в твердых доломитовых прослоях служили причиной серьезных поломок в виде отломанных, отколотых и выпавших резцов. После применения обычных противовихревых долот был проведен анализ, результаты которого свидетельствовали об улучшении характеристик бурения. Для снижения вибрации долота, главным образом бокового завихрения, и для бурения данного интервала одним долотом требовались более стабилизированные долота. Однако наличие переслаивающихся пород осложняло вопрос выбора оптимального долота. Характеристики долот, необходимые для проходки твердых прослоев, не соответствовали рабочим характеристикам, требуемым для бурения мягких пород. Мягкие породы требовали применения эффективной гидравлической очистки, агрессивных профилей, крупных резцов и большего количества алмазов для достижения высоких механических скоростей проходки. Для увеличения срока службы долот при разбуривании прослоев твердых пород необходима противовихревая технология, низкое трение в калибровочном вооружении для Механическая скорость бурения, м/час мизирует процесс бурения и позволяет получить экономию при бурении, особенно при бурении с высокоскоростными поршневыми двигателями и с турбинами. Для расширения диапазона использования этих долот имеются долота трех профилей, глубокий профиль с двойным конусом, круглый профиль с двойным конусом и плоский профиль. Поскольку импрегнированные долота также используют для бурения переслаивающихся пород, возникла потребность в более агрессивном режущем вооружении. Для мягких пород с тонкими твердыми прослоями импрегнированные долота были усилены теплостойкими кубическими или треугольными режущими элементами для повышения агрессивности. В конструкциях долот Duradiamond Transformation используются запатентованные профили с основными, вторичными и третичными лопастями различной высоты. Блоки теплостойких полисинтетических алмазов размещены на профилях на ведущих элементах каждой лопасти для обеспечения остроты этих лопастей. При использовании этих долот бурение начинают с помощью пяти лопастей, затем десятью лопастями и потом пятнадцатью лопастями по мере износа ребер изменяемой высоты. Поскольку в них нет участков низкого давления для прохода промывочной жидкости через долото, вторичные жидкостные каналы соединяются непосредственно с основными жидкостными каналами или V-образными каналами, и поэтому радиальный поток жидкости высокого давления попадает во все жидкостные каналы. Это обеспечивает равномерный поток во всех частях долота и снижает возможность образования пробок. Жидкостные каналы сходятся на уровне различных радиусов, распределяя участки без алмазов и снижая возможность износа по кольцу. V-образные жидкостные каналы легче подвергаются очистке, они обеспечивают максимальный объем лопастей и алмазных зерен для данного сечения потока и создают агрессивную режущую кромку. 25 20 15 10 5 0 Долота PDC Долота новой Стандартные долота PDC, противовихревой конструкции, 1991–1996 гг. конструкции, 1996–1997 гг. 1993–1995 гг. 1600 1400 1300 1200 1000 800 600 400 200 Мягкая порода Долота PDC Долота новой Стандартные долота PDC, противовихревой конструкции, 1991–1996 гг. конструкции, 1996–1997 гг. 1993–1995 гг. Рис. 27. Усовершенствованные долота с фиксированными резцами. Сочетание технологий, использующих синтетические поликристаллические алмазы, включая технологию LFGP, оптимизированный профиль и гидравлику Switchblade, позволило получить такую конструкцию долота, которая обеспечивает эффективное бурение переслаивающихся пород без ущерба для общих буровых характеристик. Плоский профиль долота сводит к минимуму возможность повреждения резцов при входе и выходе из твердых прослоев путем равномерного распределения нагрузок между внутренней шарошкой и наружным заплечиком. На месторождении Tunu, расположенном недалеко от г. Баликпапан в Индонезии (вверху слева), было использовано два типа долот в период с июня 1991 года по апрель 1997 года, их производительность была проанализирована и сопоставлена с производительностью долот новой конструкции (вверху справа). Первое долото имело стандартную конструкцию с армированием синтетическими поликристаллическими алмазами, с ним было выполнено 14 рейсов; второе долото имело обычную противовихревую конструкцию, и с ним выполнили 42 рейса. Долото новой конструкции к тому времени было использовано в 20 рейсах. Долото новой конструкции пробурило интервал на 180% протяженнее (внизу справа) и бурило на 141% быстрее (внизу слева), чем стандартные долота с синтетическими поликристаллическими алмазами; на 68% длиннее и на 70% быстрее, чем обычные долота противовихревой конструкции. отсутствие каких-либо повреждений, что свидетельствует о достаточной стабильности долота. В долотах не обнаружено повреждений от воздействия тепла и износа, что указывает на эффективность охлаждения резцов гидравлической системой долота. Оптимизация долота диаметром 121/4 дюйма была очень успешной. В 1997 году компания «ТоталФинаЭльф» изменила буровую программу для месторождения Tunu с переходом на бурение скважин малого диаметра, и при этом интервал диаметром 121/4 дюйма должен был буриться долотами диаметром 81/2 дюйма. Было спроектировано долото меньшего диаметра на основе интегрированной технологии использования синтетических поликристаллических алмазов, чтобы продемонстрировать возможность распространения данной техно- Весна 2002 логии на долота других типоразмеров. После пробного бурения долотами диаметром 81/2 дюйма на месторождении были получены характеристики, соответствующие характеристикам долот большего диаметра. Конструкция долота, его испытание и выбор Моделирование сделало возможным добиться большинства усовершенствований, полученных в области проектирования долот и их оптимизации. Программы расчетной динамики промывочной жидкости (CFD) используются для исследований конструкций и для оптимизации потока промывочной жидкости в различных условиях. Методики CFD дополняют лабораторные испытания или служат в качестве альтернативы экспериментальным данным. Моделирование ги- дравлики долота с помощью методики CFD позволяет получить результаты быстро и с экономией средств, и оно особенно полезно, когда сложные формы и условия потоков трудно воспроизвести экспериментально. Анализ с помощью методики CFD помог проектированию фиксированных резцов и, например, отработке гидравлики Switchblade, и его все чаще используют для проектирования гидравлики шарошечных долот (рис. 28)28. Результаты моделирования следует оценивать 28. Watson GR, Barton NA and Hargrave GK: “Using New Computational Fluid Dynamics Techniques to Improve PDC Bit Performance,” paper SPE/IADC 37580, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, March 4-6, 1997. Ledgerwood LW, Wells MR, Wiesner BC and Harris TM: “Advanced Hydraulics Analysis Optimizes Performance of Roller Cone Drill Bits,” paper IADC/SPE 59111, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, USA, February 23-25, 2000. 27 Потоки промывочной жидкости Долота с фиксированными резцами Шарошечное долото Рис. 28. Расчетная динамика промывочной жидкости (CFD). Как и другие методы анализа по системе конечных элементов, программы СFD моделируют поток промывочной жидкости вокруг долота внутри ствола скважины. В дополнении к моделированию гидравлики долота с синтетическими поликристаллическими алмазами, программы CFD используют для оптимизации удаления шлама и для сведения к минимуму повторного перемалывания шлама в конструкциях Mudpick и Mudpick II. Эта современная программа проектирования снижает расходы времени, необходимого для подготовки новых долот для месторождений. количественно и поэтому методика CFD не может заменить экспериментальное испытание потоков, особенно для существенно других форм и конструкций. Однако, моделирование будет важным инструментом для ускорения процесса проектирования. Ключевыми факторами для моделирования долот с синтетическими поликристаллическими алмазами являются уравнения для сил и взаимодействий между резцами и породой. В течение последних трех лет разрабатывается программа HYDI, которая является усовершенствованным инструментом проектирования для прогнозирования сил, которые возникают в результате взаимодействия между резцами с синтетическими поликристаллическими алмазами и породой. В течение этого времени были оптимизированы алгоритмы с помощью испытаний на одном резце и исследований в лаборатории бурения в условиях высокого давления. В настоящее время программу HYDI используют главным образом для расчета неуравновешенных сил, но с ее помощью возможно определить наличие присущих характеристик стабильности долота. Моделирование работы долота можно выполнять в кинематических (движение) или динамических (сила) режимах. Имеются также другие решения, включая исследование характера движения долота, наклона долота и плотности синтетических поликристаллических алмазов. В настоящее время разрабаты- 28 вается и проходит испытания модель крутильных нагрузок. Усовершенствованное программное обеспечение для системы автоматизированного проектирования (САПР) позволяет инженерам выполнять трехмерное проектирование инструментов и долот и создавать математические модели для программирования станков с ЧПУ, которые точно воспроизводят конструкции в стали или в карбиде вольфрама. Такие возможности способствуют процессу оптимизации и усовершенствования путем сокращения времени разработки, что позволяет доводить долота от процесса конструирования до изготовления в течение недель, а не месяцев. В прошлом буровые долота оценивали, главным образом, путем испытания отдельных компонентов и ограниченного маломасштабного испытания непосредственно самих долот, после чего следовало промысловое испытание прототипа. Такой подход чреват большими расходами времени и средств. Конструкторские решения часто основывались на неполных или непоследовательных эксплуатационных характеристиках, и окончательный продукт не всегда был оптимизированным. Полномасштабное испытание долот в пробах пород в условиях давления были начаты в TerraTek в Солт-Лейк-Сити, штат Юта, США, в 1977 году. В 1982 году компания Reed построила свою собственную лабораторию бурения в условиях высокого давления или чрезмерного потока и внести поправки в конструкцию до выполнения забойных испытаний прототипа долота. Традиционно долота выбирают на основе данных и диаграмм, полученных по пробуренным скважинам, но этот подход не учитывает прочность пород. Поскольку акустическая скорость зависит от твердости пород, для определения твердости пород используют диаграммы акустического каротажа29. В последнее время были созданы программы, которые используют данные акустических диаграмм для расчета прочности на сжатие в условиях отсутствия давления, т. е. твердости породы при атмосферном давлении. Это является усовершенствованием по отношению к прямому использованию акустических скоростей, но при этом часто не учитывается прочность по- возможно точное определение значений твердости породы. Обычно программа позволяет получить результат в виде каротажной диаграммы, которая отображает кривые первичных данных от скважинных диаграмм, данные рассчитанной компьютером литологии, рассчитанной прочности на сжатие в условиях давления и различных дополнительных механических параметров пород (рис. 30). Результаты работы с программой RSA используют при проектировании новых конструкций долот и для усовершенствования имеющихся конструкций. Программа наиболее эффективна, когда породы однородны, изотропны и пластичны, что типично для большинства пород, содержащих нефть и газ. Она не дает точных результатов для конгломератов, неуплотненных отложений или очень хрупких 29. Mason KL: “Three-Cone Bit Selection With Sonic Logs,” paper SPE 13256, presented at the 59th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, USA, September 16-19, 1985. 30. Fabian RT: “Confined Compressive Strength Analysis Can Improve PDC Bit Selection,” Oil & Gas Journal 92, no. 20 (May 16, 1994): 59-63. (PDL) для заполнения промежутка между испытанием компонентов и эксплуатационным испытанием (рис. 29). Эта установка позволяет операторам принимать высокоэкономичные решения и снижать время разработки рентабельных долот новой конструкции, предоставляя возможности выполнения расширенной оценки подшипников, систем герметизации и смазок. Отдельные компоненты, такие как втулки, герметизирующие устройства и режущие элементы все еще проходят испытания на специальном оборудовании. Имеется установка испытания на выносливость, которую используют для инструментированных долот полного размера в буровом растворе высокого давления при высокой температуре в течение длительных периодов времени. Затем долота разбирают для определения характеристик износа. Система способна создавать нагрузку на долото и обеспечивать частоту вращения, равные эксплуатационным параметрам. При этом регистрируют параметры температуры, давления и нагрузок. Поскольку с помощью таких испытаний создаются условия для подшипников, подобные эксплуатационным условиям, с помощью результатов испытаний можно вскрыть направления для усовершенствования конструкции. В камере визуализации потока через прозрачное пластмассовое стекло можно видеть характер циркуляции в торцевой зоне долота. Можно выявить области недостаточного Нефтегазовое Обозрение роды на месте ее залегания. Анализ прочности породы на сжатие является новым количественным методом оценки твердости породы, которую можно использовать для определения необходимых параметров долота30. Программа анализа прочности породы (RSA) была разработана в 1993 году для выбора долот PDC, и недавно ее модернизировали для выбора шарошечных долот. С помощью системы RSA можно определить твердость пород с учетом прочности породы на сжатие в условиях давления, что позволяет получить значение, близкое к значению, характерному для пород на месте залегания. Программа использует диаграммы акустического каротажа и гамма-каротажа, а также данные газового каротажа. Для литологических разностей, для которых предназначена эта программа, Рис. 29. Лаборатория бурения в условиях высокого давления (PDL). Установки лаборатории PDL, такие как камера визуализации потока и установка испытания на выносливость, применялись при проектировании систем Mudpick, Mudpick II и Switchblade, текстурированной системы герметизации долот и подшипника с резьбовым уплотнением. Основная установка представляет собой треугольную раму, которая поддерживает гидравлические цилиндры, обеспечивающие воздействие сил на долото. Сосуд с высоким давлением, имеющийся в этой конструкции, содержит пробы пород. Два трехпоршневых насоса гидравлической мощностью 500 л.с. создают в системе поток и давление. Давление в сосуде, используемое для моделирования внутрискважинных условий, создается с помощью регулируемого компьютером дросселя, который создает необходимое противодавление. Установка PDL имеет полнофункциональную систему бурового раствора, которая позволяет использовать буровой раствор на водной или нефтяной основе. Весна 2002 29 Потоки промывочной жидкости Долота с фиксированными резцами Шарошечное долото Рис. 28. Расчетная динамика промывочной жидкости (CFD). Как и другие методы анализа по системе конечных элементов, программы СFD моделируют поток промывочной жидкости вокруг долота внутри ствола скважины. В дополнении к моделированию гидравлики долота с синтетическими поликристаллическими алмазами, программы CFD используют для оптимизации удаления шлама и для сведения к минимуму повторного перемалывания шлама в конструкциях Mudpick и Mudpick II. Эта современная программа проектирования снижает расходы времени, необходимого для подготовки новых долот для месторождений. количественно и поэтому методика CFD не может заменить экспериментальное испытание потоков, особенно для существенно других форм и конструкций. Однако, моделирование будет важным инструментом для ускорения процесса проектирования. Ключевыми факторами для моделирования долот с синтетическими поликристаллическими алмазами являются уравнения для сил и взаимодействий между резцами и породой. В течение последних трех лет разрабатывается программа HYDI, которая является усовершенствованным инструментом проектирования для прогнозирования сил, которые возникают в результате взаимодействия между резцами с синтетическими поликристаллическими алмазами и породой. В течение этого времени были оптимизированы алгоритмы с помощью испытаний на одном резце и исследований в лаборатории бурения в условиях высокого давления. В настоящее время программу HYDI используют главным образом для расчета неуравновешенных сил, но с ее помощью возможно определить наличие присущих характеристик стабильности долота. Моделирование работы долота можно выполнять в кинематических (движение) или динамических (сила) режимах. Имеются также другие решения, включая исследование характера движения долота, наклона долота и плотности синтетических поликристаллических алмазов. В настоящее время разрабаты- 28 вается и проходит испытания модель крутильных нагрузок. Усовершенствованное программное обеспечение для системы автоматизированного проектирования (САПР) позволяет инженерам выполнять трехмерное проектирование инструментов и долот и создавать математические модели для программирования станков с ЧПУ, которые точно воспроизводят конструкции в стали или в карбиде вольфрама. Такие возможности способствуют процессу оптимизации и усовершенствования путем сокращения времени разработки, что позволяет доводить долота от процесса конструирования до изготовления в течение недель, а не месяцев. В прошлом буровые долота оценивали, главным образом, путем испытания отдельных компонентов и ограниченного маломасштабного испытания непосредственно самих долот, после чего следовало промысловое испытание прототипа. Такой подход чреват большими расходами времени и средств. Конструкторские решения часто основывались на неполных или непоследовательных эксплуатационных характеристиках, и окончательный продукт не всегда был оптимизированным. Полномасштабное испытание долот в пробах пород в условиях давления были начаты в TerraTek в Солт-Лейк-Сити, штат Юта, США, в 1977 году. В 1982 году компания Reed построила свою собственную лабораторию бурения в условиях высокого давления или чрезмерного потока и внести поправки в конструкцию до выполнения забойных испытаний прототипа долота. Традиционно долота выбирают на основе данных и диаграмм, полученных по пробуренным скважинам, но этот подход не учитывает прочность пород. Поскольку акустическая скорость зависит от твердости пород, для определения твердости пород используют диаграммы акустического каротажа29. В последнее время были созданы программы, которые используют данные акустических диаграмм для расчета прочности на сжатие в условиях отсутствия давления, т. е. твердости породы при атмосферном давлении. Это является усовершенствованием по отношению к прямому использованию акустических скоростей, но при этом часто не учитывается прочность по- возможно точное определение значений твердости породы. Обычно программа позволяет получить результат в виде каротажной диаграммы, которая отображает кривые первичных данных от скважинных диаграмм, данные рассчитанной компьютером литологии, рассчитанной прочности на сжатие в условиях давления и различных дополнительных механических параметров пород (рис. 30). Результаты работы с программой RSA используют при проектировании новых конструкций долот и для усовершенствования имеющихся конструкций. Программа наиболее эффективна, когда породы однородны, изотропны и пластичны, что типично для большинства пород, содержащих нефть и газ. Она не дает точных результатов для конгломератов, неуплотненных отложений или очень хрупких 29. Mason KL: “Three-Cone Bit Selection With Sonic Logs,” paper SPE 13256, presented at the 59th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, USA, September 16-19, 1985. 30. Fabian RT: “Confined Compressive Strength Analysis Can Improve PDC Bit Selection,” Oil & Gas Journal 92, no. 20 (May 16, 1994): 59-63. (PDL) для заполнения промежутка между испытанием компонентов и эксплуатационным испытанием (рис. 29). Эта установка позволяет операторам принимать высокоэкономичные решения и снижать время разработки рентабельных долот новой конструкции, предоставляя возможности выполнения расширенной оценки подшипников, систем герметизации и смазок. Отдельные компоненты, такие как втулки, герметизирующие устройства и режущие элементы все еще проходят испытания на специальном оборудовании. Имеется установка испытания на выносливость, которую используют для инструментированных долот полного размера в буровом растворе высокого давления при высокой температуре в течение длительных периодов времени. Затем долота разбирают для определения характеристик износа. Система способна создавать нагрузку на долото и обеспечивать частоту вращения, равные эксплуатационным параметрам. При этом регистрируют параметры температуры, давления и нагрузок. Поскольку с помощью таких испытаний создаются условия для подшипников, подобные эксплуатационным условиям, с помощью результатов испытаний можно вскрыть направления для усовершенствования конструкции. В камере визуализации потока через прозрачное пластмассовое стекло можно видеть характер циркуляции в торцевой зоне долота. Можно выявить области недостаточного Нефтегазовое Обозрение роды на месте ее залегания. Анализ прочности породы на сжатие является новым количественным методом оценки твердости породы, которую можно использовать для определения необходимых параметров долота30. Программа анализа прочности породы (RSA) была разработана в 1993 году для выбора долот PDC, и недавно ее модернизировали для выбора шарошечных долот. С помощью системы RSA можно определить твердость пород с учетом прочности породы на сжатие в условиях давления, что позволяет получить значение, близкое к значению, характерному для пород на месте залегания. Программа использует диаграммы акустического каротажа и гамма-каротажа, а также данные газового каротажа. Для литологических разностей, для которых предназначена эта программа, Рис. 29. Лаборатория бурения в условиях высокого давления (PDL). Установки лаборатории PDL, такие как камера визуализации потока и установка испытания на выносливость, применялись при проектировании систем Mudpick, Mudpick II и Switchblade, текстурированной системы герметизации долот и подшипника с резьбовым уплотнением. Основная установка представляет собой треугольную раму, которая поддерживает гидравлические цилиндры, обеспечивающие воздействие сил на долото. Сосуд с высоким давлением, имеющийся в этой конструкции, содержит пробы пород. Два трехпоршневых насоса гидравлической мощностью 500 л.с. создают в системе поток и давление. Давление в сосуде, используемое для моделирования внутрискважинных условий, создается с помощью регулируемого компьютером дросселя, который создает необходимое противодавление. Установка PDL имеет полнофункциональную систему бурового раствора, которая позволяет использовать буровой раствор на водной или нефтяной основе. Весна 2002 29 Потоки промывочной жидкости Долота с фиксированными резцами Шарошечное долото Рис. 28. Расчетная динамика промывочной жидкости (CFD). Как и другие методы анализа по системе конечных элементов, программы СFD моделируют поток промывочной жидкости вокруг долота внутри ствола скважины. В дополнении к моделированию гидравлики долота с синтетическими поликристаллическими алмазами, программы CFD используют для оптимизации удаления шлама и для сведения к минимуму повторного перемалывания шлама в конструкциях Mudpick и Mudpick II. Эта современная программа проектирования снижает расходы времени, необходимого для подготовки новых долот для месторождений. количественно и поэтому методика CFD не может заменить экспериментальное испытание потоков, особенно для существенно других форм и конструкций. Однако, моделирование будет важным инструментом для ускорения процесса проектирования. Ключевыми факторами для моделирования долот с синтетическими поликристаллическими алмазами являются уравнения для сил и взаимодействий между резцами и породой. В течение последних трех лет разрабатывается программа HYDI, которая является усовершенствованным инструментом проектирования для прогнозирования сил, которые возникают в результате взаимодействия между резцами с синтетическими поликристаллическими алмазами и породой. В течение этого времени были оптимизированы алгоритмы с помощью испытаний на одном резце и исследований в лаборатории бурения в условиях высокого давления. В настоящее время программу HYDI используют главным образом для расчета неуравновешенных сил, но с ее помощью возможно определить наличие присущих характеристик стабильности долота. Моделирование работы долота можно выполнять в кинематических (движение) или динамических (сила) режимах. Имеются также другие решения, включая исследование характера движения долота, наклона долота и плотности синтетических поликристаллических алмазов. В настоящее время разрабаты- 28 вается и проходит испытания модель крутильных нагрузок. Усовершенствованное программное обеспечение для системы автоматизированного проектирования (САПР) позволяет инженерам выполнять трехмерное проектирование инструментов и долот и создавать математические модели для программирования станков с ЧПУ, которые точно воспроизводят конструкции в стали или в карбиде вольфрама. Такие возможности способствуют процессу оптимизации и усовершенствования путем сокращения времени разработки, что позволяет доводить долота от процесса конструирования до изготовления в течение недель, а не месяцев. В прошлом буровые долота оценивали, главным образом, путем испытания отдельных компонентов и ограниченного маломасштабного испытания непосредственно самих долот, после чего следовало промысловое испытание прототипа. Такой подход чреват большими расходами времени и средств. Конструкторские решения часто основывались на неполных или непоследовательных эксплуатационных характеристиках, и окончательный продукт не всегда был оптимизированным. Полномасштабное испытание долот в пробах пород в условиях давления были начаты в TerraTek в Солт-Лейк-Сити, штат Юта, США, в 1977 году. В 1982 году компания Reed построила свою собственную лабораторию бурения в условиях высокого давления или чрезмерного потока и внести поправки в конструкцию до выполнения забойных испытаний прототипа долота. Традиционно долота выбирают на основе данных и диаграмм, полученных по пробуренным скважинам, но этот подход не учитывает прочность пород. Поскольку акустическая скорость зависит от твердости пород, для определения твердости пород используют диаграммы акустического каротажа29. В последнее время были созданы программы, которые используют данные акустических диаграмм для расчета прочности на сжатие в условиях отсутствия давления, т. е. твердости породы при атмосферном давлении. Это является усовершенствованием по отношению к прямому использованию акустических скоростей, но при этом часто не учитывается прочность по- возможно точное определение значений твердости породы. Обычно программа позволяет получить результат в виде каротажной диаграммы, которая отображает кривые первичных данных от скважинных диаграмм, данные рассчитанной компьютером литологии, рассчитанной прочности на сжатие в условиях давления и различных дополнительных механических параметров пород (рис. 30). Результаты работы с программой RSA используют при проектировании новых конструкций долот и для усовершенствования имеющихся конструкций. Программа наиболее эффективна, когда породы однородны, изотропны и пластичны, что типично для большинства пород, содержащих нефть и газ. Она не дает точных результатов для конгломератов, неуплотненных отложений или очень хрупких 29. Mason KL: “Three-Cone Bit Selection With Sonic Logs,” paper SPE 13256, presented at the 59th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, USA, September 16-19, 1985. 30. Fabian RT: “Confined Compressive Strength Analysis Can Improve PDC Bit Selection,” Oil & Gas Journal 92, no. 20 (May 16, 1994): 59-63. (PDL) для заполнения промежутка между испытанием компонентов и эксплуатационным испытанием (рис. 29). Эта установка позволяет операторам принимать высокоэкономичные решения и снижать время разработки рентабельных долот новой конструкции, предоставляя возможности выполнения расширенной оценки подшипников, систем герметизации и смазок. Отдельные компоненты, такие как втулки, герметизирующие устройства и режущие элементы все еще проходят испытания на специальном оборудовании. Имеется установка испытания на выносливость, которую используют для инструментированных долот полного размера в буровом растворе высокого давления при высокой температуре в течение длительных периодов времени. Затем долота разбирают для определения характеристик износа. Система способна создавать нагрузку на долото и обеспечивать частоту вращения, равные эксплуатационным параметрам. При этом регистрируют параметры температуры, давления и нагрузок. Поскольку с помощью таких испытаний создаются условия для подшипников, подобные эксплуатационным условиям, с помощью результатов испытаний можно вскрыть направления для усовершенствования конструкции. В камере визуализации потока через прозрачное пластмассовое стекло можно видеть характер циркуляции в торцевой зоне долота. Можно выявить области недостаточного Нефтегазовое Обозрение роды на месте ее залегания. Анализ прочности породы на сжатие является новым количественным методом оценки твердости породы, которую можно использовать для определения необходимых параметров долота30. Программа анализа прочности породы (RSA) была разработана в 1993 году для выбора долот PDC, и недавно ее модернизировали для выбора шарошечных долот. С помощью системы RSA можно определить твердость пород с учетом прочности породы на сжатие в условиях давления, что позволяет получить значение, близкое к значению, характерному для пород на месте залегания. Программа использует диаграммы акустического каротажа и гамма-каротажа, а также данные газового каротажа. Для литологических разностей, для которых предназначена эта программа, Рис. 29. Лаборатория бурения в условиях высокого давления (PDL). Установки лаборатории PDL, такие как камера визуализации потока и установка испытания на выносливость, применялись при проектировании систем Mudpick, Mudpick II и Switchblade, текстурированной системы герметизации долот и подшипника с резьбовым уплотнением. Основная установка представляет собой треугольную раму, которая поддерживает гидравлические цилиндры, обеспечивающие воздействие сил на долото. Сосуд с высоким давлением, имеющийся в этой конструкции, содержит пробы пород. Два трехпоршневых насоса гидравлической мощностью 500 л.с. создают в системе поток и давление. Давление в сосуде, используемое для моделирования внутрискважинных условий, создается с помощью регулируемого компьютером дросселя, который создает необходимое противодавление. Установка PDL имеет полнофункциональную систему бурового раствора, которая позволяет использовать буровой раствор на водной или нефтяной основе. Весна 2002 29 Стандартный резьбовый соединительный узел Разъем линии связи Батарея Блок получения данных Модуль датчиков Крутящий момент, фут-фунт·с мониторинга характеристик пробных долот, а также стандартных долот. Возможность отслеживания, выбора и оценки данных по характеристикам долот облегчает проведение анализа и делает его результаты более полезными. Динамика внутрискважинных процессов влияет на долговечность долота, но такие явления, как завихрение и прихват-скольжение обнаружить трудно и невозможно точно наблюдать на поверхности из-за массы бурильной колонны, гибкости и действия затухания. В результате этого было трудно получить полное понимание забойной динамики. Кроме того, лабораторные данные не всегда отображают действительные рабочие условия. Для преодоления таких ограничений компания Reed создала набор датчиков для приборной компоновки, используемой для изучения буровых парамет- 4 Завихрение Прихватскольжение 120 3 2 1 80 40 0 5000 0 -1 4000 Об/мин Регистрация и мониторинг характеристик долот Самым верным способом оптимизации работы долота и улучшения параметров бурения является накопление опыта путем отслеживания успехов и неудач. База данных по рейсам долот и по их параметрам крайне необходима для изготовителей долот с целью оценки параметров бурения. Компания Reed-Hycalog давно признала необходимость наличия базы данных по рейсам долот для замкнутого цикла проектирования. Единая база данных BitTrak, используемая в рамках всей компании, действует по всей организации, и поэтому данные по характеристикам долот и имеющаяся информация по бурению скважин доступна по всем месторождениям всего мира. Инженеры всех подразделений компании используют базу данных BitTrak по шарошечным долотам и по долотам с фиксированными резцами для анализа и решения проблем. Стратегия программы PowerSteering требует, чтобы в базу данных заносились параметры и переменные, относящиеся к наклонно-направленному бурению, включая данные по компоновкам низа бурильной колонны, техническим характеристикам двигателей, профилям скважины и по инклинометрическим параметрам. База данных BitTrak также важна для Дюймы и непластичных пород, таких как изверженные и метаморфические, и один анализ прочности на сжатие не может служить показателем наличия абразивных пород или минералов-разрушителей, таких как пирит. -2 -3 3000 2000 1000 -4 0 -4 -3 -2 -1 0 1 Дюймы 2 3 4 0 2 4 6 Секунды Рис. 31. Регистрация данных по работе долота на забое. Приборная компоновка для исследования буровых параметров (DRT) содержит акселерометры для измерения бокового, осевого и крутильного (вращательного) ускорения, а также средства для определения пространственного положения долота. Кроме того, прибор измеряет скорость долота и угловую ориентацию с помощью магнитометра и датчиков нагрузки на долото, крутящего момента и деформации. Датчики замеряют температуру и давления как внутри, так и снаружи. ров (DRT) с целью получения высокочастотных забойных данных, оценки долот в реальных рабочих условиях, определения областей для новых потенциальных усовершенствований, оценки результатов лабораторных испытаний, а также для усиления возможностей прогнозируемого моделирования (рис. 31). В настоящее время используются два прибора DRT диаметром 63/4 и 91/2 дюйма. Прибор диаметром 63/4 дюйма использовали с шарошечными долотами и с долотами с фиксированными резцами. Система DRT измеряет параметры движения долота, т. е. осевое, боковое и вращательное ускорения, а также скорость, угловую ориентацию, нагрузку на долото и крутящий момент, кроме того, внутреннее и наружное давление и температуру. Непрерывные низкоскоростные данные собирают для всего рейса. Высокоскоростные данные в виде всплесков также могут быть собраны в конкретных случаях или для временных окон. Этот прибор улучшает понимание динамики внутрискважинных процессов, которая, возможно, является единственной важной областью буровых работ. Прогнозирование и управление динамическими параметрами долота повысят эффективность характеристик долота и будут содействовать оптимизации его работы. В комплексе данные DRT и база данных BitTrak представляют собой мощное средство для оптимизации конструкции долота и буровых операций. Перспективы развития Каково будущее буровых долот? Долота и услуги по бурению обеспечат получение сейсмических данных в процессе бурения, пространственное позиционирование долот, анализ коллектора в околодолотной зоне, прогноз долговечности долота и мониторинг и контроль динамических процессов в реальном времени. Исследования продолжаются в области полномасштабных лабораторных исследований, мониторинга внутрискважинных данных, моделирования с целью оптимизации конструкции долота, процесса бурения и технологий новых материалов. Специализация и направленное применение долот будут играть очень важную роль в процессе поставки оптимизированных долот, сервисных услуг и решений. Использование обрабатывающих центров или модулей на базе токарного и фрезерного станков обеспечивает изготовление долот с требуемыми характеристиками, значительно повышает эффективность процесса изготовления и сокращает время. Данная тех- нология позволяет выполнять быструю переоснастку оборудования при изменениях конструкции долот. Конечной целью создания любого бурового долота является применение наилучшего режущего вооружения и оптимального режущего действия для обеспечения бурения высокоэкономичных скважин. Технологии новых материалов, таких как алмазные композиционные материалы, будут и впредь играть важную роль в развитии технологии долот. Потенциал этих материалов для улучшения буровых характеристик зависит от развития процессов изготовления более эффективных режущих форм и прочных материалов. Модификации поверхностей подложки, измерение и модификация остаточного нагружения и функционально классифицированные слои алмазного упрочнения также являются предметами активных исследований. Новые высокотемпературные процессы в условиях высоких давлений повышают эффективность процесса изготовления алмазов, что снижает расходы и расширяет область применения элементов из алмазных композитов в режущих элементах в долотах с фиксированными резцами и в шарошечных долотах. Рис. 30. Анализ прочности породы (RSA). Компьютерная программа анализа была разработана для выбора долот с синтетическими поликристаллическими алмазами. Программа использует данные скважинного акустического каротажа и гамма-каротажа и данные диаграмм газового каротажа для точного определения параметров твердости пород с учетом прочности для условий давлений или твердости пород для условий их залегания. Как правило, программа позволяет получить результат в виде каротажной диаграммы, которая отображает кривые первичных данных от скважинных диаграмм, данные рассчитанной компьютером литологии, рассчитанной прочности на сжатие в условиях давления и различных дополнительных механических параметров пород. 30 Нефтегазовое Обозрение Весна 2002 31 Стандартный резьбовый соединительный узел Разъем линии связи Батарея Блок получения данных Модуль датчиков Крутящий момент, фут-фунт·с мониторинга характеристик пробных долот, а также стандартных долот. Возможность отслеживания, выбора и оценки данных по характеристикам долот облегчает проведение анализа и делает его результаты более полезными. Динамика внутрискважинных процессов влияет на долговечность долота, но такие явления, как завихрение и прихват-скольжение обнаружить трудно и невозможно точно наблюдать на поверхности из-за массы бурильной колонны, гибкости и действия затухания. В результате этого было трудно получить полное понимание забойной динамики. Кроме того, лабораторные данные не всегда отображают действительные рабочие условия. Для преодоления таких ограничений компания Reed создала набор датчиков для приборной компоновки, используемой для изучения буровых парамет- 4 Завихрение Прихватскольжение 120 3 2 1 80 40 0 5000 0 -1 4000 Об/мин Регистрация и мониторинг характеристик долот Самым верным способом оптимизации работы долота и улучшения параметров бурения является накопление опыта путем отслеживания успехов и неудач. База данных по рейсам долот и по их параметрам крайне необходима для изготовителей долот с целью оценки параметров бурения. Компания Reed-Hycalog давно признала необходимость наличия базы данных по рейсам долот для замкнутого цикла проектирования. Единая база данных BitTrak, используемая в рамках всей компании, действует по всей организации, и поэтому данные по характеристикам долот и имеющаяся информация по бурению скважин доступна по всем месторождениям всего мира. Инженеры всех подразделений компании используют базу данных BitTrak по шарошечным долотам и по долотам с фиксированными резцами для анализа и решения проблем. Стратегия программы PowerSteering требует, чтобы в базу данных заносились параметры и переменные, относящиеся к наклонно-направленному бурению, включая данные по компоновкам низа бурильной колонны, техническим характеристикам двигателей, профилям скважины и по инклинометрическим параметрам. База данных BitTrak также важна для Дюймы и непластичных пород, таких как изверженные и метаморфические, и один анализ прочности на сжатие не может служить показателем наличия абразивных пород или минералов-разрушителей, таких как пирит. -2 -3 3000 2000 1000 -4 0 -4 -3 -2 -1 0 1 Дюймы 2 3 4 0 2 4 6 Секунды Рис. 31. Регистрация данных по работе долота на забое. Приборная компоновка для исследования буровых параметров (DRT) содержит акселерометры для измерения бокового, осевого и крутильного (вращательного) ускорения, а также средства для определения пространственного положения долота. Кроме того, прибор измеряет скорость долота и угловую ориентацию с помощью магнитометра и датчиков нагрузки на долото, крутящего момента и деформации. Датчики замеряют температуру и давления как внутри, так и снаружи. ров (DRT) с целью получения высокочастотных забойных данных, оценки долот в реальных рабочих условиях, определения областей для новых потенциальных усовершенствований, оценки результатов лабораторных испытаний, а также для усиления возможностей прогнозируемого моделирования (рис. 31). В настоящее время используются два прибора DRT диаметром 63/4 и 91/2 дюйма. Прибор диаметром 63/4 дюйма использовали с шарошечными долотами и с долотами с фиксированными резцами. Система DRT измеряет параметры движения долота, т. е. осевое, боковое и вращательное ускорения, а также скорость, угловую ориентацию, нагрузку на долото и крутящий момент, кроме того, внутреннее и наружное давление и температуру. Непрерывные низкоскоростные данные собирают для всего рейса. Высокоскоростные данные в виде всплесков также могут быть собраны в конкретных случаях или для временных окон. Этот прибор улучшает понимание динамики внутрискважинных процессов, которая, возможно, является единственной важной областью буровых работ. Прогнозирование и управление динамическими параметрами долота повысят эффективность характеристик долота и будут содействовать оптимизации его работы. В комплексе данные DRT и база данных BitTrak представляют собой мощное средство для оптимизации конструкции долота и буровых операций. Перспективы развития Каково будущее буровых долот? Долота и услуги по бурению обеспечат получение сейсмических данных в процессе бурения, пространственное позиционирование долот, анализ коллектора в околодолотной зоне, прогноз долговечности долота и мониторинг и контроль динамических процессов в реальном времени. Исследования продолжаются в области полномасштабных лабораторных исследований, мониторинга внутрискважинных данных, моделирования с целью оптимизации конструкции долота, процесса бурения и технологий новых материалов. Специализация и направленное применение долот будут играть очень важную роль в процессе поставки оптимизированных долот, сервисных услуг и решений. Использование обрабатывающих центров или модулей на базе токарного и фрезерного станков обеспечивает изготовление долот с требуемыми характеристиками, значительно повышает эффективность процесса изготовления и сокращает время. Данная тех- нология позволяет выполнять быструю переоснастку оборудования при изменениях конструкции долот. Конечной целью создания любого бурового долота является применение наилучшего режущего вооружения и оптимального режущего действия для обеспечения бурения высокоэкономичных скважин. Технологии новых материалов, таких как алмазные композиционные материалы, будут и впредь играть важную роль в развитии технологии долот. Потенциал этих материалов для улучшения буровых характеристик зависит от развития процессов изготовления более эффективных режущих форм и прочных материалов. Модификации поверхностей подложки, измерение и модификация остаточного нагружения и функционально классифицированные слои алмазного упрочнения также являются предметами активных исследований. Новые высокотемпературные процессы в условиях высоких давлений повышают эффективность процесса изготовления алмазов, что снижает расходы и расширяет область применения элементов из алмазных композитов в режущих элементах в долотах с фиксированными резцами и в шарошечных долотах. Рис. 30. Анализ прочности породы (RSA). Компьютерная программа анализа была разработана для выбора долот с синтетическими поликристаллическими алмазами. Программа использует данные скважинного акустического каротажа и гамма-каротажа и данные диаграмм газового каротажа для точного определения параметров твердости пород с учетом прочности для условий давлений или твердости пород для условий их залегания. Как правило, программа позволяет получить результат в виде каротажной диаграммы, которая отображает кривые первичных данных от скважинных диаграмм, данные рассчитанной компьютером литологии, рассчитанной прочности на сжатие в условиях давления и различных дополнительных механических параметров пород. 30 Нефтегазовое Обозрение Весна 2002 31 Уплотнение несцементированного пласта и селективная или направленная перфорация Цемент Промежуточная обсадная колонна Компоновки для создания высокоэффективных гравийных фильтров в горизонтальных скважинах Сайд Али Рик Дикерсон «Шеврон» Хьюстон, Техас, США Для повышения продуктивности и снижения затрат и риска горизонтальные Клайв Беннетт «Бритиш Петролеум» (BP) Лондон, Англия фильтры, но компании-операторы все чаще прибегают к технологии создания Создание гравийного фильтра в обсаженной скважине ГРП с созданием фильтра в обсаженной скважине Неперфорированная колонна Скважинные фильтры Смола Трещина Гравийный фильтр Перфорационные отверстия скважины часто заканчивают без обсадной колонны в продуктивных интерва- Эксплуатационная колонна лах. В скважинах с открытым стволом используют изолированные скважинные Изолированный скважинный фильтр в открытом стволе гравийных фильтров на больших интервалах пласта для стабилизации стволов Создание гравийного фильтра в открытом стволе скважин, получения более надежной конструкции низа ствола скважины Пэт Биксенмэн Мехмет Парлар Колин Прайс-Смит Рошарон, Техас, США отделение песка из продукции и его утилизация. Фильтрационная корка Стив Купер «Бритиш Петролеум» (BP) Абердин, Шотландия Джин Десрошэ Шугар-Лэнд, Техас, США Билл Фоксенберг «Эм-Ай Дриллинг Флюидс» Хьюстон, Техас, США Кейт Годуин «Стоун Энерджи Корпорейшн» Лафайетт, Луизиана, США Тим Мак-Пайк «Шелл Интернейшнл И энд Пи» Райсвик, Нидерланды Энцо Питони Джузеппе Рипа «Эни-Аджип» Милан, Италия Билл Стивен «Тексако» Уарри, Нигерия Дэйв Тиффин «Бритиш Петролеум» (BP) Хьюстон, Техас, США Хуан Тронкосо «Репсол-Уай-Пи-Эф» Джакарта, Индонезия 32 Эксплуатационная колонна и решения ряда проблем, связанных с пескопроявлением, таких как эрозия, Горизонтальный изолированный скважинный фильтр в открытом стволе Открытый ствол Горизонтальный скважинный фильтр с гравийным фильтром в открытом стволе Скважинные фильтры Из несцементированных пластов вместе с нефтью, газом и водой могут быть добыты несвязанные частицы коллектора и мелкодисперсные частицы, такие как глины. Оборудование низа ствола скважин компоновками для контроля за пескопроявлением без снижения продуктивности скважины, снижения дебита или сокращения объема извлекаемых запасов является трудной и дорогостоящей операцией, на морских скважинах, стоящей 3 миллиона долл. США и более. Затраты на последующие обработки для сокращения ущерба и будущие ремонты также чрезвычайно высоки — до 1 миллиона долл. США на одну операцию в глубоководных и подводных скважинах. Компании-операторы нуждаются в надежных мерах по контролю за пескопроявлением, которые были бы эффективны с первого раза, особенно для горизонтальных скважин с открытым стволом в высокопроницаемых пластах. Вынос песка или пескопроявление зависит от прочности пород, горных напряжений, типа добываемых флюидов и изменений дебита, связанного с падением давления или воронкой депрессии. Вынос песка увеличивается при росте темпов отборов, увеличении эффек- тивных напряжений из-за выработки пласта и прорыве воды. Проблемы, связанные с выносом песка, варьируются от необходимости отделения песка в промысловых объектах и его утилизации, до эрозии подземного или устьевого оборудования и потери контроля за работой скважины1. Если в результате пескопроявления выходят из строя трубы или компоновка низа ствола скважины, то это может привести к снижению добычи и извлечения запасов или даже потерям в случае неоправданно высоких затрат на зарезку второго ствола или повторного бурения скважины. Компании-операторы используют различные технологии для снижения выноса песка в добываемых флюидах (рис. 1). Контроль за выносом песка включает ограничение дебитов скважин до величин, ниже дебита начала пескопроявления, уплотнение несцементированных пластов, селективную или направленную перфорацию, создание гравийного фильтра или гидравлический разрыв пласта (ГРП) с последующим созданием фильтра2. Технология ГРП с созданием фильтра сочетает формирование коротких широких трещин гидроразрыва, или ГРП с выпадением расклинивающего ClearPAC, MudSOLV, NODAL, QUANTUM и SandCADE являются товарными марками компании «Шлюмберже». AllPAC и Alternate Path являются товарными марками компании «ЭксонМобил» и компания «Шлюмберже» обладает исключительной лицензией на эту технологию. Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Ойлфилд Ревью», лето 2001. Выражаем благодарность Хэлу Риордану, Хьюстон, Техас, США; Рэю Тиблсу, Рошарон, Техас США, за помощь в подготовке данной статьи. Нефтегазовое Обозрение Гравийный фильтр Рис. 1. Борьба с выносом песка из пласта. Селективная или направленная перфорация позволяет избежать вскрытия несцементированных зон и снизить вынос песка; зацементированная обсадная колонна позволяет надежно перекрыть различные пласты. Создание гравийного фильтра в обсаженной скважине позволяет предотвращать вынос песка в слоистых пластах, низкосортных песках или малорентабельных вертикальных скважинах. ГРП с созданием фильтра сочетает технологию воздействие на пласт и борьбы с выносом песка в многопластовых интервалах или залежах с плохо отсортированными коллекторами и низкой гидропроводностью пласта. В открытых стволах изолированные скважинные фильтры позволяют бороться с выносом песка в «чистых» пластах с крупнозернистыми и хорошо отсортированными коллекторами и в скважинах с небольшим сроком эксплуатации. Гравийные фильтры в открытом стволе или ГРП с созданием фильтра позволяют сохранять продуктивность или приемистость скважин в течение более длительного периода, чем изолированные скважинные фильтры в «грязных» пластах с плохо отсортированными коллекторами, в высокопродуктивных скважинах с большей гидропроводностью и большими извлекаемыми запасами, а также в дорогостоящих, связанных с большим риском бурения глубоководных или подводных скважинах. агента (проппанта) в конце трещины, и создание гравийного фильтра. Для борьбы с выносом песка в открытом стволе компании-операторы используют изолированные скважинные фильтры, создают гравийные фильтры, проводят ГРП с созданием фильтра и, в последнее время, используют расширяющиеся фильтры (см. раздел «Новейшие технологии борьбы с пескопроявлением» на с. 55). Несмотря на успешность применения в прошлом, технология ограничения добычи Весна 2002 1. Carlson J, Gurley D, King G, Price-Smith C and Walters F: “Sand Control: Why and How?” Oilfield Review 4, no. 4 (October 1992): 41-53. 2. При ГРП используют специальные жидкости, закачиваемые под давлением выше давления разрыва пласта с целью создания двухсторонних трещин или развернутых на 180 градусов по отношению друг к другу трещин, распространяющихся в направлении от ствола скважины. Эти трещины развиваются в направлении, перпендикулярном плоскости наименьшего горного напряжения в плоскости преимущественного развития трещины гидроразрыва. Удерживаемые в раскрытом состоянии проппантом, эти проводящие каналы увеличивают эффективный радиус скважины, создавая линейный режим фильтрации в трещину и в скважину. Как правило, проппант представляет собой природный или покрытый смолой песок, высокопрочный боксит или керамические синтетические материалы, отсортированные на ситах в соответствии со стандартами сортировки США. При обычном ГРП вершина трещины является конечным участком образования набивки из проппанта. При проектировании ГРП с выпадением проппанта последний выпадает или образует перемычку у конца трещины на ранней стадии воздействия. Поскольку осуществляется закачка жидкости гидроразрыва с проппантом, то трещины не могут распространяться в глубь пласта и начинают расширяться или «надуваться». При такой технологии создается более широкий, более проводимый канал, поскольку проппант создает набивку в направлении ствола скважины. 33 Уплотнение несцементированного пласта и селективная или направленная перфорация Цемент Промежуточная обсадная колонна Компоновки для создания высокоэффективных гравийных фильтров в горизонтальных скважинах Сайд Али Рик Дикерсон «Шеврон» Хьюстон, Техас, США Для повышения продуктивности и снижения затрат и риска горизонтальные Клайв Беннетт «Бритиш Петролеум» (BP) Лондон, Англия фильтры, но компании-операторы все чаще прибегают к технологии создания Создание гравийного фильтра в обсаженной скважине ГРП с созданием фильтра в обсаженной скважине Неперфорированная колонна Скважинные фильтры Смола Трещина Гравийный фильтр Перфорационные отверстия скважины часто заканчивают без обсадной колонны в продуктивных интерва- Эксплуатационная колонна лах. В скважинах с открытым стволом используют изолированные скважинные Изолированный скважинный фильтр в открытом стволе гравийных фильтров на больших интервалах пласта для стабилизации стволов Создание гравийного фильтра в открытом стволе скважин, получения более надежной конструкции низа ствола скважины Пэт Биксенмэн Мехмет Парлар Колин Прайс-Смит Рошарон, Техас, США отделение песка из продукции и его утилизация. Фильтрационная корка Стив Купер «Бритиш Петролеум» (BP) Абердин, Шотландия Джин Десрошэ Шугар-Лэнд, Техас, США Билл Фоксенберг «Эм-Ай Дриллинг Флюидс» Хьюстон, Техас, США Кейт Годуин «Стоун Энерджи Корпорейшн» Лафайетт, Луизиана, США Тим Мак-Пайк «Шелл Интернейшнл И энд Пи» Райсвик, Нидерланды Энцо Питони Джузеппе Рипа «Эни-Аджип» Милан, Италия Билл Стивен «Тексако» Уарри, Нигерия Дэйв Тиффин «Бритиш Петролеум» (BP) Хьюстон, Техас, США Хуан Тронкосо «Репсол-Уай-Пи-Эф» Джакарта, Индонезия 32 Эксплуатационная колонна и решения ряда проблем, связанных с пескопроявлением, таких как эрозия, Горизонтальный изолированный скважинный фильтр в открытом стволе Открытый ствол Горизонтальный скважинный фильтр с гравийным фильтром в открытом стволе Скважинные фильтры Из несцементированных пластов вместе с нефтью, газом и водой могут быть добыты несвязанные частицы коллектора и мелкодисперсные частицы, такие как глины. Оборудование низа ствола скважин компоновками для контроля за пескопроявлением без снижения продуктивности скважины, снижения дебита или сокращения объема извлекаемых запасов является трудной и дорогостоящей операцией, на морских скважинах, стоящей 3 миллиона долл. США и более. Затраты на последующие обработки для сокращения ущерба и будущие ремонты также чрезвычайно высоки — до 1 миллиона долл. США на одну операцию в глубоководных и подводных скважинах. Компании-операторы нуждаются в надежных мерах по контролю за пескопроявлением, которые были бы эффективны с первого раза, особенно для горизонтальных скважин с открытым стволом в высокопроницаемых пластах. Вынос песка или пескопроявление зависит от прочности пород, горных напряжений, типа добываемых флюидов и изменений дебита, связанного с падением давления или воронкой депрессии. Вынос песка увеличивается при росте темпов отборов, увеличении эффек- тивных напряжений из-за выработки пласта и прорыве воды. Проблемы, связанные с выносом песка, варьируются от необходимости отделения песка в промысловых объектах и его утилизации, до эрозии подземного или устьевого оборудования и потери контроля за работой скважины1. Если в результате пескопроявления выходят из строя трубы или компоновка низа ствола скважины, то это может привести к снижению добычи и извлечения запасов или даже потерям в случае неоправданно высоких затрат на зарезку второго ствола или повторного бурения скважины. Компании-операторы используют различные технологии для снижения выноса песка в добываемых флюидах (рис. 1). Контроль за выносом песка включает ограничение дебитов скважин до величин, ниже дебита начала пескопроявления, уплотнение несцементированных пластов, селективную или направленную перфорацию, создание гравийного фильтра или гидравлический разрыв пласта (ГРП) с последующим созданием фильтра2. Технология ГРП с созданием фильтра сочетает формирование коротких широких трещин гидроразрыва, или ГРП с выпадением расклинивающего ClearPAC, MudSOLV, NODAL, QUANTUM и SandCADE являются товарными марками компании «Шлюмберже». AllPAC и Alternate Path являются товарными марками компании «ЭксонМобил» и компания «Шлюмберже» обладает исключительной лицензией на эту технологию. Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Ойлфилд Ревью», лето 2001. Выражаем благодарность Хэлу Риордану, Хьюстон, Техас, США; Рэю Тиблсу, Рошарон, Техас США, за помощь в подготовке данной статьи. Нефтегазовое Обозрение Гравийный фильтр Рис. 1. Борьба с выносом песка из пласта. Селективная или направленная перфорация позволяет избежать вскрытия несцементированных зон и снизить вынос песка; зацементированная обсадная колонна позволяет надежно перекрыть различные пласты. Создание гравийного фильтра в обсаженной скважине позволяет предотвращать вынос песка в слоистых пластах, низкосортных песках или малорентабельных вертикальных скважинах. ГРП с созданием фильтра сочетает технологию воздействие на пласт и борьбы с выносом песка в многопластовых интервалах или залежах с плохо отсортированными коллекторами и низкой гидропроводностью пласта. В открытых стволах изолированные скважинные фильтры позволяют бороться с выносом песка в «чистых» пластах с крупнозернистыми и хорошо отсортированными коллекторами и в скважинах с небольшим сроком эксплуатации. Гравийные фильтры в открытом стволе или ГРП с созданием фильтра позволяют сохранять продуктивность или приемистость скважин в течение более длительного периода, чем изолированные скважинные фильтры в «грязных» пластах с плохо отсортированными коллекторами, в высокопродуктивных скважинах с большей гидропроводностью и большими извлекаемыми запасами, а также в дорогостоящих, связанных с большим риском бурения глубоководных или подводных скважинах. агента (проппанта) в конце трещины, и создание гравийного фильтра. Для борьбы с выносом песка в открытом стволе компании-операторы используют изолированные скважинные фильтры, создают гравийные фильтры, проводят ГРП с созданием фильтра и, в последнее время, используют расширяющиеся фильтры (см. раздел «Новейшие технологии борьбы с пескопроявлением» на с. 55). Несмотря на успешность применения в прошлом, технология ограничения добычи Весна 2002 1. Carlson J, Gurley D, King G, Price-Smith C and Walters F: “Sand Control: Why and How?” Oilfield Review 4, no. 4 (October 1992): 41-53. 2. При ГРП используют специальные жидкости, закачиваемые под давлением выше давления разрыва пласта с целью создания двухсторонних трещин или развернутых на 180 градусов по отношению друг к другу трещин, распространяющихся в направлении от ствола скважины. Эти трещины развиваются в направлении, перпендикулярном плоскости наименьшего горного напряжения в плоскости преимущественного развития трещины гидроразрыва. Удерживаемые в раскрытом состоянии проппантом, эти проводящие каналы увеличивают эффективный радиус скважины, создавая линейный режим фильтрации в трещину и в скважину. Как правило, проппант представляет собой природный или покрытый смолой песок, высокопрочный боксит или керамические синтетические материалы, отсортированные на ситах в соответствии со стандартами сортировки США. При обычном ГРП вершина трещины является конечным участком образования набивки из проппанта. При проектировании ГРП с выпадением проппанта последний выпадает или образует перемычку у конца трещины на ранней стадии воздействия. Поскольку осуществляется закачка жидкости гидроразрыва с проппантом, то трещины не могут распространяться в глубь пласта и начинают расширяться или «надуваться». При такой технологии создается более широкий, более проводимый канал, поскольку проппант создает набивку в направлении ствола скважины. 33 зию жидкости-носителя. Гравий осаждается при фильтрации жидкости-носителя в пласт или обратной циркуляции на устье через фильтры. На некоторых участках и при определенных пластовых условиях изолированные скважинные фильтры могут быть альтернативой созданию гравийного фильтра или ГРП с созданием фильтра. Начальная продуктивность скважин при наличии только скважинного фильтра в конструкции низа обычно хорошая, но мехпримеси в конце концов засоряют фильтры. В отличии от них, созданные гравийные фильтры имеют способность сохранять продуктивность скважин и предотвращать вынос песка в течение более продолжительных периодов из-за более высокой устойчивости ствола скважины. Однако, многие заканчивания только со скважинными фильтрами не могут предотвратить вынос песка. Другие скважины, законченные без создания гравийного фильтра, полностью не прекращали добычу, но снижали дебит из-за засорения или эрозии изолированных скважинных фильтров. В результате компании-операторы все чаще используют технологии создания гравийного фильтра для защиты скважинных фильтров и создания лучшего низа конструкции ствола скважины для предотвращения выноса песка. Правильный выбор фракции гравия и создание полного гравийного фильтра в заколонном пространстве позволяют стабилизировать пласты и защитить скважинные фильтры от эрозии и постепенного засорения. Однако, при выполнении стандартных операций по бурению и созданию гравийного фильтра между гравием и пластами или в гравийном фильтре могут остаться остатки бурового раствора и жидкости-носителя, что приведет Рис. 2. Фильтрационная корка. Правильно составленная и подготовленная буровая жидкость для вскрытия пласта (БЖП) образует тонкую, низкопроницаемую фильтрационную корку на стенках ствола скважины, которая глубоко не проникает в пласт. Для приготовления бурового раствора используют полимеры, повышающие вязкость, связующие реагенты и утяжеляющие добавки, а также добавки для снижения фильтрации, которые изолируют пласт в пределах зоны размером в несколько диаметров зерен коллектора для снижения попадания жидкости первичного вскрытия и частиц в продуктивные интервалы. В качестве утяжеляющих добавок используют базовые солевые растворы, соли, карбонат кальция (CaCO3) и барит. Связующие агенты и добавки для борьбы с поглощениями скапливаются у стенки ствола скважины. При использовании правильно подготовленной БЖП и правильном замещении объемов удаляется несвязанный материал БЖП (или «пух») и уменьшается толщина фильтрационной корки. Скорость вытеснения 300 фут/мин (91 м/мин) 34 к снижению проницаемости пласта и гравийного фильтра. Снижение фильтрационных свойств пласта, возникшее в результате заканчивания скважины, приводит к увеличению требуемого давления начала притока или депрессии и снижению продуктивности скважины после создания гравийного фильтра. Это особенно проявляется при использовании дешевых стандартных жидкостей без учета эффективности. В этой статье рассматривается технология создания гравийного фильтра в горизонтальных скважинах с открытым стволом. Мы говорим о таких методах борьбы с выносом песка, как: изолированные скважинные фильтры, создание гравийного фильтра с помощью солевого раствора и технологии Alternate Path или технологии параллельного фильтра. Мы обсуждаем проблемы и последние разработки по жидкостям-носителям и удалению фильтрационной корки. Промысловый опыт иллюстрирует современную технологию очистки скважины, включая используемые химреагенты, методики и инструменты. Также рассматриваются: моделирование создания гравийного фильтра, технологии создания гравийного фильтра при давлении выше давления разрыва пласта или с использованием жидкостей на нефтяной основе и расширяющиеся фильтры. Обсадная колонна или открытый ствол? Горизонтальное бурение или бурение под большим углом — обычное явление для новых скважин и для скважин со вторым стволом даже в пластах, требующих компоновку низа ствола скважины, которая предотвращает вынос песка. Компоновка низа ствола горизонтальных скважин с обсадной колонной не явРыхлая фильтрационная корка, или «пух» Фильтрационная корка Стенка ствола скважины Пласт 0,04 дюйма 1 мм ляется стандартной, потому что затруднено цементирование обсадной колонны, затраты на перфорацию высоки и при очистке перфорационных отверстий для создания эффективного гравийного фильтра часто возникают проблемы. Горизонтальные скважины с открытым стволом также менее чувствительны к снижению фильтрационных свойств в ходе бурения и заканчивания скважины из-за значительно большей площади дренирования. Однако, горизонтальные участки бурят с использованием специальных буровых жидкостей для вскрытия пласта (БЖП), которые содержат первичные полимеры, повышающие вязкость, связующие реагенты, такие как отсортированный карбонат кальция [CaCO3] или хлорид натрия [NaCl] и добавки (обычно крахмал или другой полимер), модифицированные для борьбы с поглощениями (рис. 2)5. При большей площади контакта пласта со стволом скважины повышается продуктивность и приемистость скважин и снижаются потери давления и скорости фильтрации в пласте. Меньший перепад давления и пониженные скорости фильтрации также минимизируют вынос песка в некоторых пластах. Компании-операторы часто заканчивают горизонтальные скважины открытым стволом для достижения оптимальной продуктивности, поскольку перфорационные отверстия в обсадной колонне и турбулентный режим потока ограничивает продуктивность, особенно в высокодебитных скважинах6. Используя гидропроводность пласта (произведение проницаемости на толщину пласта, k·h, поделенное на вязкость флюида, µ) — в качестве критерия, компания «Бритиш Петролеум» (BP) оценила продуктивность обсаженных скважин с использованием ГРП на одной из них и с созданием фильтра по эффективности фильтрации на другой (рис. 3)7. При увеличении вязкости пластового флюида или снижении проницаемости и коэффициента песчанистости — менее продуктивный пласт, большее содержание илистых частиц и глин — компании-операторы должны прибегать к ГРП с созданием фильтра для воздействия на пласт и ограничения выноса песка в слоистых пластах или многопластовых залежах. При снижении вязкости пластового флюида или увеличении проницаемости и коэффи3. Behrmann L, Brook JE, Farrant S, Fayard A, Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordermeer A, Smith P and Underdown D: “Perforating Practices That Optimize Productivity,” Oilfield Review 12, no. 1 (Spring 2000): 52-74. 4. Sherlock-Willis TM, Morales RH and Price P: “A Global Perspective on Sand Control Treatments,” paper SPE 50652, presented at the SPE European Petroleum Conference, The Hague, The Netherlands, October 20-22, 1998. Parlar M and Albino EH: “Challenges, Accomplishments, and Recent Developments in Gravel Packing,” Journal of Petroleum Technology 52, no. 1 (January 2000): 50-58. Нефтегазовое Обозрение Весна 2002 Продуктивность скважины при использовании технологии ГРП с созданием фильтра Высокоэффективная фильтрация Эффективность фильтрации, % снижает рентабельность скважины и непрактична с точки зрения сегодняшней экономики, особенно для высокодебитных скважин с высокими капитальными затратами. Уплотнение несцементированных пластов приводит к фиксации зерен породы с помощью закачиваемых в пласт смол или катализаторов, главным образом, через перфорационные отверстия в обсадной колонне. Создание блокирующих компонентов с помощью закачки реагентов и закачка отклоняющих агентов на больших интервалах и во всех перфорационных отверстиях является довольно трудной задачей. Селективная и направленная перфорация используется при попытке предотвратить вынос песка за счет обхода слабосцементированных интервалов или выпрямления перфорационных каналов с максимальными горными напряжениями, повышающими устойчивость перфорационных каналов3. При использовании широко известного и эффективного метода борьбы с выносом песка для создания гравийного фильтра вокруг механических или металлических фильтров внутри перфорированной обсадной колонны или в открытом стволе закачивается зернистая среда или гравий4. Гравий представляет собой чистый, окатанный природный песок или синтетический материал, зерна которого достаточно малы, чтобы предотвратить попадание частиц пласта и некоторых мелкодисперсных частиц из добываемых флюидов, но достаточно велики, чтобы быть зафиксироваными на месте с помощью металлических фильтров. В перфорационные отверстия и межтрубное пространство между скважинными фильтрами и перфорированной обсадной колонной или открытым стволом закачивают гравий и суспен- Аппроксимационная кривая по данным о 8 высокодебитных скважинах 100 Аппроксимационная кривая по данным о 12 высокодебитных скважинах 10 Снижение эффективности фильтрации 1 1 10 100 1000 Коэффициент гидропроводности, (k·h/µ) 1000 мд·фут/сПз Рис. 3. Обсадная колонна или открытый ствол? Данные добычи подтверждают влияние наличия перфорированной обсадной колонны на продуктивность скважины. В пластах с низкой гидропроводностью (произведение проницаемости на толщину пласта, k·h, поделенное на вязкость, µ) — ниже 40000 мд·фут/сПз, эффективность фильтрации высока в случае перфорированной обсадной колонны и использования технологии ГРП с созданием фильтра для борьбы с выносом песка и воздействия на пласт. Однако, в высокопродуктивных скважинах положительные моменты воздействия на пласт могут исчезнуть, когда произведение k·h пласта большое, а вязкость флюида низкая, поскольку фильтрация ограничена перфорационными каналами. В пластах с k·h/µ более 4000 мд·фут/сПз компании-операторы должны рассматривать вариант заканчивания открытым стволом и, если это возможно, горизонтальными участками в продуктивных интервалах для того, чтобы избежать снижения эффективности фильтрации в результате местных сопротивлений в виде перфорационных каналов и вихревых потоков. В пластах с высокой гидропроводностью вариантами методов борьбы с выносом песка являются изолированные скважинные фильтры, создание гравийного фильтра в открытом стволе и использование фильтров, расширяющихся до размеров ствола скважины. циента песчанистости пласта — более продуктивный пласт, меньшее содержание илистых частиц и глин — использование перфорированной обсадной колонны снижает добычу и эффект от воздействия может быть нейтрализован в результате образования местных сопротивлений в перфорационных каналах. В высокопроницаемых, высокопродуктивных пластах компаниям-операторам следует рассматривать технологию заканчивания открытым стволом с горизонтальными участками или с участками, имеющими большие углы отклонения, в коллекторе, а также с использованием изолированных скважинных фильтров, созданием гравийных фильтров или установ- кой расширяющихся фильтров с целью предотвращения выноса песка. С 1997 по 2000 гг. количество операций заканчивания открытым стволом с предотвращением выноса песка возросло почти вдвое. Гравийные фильтры были созданы в 1997–1998 гг. почти в 20% этих скважин, а в 2000 г. — уже в 40%. Согласно прогнозам, эта тенденция будет продолжаться, и в 2003 г. их доля составит 60%8. Борьба с выносом песка в длинных горизонтальных открытых стволах требует использования новых технологий, тщательных инженерных расчетов, современного планирования и точного проведения работ. 5. Houwen O, Ladva H, Meeten G, Reid P and Williamson D: “A New Slogan for Drilling Fluids Engineers,” Oilfield Review 9, no. 1 (Spring 1997): 2-16. 6. Tiffin D, Stevens B, Park E, Elliott F and Gilchrist J: “Evaluation of Filter Cake Flowback in Sand Control Completions,” paper SPE 68933, presented at the SPE European Formation Damage Conference, The Hague, The Netherlands, May 21-22, 2001. 7. Bennett CL: “Sand Control Design for Open Hole Completions,” SPE Distinguished Lecturer Program presentations, September 1999 to May 2000. 8. Parlar M, Bennett, Gilchrist J, Elliott F, Troncoso J, Price-Smith C, Brady M, Tibbles RJ, Kelkar S, Hoxha B and Foxenberg WE: “Emerging Techniques in Gravel Packing Open-Hole Horizontal Completions in HighPerformance Wells,” paper SPE 64412, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Brisbane, Queensland, Australia, October 16-18, 2000. 35 зию жидкости-носителя. Гравий осаждается при фильтрации жидкости-носителя в пласт или обратной циркуляции на устье через фильтры. На некоторых участках и при определенных пластовых условиях изолированные скважинные фильтры могут быть альтернативой созданию гравийного фильтра или ГРП с созданием фильтра. Начальная продуктивность скважин при наличии только скважинного фильтра в конструкции низа обычно хорошая, но мехпримеси в конце концов засоряют фильтры. В отличии от них, созданные гравийные фильтры имеют способность сохранять продуктивность скважин и предотвращать вынос песка в течение более продолжительных периодов из-за более высокой устойчивости ствола скважины. Однако, многие заканчивания только со скважинными фильтрами не могут предотвратить вынос песка. Другие скважины, законченные без создания гравийного фильтра, полностью не прекращали добычу, но снижали дебит из-за засорения или эрозии изолированных скважинных фильтров. В результате компании-операторы все чаще используют технологии создания гравийного фильтра для защиты скважинных фильтров и создания лучшего низа конструкции ствола скважины для предотвращения выноса песка. Правильный выбор фракции гравия и создание полного гравийного фильтра в заколонном пространстве позволяют стабилизировать пласты и защитить скважинные фильтры от эрозии и постепенного засорения. Однако, при выполнении стандартных операций по бурению и созданию гравийного фильтра между гравием и пластами или в гравийном фильтре могут остаться остатки бурового раствора и жидкости-носителя, что приведет Рис. 2. Фильтрационная корка. Правильно составленная и подготовленная буровая жидкость для вскрытия пласта (БЖП) образует тонкую, низкопроницаемую фильтрационную корку на стенках ствола скважины, которая глубоко не проникает в пласт. Для приготовления бурового раствора используют полимеры, повышающие вязкость, связующие реагенты и утяжеляющие добавки, а также добавки для снижения фильтрации, которые изолируют пласт в пределах зоны размером в несколько диаметров зерен коллектора для снижения попадания жидкости первичного вскрытия и частиц в продуктивные интервалы. В качестве утяжеляющих добавок используют базовые солевые растворы, соли, карбонат кальция (CaCO3) и барит. Связующие агенты и добавки для борьбы с поглощениями скапливаются у стенки ствола скважины. При использовании правильно подготовленной БЖП и правильном замещении объемов удаляется несвязанный материал БЖП (или «пух») и уменьшается толщина фильтрационной корки. Скорость вытеснения 300 фут/мин (91 м/мин) 34 к снижению проницаемости пласта и гравийного фильтра. Снижение фильтрационных свойств пласта, возникшее в результате заканчивания скважины, приводит к увеличению требуемого давления начала притока или депрессии и снижению продуктивности скважины после создания гравийного фильтра. Это особенно проявляется при использовании дешевых стандартных жидкостей без учета эффективности. В этой статье рассматривается технология создания гравийного фильтра в горизонтальных скважинах с открытым стволом. Мы говорим о таких методах борьбы с выносом песка, как: изолированные скважинные фильтры, создание гравийного фильтра с помощью солевого раствора и технологии Alternate Path или технологии параллельного фильтра. Мы обсуждаем проблемы и последние разработки по жидкостям-носителям и удалению фильтрационной корки. Промысловый опыт иллюстрирует современную технологию очистки скважины, включая используемые химреагенты, методики и инструменты. Также рассматриваются: моделирование создания гравийного фильтра, технологии создания гравийного фильтра при давлении выше давления разрыва пласта или с использованием жидкостей на нефтяной основе и расширяющиеся фильтры. Обсадная колонна или открытый ствол? Горизонтальное бурение или бурение под большим углом — обычное явление для новых скважин и для скважин со вторым стволом даже в пластах, требующих компоновку низа ствола скважины, которая предотвращает вынос песка. Компоновка низа ствола горизонтальных скважин с обсадной колонной не явРыхлая фильтрационная корка, или «пух» Фильтрационная корка Стенка ствола скважины Пласт 0,04 дюйма 1 мм ляется стандартной, потому что затруднено цементирование обсадной колонны, затраты на перфорацию высоки и при очистке перфорационных отверстий для создания эффективного гравийного фильтра часто возникают проблемы. Горизонтальные скважины с открытым стволом также менее чувствительны к снижению фильтрационных свойств в ходе бурения и заканчивания скважины из-за значительно большей площади дренирования. Однако, горизонтальные участки бурят с использованием специальных буровых жидкостей для вскрытия пласта (БЖП), которые содержат первичные полимеры, повышающие вязкость, связующие реагенты, такие как отсортированный карбонат кальция [CaCO3] или хлорид натрия [NaCl] и добавки (обычно крахмал или другой полимер), модифицированные для борьбы с поглощениями (рис. 2)5. При большей площади контакта пласта со стволом скважины повышается продуктивность и приемистость скважин и снижаются потери давления и скорости фильтрации в пласте. Меньший перепад давления и пониженные скорости фильтрации также минимизируют вынос песка в некоторых пластах. Компании-операторы часто заканчивают горизонтальные скважины открытым стволом для достижения оптимальной продуктивности, поскольку перфорационные отверстия в обсадной колонне и турбулентный режим потока ограничивает продуктивность, особенно в высокодебитных скважинах6. Используя гидропроводность пласта (произведение проницаемости на толщину пласта, k·h, поделенное на вязкость флюида, µ) — в качестве критерия, компания «Бритиш Петролеум» (BP) оценила продуктивность обсаженных скважин с использованием ГРП на одной из них и с созданием фильтра по эффективности фильтрации на другой (рис. 3)7. При увеличении вязкости пластового флюида или снижении проницаемости и коэффициента песчанистости — менее продуктивный пласт, большее содержание илистых частиц и глин — компании-операторы должны прибегать к ГРП с созданием фильтра для воздействия на пласт и ограничения выноса песка в слоистых пластах или многопластовых залежах. При снижении вязкости пластового флюида или увеличении проницаемости и коэффи3. Behrmann L, Brook JE, Farrant S, Fayard A, Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordermeer A, Smith P and Underdown D: “Perforating Practices That Optimize Productivity,” Oilfield Review 12, no. 1 (Spring 2000): 52-74. 4. Sherlock-Willis TM, Morales RH and Price P: “A Global Perspective on Sand Control Treatments,” paper SPE 50652, presented at the SPE European Petroleum Conference, The Hague, The Netherlands, October 20-22, 1998. Parlar M and Albino EH: “Challenges, Accomplishments, and Recent Developments in Gravel Packing,” Journal of Petroleum Technology 52, no. 1 (January 2000): 50-58. Нефтегазовое Обозрение Весна 2002 Продуктивность скважины при использовании технологии ГРП с созданием фильтра Высокоэффективная фильтрация Эффективность фильтрации, % снижает рентабельность скважины и непрактична с точки зрения сегодняшней экономики, особенно для высокодебитных скважин с высокими капитальными затратами. Уплотнение несцементированных пластов приводит к фиксации зерен породы с помощью закачиваемых в пласт смол или катализаторов, главным образом, через перфорационные отверстия в обсадной колонне. Создание блокирующих компонентов с помощью закачки реагентов и закачка отклоняющих агентов на больших интервалах и во всех перфорационных отверстиях является довольно трудной задачей. Селективная и направленная перфорация используется при попытке предотвратить вынос песка за счет обхода слабосцементированных интервалов или выпрямления перфорационных каналов с максимальными горными напряжениями, повышающими устойчивость перфорационных каналов3. При использовании широко известного и эффективного метода борьбы с выносом песка для создания гравийного фильтра вокруг механических или металлических фильтров внутри перфорированной обсадной колонны или в открытом стволе закачивается зернистая среда или гравий4. Гравий представляет собой чистый, окатанный природный песок или синтетический материал, зерна которого достаточно малы, чтобы предотвратить попадание частиц пласта и некоторых мелкодисперсных частиц из добываемых флюидов, но достаточно велики, чтобы быть зафиксироваными на месте с помощью металлических фильтров. В перфорационные отверстия и межтрубное пространство между скважинными фильтрами и перфорированной обсадной колонной или открытым стволом закачивают гравий и суспен- Аппроксимационная кривая по данным о 8 высокодебитных скважинах 100 Аппроксимационная кривая по данным о 12 высокодебитных скважинах 10 Снижение эффективности фильтрации 1 1 10 100 1000 Коэффициент гидропроводности, (k·h/µ) 1000 мд·фут/сПз Рис. 3. Обсадная колонна или открытый ствол? Данные добычи подтверждают влияние наличия перфорированной обсадной колонны на продуктивность скважины. В пластах с низкой гидропроводностью (произведение проницаемости на толщину пласта, k·h, поделенное на вязкость, µ) — ниже 40000 мд·фут/сПз, эффективность фильтрации высока в случае перфорированной обсадной колонны и использования технологии ГРП с созданием фильтра для борьбы с выносом песка и воздействия на пласт. Однако, в высокопродуктивных скважинах положительные моменты воздействия на пласт могут исчезнуть, когда произведение k·h пласта большое, а вязкость флюида низкая, поскольку фильтрация ограничена перфорационными каналами. В пластах с k·h/µ более 4000 мд·фут/сПз компании-операторы должны рассматривать вариант заканчивания открытым стволом и, если это возможно, горизонтальными участками в продуктивных интервалах для того, чтобы избежать снижения эффективности фильтрации в результате местных сопротивлений в виде перфорационных каналов и вихревых потоков. В пластах с высокой гидропроводностью вариантами методов борьбы с выносом песка являются изолированные скважинные фильтры, создание гравийного фильтра в открытом стволе и использование фильтров, расширяющихся до размеров ствола скважины. циента песчанистости пласта — более продуктивный пласт, меньшее содержание илистых частиц и глин — использование перфорированной обсадной колонны снижает добычу и эффект от воздействия может быть нейтрализован в результате образования местных сопротивлений в перфорационных каналах. В высокопроницаемых, высокопродуктивных пластах компаниям-операторам следует рассматривать технологию заканчивания открытым стволом с горизонтальными участками или с участками, имеющими большие углы отклонения, в коллекторе, а также с использованием изолированных скважинных фильтров, созданием гравийных фильтров или установ- кой расширяющихся фильтров с целью предотвращения выноса песка. С 1997 по 2000 гг. количество операций заканчивания открытым стволом с предотвращением выноса песка возросло почти вдвое. Гравийные фильтры были созданы в 1997–1998 гг. почти в 20% этих скважин, а в 2000 г. — уже в 40%. Согласно прогнозам, эта тенденция будет продолжаться, и в 2003 г. их доля составит 60%8. Борьба с выносом песка в длинных горизонтальных открытых стволах требует использования новых технологий, тщательных инженерных расчетов, современного планирования и точного проведения работ. 5. Houwen O, Ladva H, Meeten G, Reid P and Williamson D: “A New Slogan for Drilling Fluids Engineers,” Oilfield Review 9, no. 1 (Spring 1997): 2-16. 6. Tiffin D, Stevens B, Park E, Elliott F and Gilchrist J: “Evaluation of Filter Cake Flowback in Sand Control Completions,” paper SPE 68933, presented at the SPE European Formation Damage Conference, The Hague, The Netherlands, May 21-22, 2001. 7. Bennett CL: “Sand Control Design for Open Hole Completions,” SPE Distinguished Lecturer Program presentations, September 1999 to May 2000. 8. Parlar M, Bennett, Gilchrist J, Elliott F, Troncoso J, Price-Smith C, Brady M, Tibbles RJ, Kelkar S, Hoxha B and Foxenberg WE: “Emerging Techniques in Gravel Packing Open-Hole Horizontal Completions in HighPerformance Wells,” paper SPE 64412, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Brisbane, Queensland, Australia, October 16-18, 2000. 35 Проволочный скважинный фильтр Скважинный фильтр с предварительной Высокопроницаемая Перфорированная набивкой гравийная набивка несущая труба Защитный кожух Пористая мембрана, ткань или ламинат из спеченных металлических нитей Высокоэффективный сетчатый скважинный фильтр Рис. 4. Скважинные фильтры для борьбы с пескопроявлением (с разрешения компании «Ю. Эс. Филтер/Джонсон Скринз»). Проволочные скважинные фильтры являются наиболее известной конструкцией и, как правило, состоят из несущей трубы с просверленными отверстиями или прорезями и проволочных фильтров, расположенных так, чтобы удержать гравий определенных фракций. В первых вариантах пластовые флюиды попадали только через отверстия в несущей трубе, поэтому в конструкцию были внесены ребра или стержни для создания небольшого кольцевого пространства с целью повысить расход и уменьшить засорение фильтра. Скважинные фильтры с предварительной набивкой изготавливают с высокопроницаемой набивкой из гравия, покрытого смолой, расположенного между двумя слоями навитого проволочного фильтра. В конструкциях высокоэффективных сетчатых скважинных фильтров используют специальное проволочное тканное полотно, обернутое вокруг проволочного фильтра. Эти скважинные фильтры, как правило, имеют защитный кожух с просверленными отверстиями для дополнительной защиты во время монтажа или имеют отверстия, рассчитанные так, чтобы снизить эрозию, вызываемую зернами песка и мехпримесями, с большой скоростью ударяющихся непосредственно о внутренний фильтрующий материал. 36 Нефтегазовое Обозрение Высокая Месторождение I Гравийный фильтр в открытом стволе Месторождение G Месторождение H Месторождение F Месторождение F1 Месторождение E Средняя Гравийный фильтр в открытом стволе или расширяющиеся скважинные фильтры Месторождение D МесторожМестодение A рождение B Месторождение C Низкая Вероятность выноса мехпримесей (прочность породы и горные напряжения) Проволочная навивка Изолированные скважинные фильтры или гравийные фильтры? В 1980–90-х гг. изолированные скважинные фильтры были наиболее популярным решением для борьбы с выносом песка в открытых стволах. Создание гравийных фильтров на больших участках считалось технически и экономически невозможным. Компании-операторы устанавливали обычные проволочные фильтры в открытых стволах без создания гравийных фильтров, но в конце концов пришли к установке фильтров с предварительной набивкой сетчатого фильтра для повышения эффективности и надежности их работы (рис. 4). Как правило, по причине большей площади притока начальные дебиты скважин с горизонтальными участками, законченными только скважинными фильтрами, выше, а дебиты на единицу длины ствола скважины меньше, чем в вертикальных скважинах. Однако, во многих скважинах с низом, оборудованным только скважинным фильтром, продуктивность падает по мере засорения фильтра мехпримесями из пласта, и, в итоге, дебит падает до нуля по причине выноса песка из эродированных участков скважинного фильтра. Первоначально изолированные скважинные фильтры спускали в скважину при промывке неподготовленным буровым раствором вместо чистой, отфильтрованной жидкости заканчивания. Плохая очистка и подготовка бурового раствора после бурения и перед установкой скважинных фильтров, а также отсутствие операции по удалению фильтрационной корки приводили к тому, что скважинные фильтры засорялись и снижали продуктивность скважин. Установка скважинных фильтров в открытых стволах эффективна во многих скважинах, но их эффективность и надежность в каждом случае различна9. Первоначально количество неудачных заканчиваний со скважинными фильтрами составляло 50–65%, но сократилось почти до 20% с развитием буровых растворов и технологий очистки забоя10. В скважинах с реагирующими илами и глинами все еще имеет место большое количество неудачных заканчиваний по причине пескопроявления и снижения продуктивности скважин в результате засорения изолированных скважинных фильтров. В скважинах месторождений Северного моря, низ которых оборудован только скважинными фильтрами, как правило, достигаются запланированные коэффициенты извлечения. Количество неудачных заканчиваний со скважинными фильтрами невелико, но при этом затрачивается лишнее время на ремонт. Однако, некото- Высокоэффективные индивидуальные скважинные фильтры Обычные индивидуальные скважинные фильтры Борьба с пескопроявлением не ведется Низкая Средняя Высокая Качество продуктивного пласта (эффективная толщина, сортировка и однородность зерен, однородность и проницаемость пласта) Ожидается сильная выработанность запасов (плохая связь с водоносным горизонтом, истощение пласта, режим сжатия пласта или прорыв газа) Поддержание пласто- Мексиканский вого давления залив (хорошая связь с водоносным горизонтом, закачка газа или воды) Северное море Прочие месторождения Рис. 5. Изолированные скважинные фильтры или гравийные фильтры? Планшет вероятности выноса песка в зависимости от качества пласта помогает компаниям-операторам разрабатывать рекомендации по оценке и выбору методов заканчивания скважин. В скважинах с пластами низкого или среднего качества и с большой вероятностью выноса песка возможно использование гравийных фильтров в открытом стволе, а в скважинах с песчаниками высокого качества с небольшой вероятностью пескопроявления возможно заканчивание с использованием обычных индивидуальных проволочных фильтров, скважинных фильтров с предварительной набивкой или высокоэффективных сетчатых фильтров. В пластах с закачкой газа и воды или при сильном водонапорном режиме, поддерживающем пластовое давление, и в песчаниках среднего и высокого качества заканчивание с использованием скважинных фильтров может быть эффективным, в то время как в пластах аналогичного качества, работающих на режиме истощения или сжатия, может потребоваться создание гравийного фильтра. рые скважины с низом, оборудованным изолированными скважинными фильтрами, дают заниженные дебиты из-за пескопроявления, засорения фильтра и эрозии, но еще не перешли в разряд неудачных заканчиваний. Компании-операторы и сервисные компании продолжают разрабатывать рекомендации и определять критерии выбора технологий борьбы с пескопроявлением в горизонтальных скважинах с открытым стволом (рис. 5). Выбор между индивидуальными скважинными фильтрами и гравийными фильтрами зависит от проницаемости пласта, содержания глин и мелкодисперсных частиц в коллекторе, размера и сортировки зерен в дополнении к устойчивости ствола скважины и количества алевролитовых и глинистых пропластков, вскрытых в интервале открытого ствола. Весна 2002 Большинство горизонтальных скважин на месторождениях Мексиканского залива, законченных с использованием индивидуальных скважинных фильтров, вышли из действия в течение первых трех лет эксплуатации, в то время как средний срок выхода в бездействие скважин месторождений Северного моря, оборудованных скважинными фильтрами, составляет около трех-четырех лет11. Если дебиты невысоки и ожидаемый срок эксплуатации скважины составляет два-три года, то индивидуальные скважинные фильтры могут быть хорошим решением для скважин с ограниченными извлекаемыми запасами по причине низких затрат на их установку. В дополнение к прочности и проницаемости породы определяющими факторами при выборе скважинного фильтра и гравия являются отсортированность 9. Richard BM, Montagna JM and Penberthy WL Jr : “Horizontal Completions—2 Stand-Alone Screens Vary in Effectiveness,” Oil & Gas Journal 95, no. 32 (August 11, 1997): 63-69. 10. Bennett C, Gilchrist JM, Pitoni E, Burton RC, Hodge RM, Troncoso J, Ali SA, Dickerson R, Price-Smith C and Parlar M: “Design Methodology for Selection of Horizontal Open-Hole Sand Control Completions Supported by Field Case Histories,” paper SPE 65140, presented at the SPE European Petroleum Conference, Paris, France, October 24-25, 2000. 11. Perdue JM: “Completion Experts Study Gulf of Mexico Horizontal Screen Failures, Petroleum Engineer International 69, no. 6 (June 1996): 31-32. McLarty J: “How to Complete a Horizontal Well in the Gulf of Mexico: Operators Share Experiences,” Petroleum Engineer International 70, no. 11 (November 1997): 63-70. Schlumberger internal horizontal-well database. 37 Проволочный скважинный фильтр Скважинный фильтр с предварительной Высокопроницаемая Перфорированная набивкой гравийная набивка несущая труба Защитный кожух Пористая мембрана, ткань или ламинат из спеченных металлических нитей Высокоэффективный сетчатый скважинный фильтр Рис. 4. Скважинные фильтры для борьбы с пескопроявлением (с разрешения компании «Ю. Эс. Филтер/Джонсон Скринз»). Проволочные скважинные фильтры являются наиболее известной конструкцией и, как правило, состоят из несущей трубы с просверленными отверстиями или прорезями и проволочных фильтров, расположенных так, чтобы удержать гравий определенных фракций. В первых вариантах пластовые флюиды попадали только через отверстия в несущей трубе, поэтому в конструкцию были внесены ребра или стержни для создания небольшого кольцевого пространства с целью повысить расход и уменьшить засорение фильтра. Скважинные фильтры с предварительной набивкой изготавливают с высокопроницаемой набивкой из гравия, покрытого смолой, расположенного между двумя слоями навитого проволочного фильтра. В конструкциях высокоэффективных сетчатых скважинных фильтров используют специальное проволочное тканное полотно, обернутое вокруг проволочного фильтра. Эти скважинные фильтры, как правило, имеют защитный кожух с просверленными отверстиями для дополнительной защиты во время монтажа или имеют отверстия, рассчитанные так, чтобы снизить эрозию, вызываемую зернами песка и мехпримесями, с большой скоростью ударяющихся непосредственно о внутренний фильтрующий материал. 36 Нефтегазовое Обозрение Высокая Месторождение I Гравийный фильтр в открытом стволе Месторождение G Месторождение H Месторождение F Месторождение F1 Месторождение E Средняя Гравийный фильтр в открытом стволе или расширяющиеся скважинные фильтры Месторождение D МесторожМестодение A рождение B Месторождение C Низкая Вероятность выноса мехпримесей (прочность породы и горные напряжения) Проволочная навивка Изолированные скважинные фильтры или гравийные фильтры? В 1980–90-х гг. изолированные скважинные фильтры были наиболее популярным решением для борьбы с выносом песка в открытых стволах. Создание гравийных фильтров на больших участках считалось технически и экономически невозможным. Компании-операторы устанавливали обычные проволочные фильтры в открытых стволах без создания гравийных фильтров, но в конце концов пришли к установке фильтров с предварительной набивкой сетчатого фильтра для повышения эффективности и надежности их работы (рис. 4). Как правило, по причине большей площади притока начальные дебиты скважин с горизонтальными участками, законченными только скважинными фильтрами, выше, а дебиты на единицу длины ствола скважины меньше, чем в вертикальных скважинах. Однако, во многих скважинах с низом, оборудованным только скважинным фильтром, продуктивность падает по мере засорения фильтра мехпримесями из пласта, и, в итоге, дебит падает до нуля по причине выноса песка из эродированных участков скважинного фильтра. Первоначально изолированные скважинные фильтры спускали в скважину при промывке неподготовленным буровым раствором вместо чистой, отфильтрованной жидкости заканчивания. Плохая очистка и подготовка бурового раствора после бурения и перед установкой скважинных фильтров, а также отсутствие операции по удалению фильтрационной корки приводили к тому, что скважинные фильтры засорялись и снижали продуктивность скважин. Установка скважинных фильтров в открытых стволах эффективна во многих скважинах, но их эффективность и надежность в каждом случае различна9. Первоначально количество неудачных заканчиваний со скважинными фильтрами составляло 50–65%, но сократилось почти до 20% с развитием буровых растворов и технологий очистки забоя10. В скважинах с реагирующими илами и глинами все еще имеет место большое количество неудачных заканчиваний по причине пескопроявления и снижения продуктивности скважин в результате засорения изолированных скважинных фильтров. В скважинах месторождений Северного моря, низ которых оборудован только скважинными фильтрами, как правило, достигаются запланированные коэффициенты извлечения. Количество неудачных заканчиваний со скважинными фильтрами невелико, но при этом затрачивается лишнее время на ремонт. Однако, некото- Высокоэффективные индивидуальные скважинные фильтры Обычные индивидуальные скважинные фильтры Борьба с пескопроявлением не ведется Низкая Средняя Высокая Качество продуктивного пласта (эффективная толщина, сортировка и однородность зерен, однородность и проницаемость пласта) Ожидается сильная выработанность запасов (плохая связь с водоносным горизонтом, истощение пласта, режим сжатия пласта или прорыв газа) Поддержание пласто- Мексиканский вого давления залив (хорошая связь с водоносным горизонтом, закачка газа или воды) Северное море Прочие месторождения Рис. 5. Изолированные скважинные фильтры или гравийные фильтры? Планшет вероятности выноса песка в зависимости от качества пласта помогает компаниям-операторам разрабатывать рекомендации по оценке и выбору методов заканчивания скважин. В скважинах с пластами низкого или среднего качества и с большой вероятностью выноса песка возможно использование гравийных фильтров в открытом стволе, а в скважинах с песчаниками высокого качества с небольшой вероятностью пескопроявления возможно заканчивание с использованием обычных индивидуальных проволочных фильтров, скважинных фильтров с предварительной набивкой или высокоэффективных сетчатых фильтров. В пластах с закачкой газа и воды или при сильном водонапорном режиме, поддерживающем пластовое давление, и в песчаниках среднего и высокого качества заканчивание с использованием скважинных фильтров может быть эффективным, в то время как в пластах аналогичного качества, работающих на режиме истощения или сжатия, может потребоваться создание гравийного фильтра. рые скважины с низом, оборудованным изолированными скважинными фильтрами, дают заниженные дебиты из-за пескопроявления, засорения фильтра и эрозии, но еще не перешли в разряд неудачных заканчиваний. Компании-операторы и сервисные компании продолжают разрабатывать рекомендации и определять критерии выбора технологий борьбы с пескопроявлением в горизонтальных скважинах с открытым стволом (рис. 5). Выбор между индивидуальными скважинными фильтрами и гравийными фильтрами зависит от проницаемости пласта, содержания глин и мелкодисперсных частиц в коллекторе, размера и сортировки зерен в дополнении к устойчивости ствола скважины и количества алевролитовых и глинистых пропластков, вскрытых в интервале открытого ствола. Весна 2002 Большинство горизонтальных скважин на месторождениях Мексиканского залива, законченных с использованием индивидуальных скважинных фильтров, вышли из действия в течение первых трех лет эксплуатации, в то время как средний срок выхода в бездействие скважин месторождений Северного моря, оборудованных скважинными фильтрами, составляет около трех-четырех лет11. Если дебиты невысоки и ожидаемый срок эксплуатации скважины составляет два-три года, то индивидуальные скважинные фильтры могут быть хорошим решением для скважин с ограниченными извлекаемыми запасами по причине низких затрат на их установку. В дополнение к прочности и проницаемости породы определяющими факторами при выборе скважинного фильтра и гравия являются отсортированность 9. Richard BM, Montagna JM and Penberthy WL Jr : “Horizontal Completions—2 Stand-Alone Screens Vary in Effectiveness,” Oil & Gas Journal 95, no. 32 (August 11, 1997): 63-69. 10. Bennett C, Gilchrist JM, Pitoni E, Burton RC, Hodge RM, Troncoso J, Ali SA, Dickerson R, Price-Smith C and Parlar M: “Design Methodology for Selection of Horizontal Open-Hole Sand Control Completions Supported by Field Case Histories,” paper SPE 65140, presented at the SPE European Petroleum Conference, Paris, France, October 24-25, 2000. 11. Perdue JM: “Completion Experts Study Gulf of Mexico Horizontal Screen Failures, Petroleum Engineer International 69, no. 6 (June 1996): 31-32. McLarty J: “How to Complete a Horizontal Well in the Gulf of Mexico: Operators Share Experiences,” Petroleum Engineer International 70, no. 11 (November 1997): 63-70. Schlumberger internal horizontal-well database. 37 дений Мексиканского залива, как правило, содержат большое количество мелкодисперсных частиц и глин (частиц с размерами менее 44 мкм), что делает применение индивидуальных скважинных фильтров непрактичным. В скважинах с «грязными» (с большим содержанием мелкодисперсных частиц) или неоднородными несцементированными плохо отсортированными мелкозернистыми (медианный размер зерен (D50) около 80 мкм) пластами низкой проницаемости следует намывать гравийные фильтры, поскольку индивидуальные скважинные фильтры не смогут сохранять продуктивность скважин и обеспечивать надежную и длительную защиту от выноса песка. Другим вариантом является технология ГРП с созданием фильтра. В дорогих высокодебитных скважинах высокозатратные ремонтные работы могут отрицательно сказаться на рентабельности месторождения или экономике всего проекта. В действительности, в большинстве контрактов на поставку газа предусмотрены крупные денежные штрафы за несоблюдение квот на добычу. Для таких дорогостоящих и зависящих от риска скважин, неопределенность и данные по высокому количеству неудачных заканчиваний с использованием индивидуальных скважинных фильтров оправдывает использование намытых гравийных фильтров. Если пласты не совсем чистые, с хорошо отсортированными зернами, то при подводной добыче и в нагнетательных скважинах с возможным пескопроявлением и, в основном, при больших глубинах моря (более 1000–2000 футов (305–610 м)) следует использовать технологию заканчивания с намывкой гравийного фильтра, чтобы избежать дорогостоящих ремонтных работ, особенно при больших удельных извлекаемых запасах на скважину. В высокодебитных газовых скважинах также необходимо намывать гравийные фильтры, когда пескопроявление и эрозия скважинных фильтров могут поставить под удар безопасность эксплуатации. Индивидуальные скважинные фильтры могут быть обоснованно использованы в определенных случаях: • неморские скважины с небольшим сроком эксплуатации и однородным смятием ствола скважины, независимо от величины дебита; • малодебитные неморские скважины с несколькими глинистыми или алевролитовыми пропластками и частичным смятием ствола скважины или с его отсутствием; • неморские нагнетательные скважины с небольшим кольцевым пространством между скважинным фильтром и стволом скважины, которое ограничивает фильтрацию вокруг скважинных фильтров. Критерии проектирования заканчиваний с использованием индивидуальных скважинных фильтров и намытых гравийных фильтров Параметры пласта Тип низа ствола скважины Коэффициент отсортированности D10/D95, % Коэффициент однородности D40/D90, % Содержание мелкодисперсных частиц (менее 44 мкм), % Менее 10 Менее 3 Менее 2 Проволочные скважинные фильтры или скважинные фильтры с предварительной набивкой Менее 10 Менее 5 Менее 5 Высокоэффективные сетчатые фильтры Более 10 Более 5 Более 5 Гравийный фильтр в открытом стволе Рис. 6. Критерии проектирования заканчиваний с использованием индивидуальных скважинных фильтров и намытых гравийных фильтров. По мере того, как пласты становятся менее однородными, для выбора типа заканчивания помимо медианного размера зерен (D50), определенного с помощью гранулометрического анализа, требуется использовать дополнительные параметры. Коэффициент отсортированности (D10/D95), коэффициент однородности (D40/D90) и содержание мелкодисперсных частиц (размер менее 44 мкм) позволяют оценить качество пласта и влияние конструкций скважинных фильтров и намытых гравийных фильтров. Например, в скважинах с коэффициентом отсортированности более 10, коэффициентом однородности более 5 и содержанием мелкодисперсных частиц размером менее 44 мкм более 5% создание гравийного фильтра в открытом стволе может стать наиболее реальным вариантом. 38 Нефтегазовое Обозрение Рис. 7. Намыв гравийного фильтра солевым раствором. При намыве гравийного фильтра с использованием маловязких жидкостей, как правило, солевого раствора, гравий осаждается вокруг скважинных фильтров на нижней стороне кольцевого пространства, в то время как жидкость-носитель с гравием с низкой концентрацией гравия перемещается с турбулентным режимом течения по верхней стороне (вверху и внизу справа). Ствол скважины должен быть изолирован с помощью фильтрационной корки БЖП, чтобы сократить поглощение. При установлении циркуляции (жидкость возвращается на устье) гравий перемещается к дальнему концу горизонтального участка компоновки низа в виде альфа-волны (поз. 1–5). Если происходит обезвоживание жидкости-носителя с гравием и прекращается образование намытого фильтра на отдельных участках при одновременном большом поглощении, то гравий заполняет кольцевое пространство и образует перемычку. В результате за ней образуется участок без намытого фильтра. После того, как образовалась перемычка или по достижении гравием конца компоновки низа, намывка фильтра продолжается по направлению к началу горизонтального участка компоновки в виде бета-волны (поз. 6–10). Кривая изменения устьевого давления закачки позволяет следить за ходом работ по созданию гравийного фильтра с помощью солевого раствора (внизу слева). Близкая к нерентабельной экономика, ограничения капитальных вложений, возможное ухудшение низа компоновки ствола скважины или снижение продуктивности скважин и потеря изоляции пластов являются причинами неиспользования гравийного фильтра в открытом стволе горизонтальных скважин. Тем не менее, большинство компаний-операторов считают, что создание гравийного фильтра является более эффективной технологией для горизонтальных скважин с открытым стволом в плане снижения аварий по причине пескопроявления и сокращения связанного с этим темпа падения добычи. Скважины с высокими пластовыми давлениями и температурами могут быть исключениями по причине характеристик флюидов и ограничений на совместимость. Такие скважины с высокими пластовыми давлениями и температурами, а также выносом песка в настоящее время представляют проблемы для инженеров по заканчиванию скважин и в настоящее время стоят в центре их внимания. Весна 2002 Жидкостьноситель с гравием Обсадная колонна Бета-волна (отраженная) Начало 10 1 Скважинные фильтры Конец 9 8 2 3 Альфа-волна Промывочная НеперфориНамытый (прямая) труба рованная барьер труба гравия Стандартная кривая изменения устьевого давления закачки при намывке гравийного фильтра с помощью солевого раствора 7 4 Открытый ствол 6 5 Фильтрационная корка Скважинный Промывочная фильтр труба Стадия предварительной промывки Устьевое давление закачки, psi и однородность зерен и содержание мелкодисперсных частиц в пласте (рис. 6)12. Однородность служит показателем вариации размера зерен от большего до маленького. Отсортированность является мерой изменения размера зерен породы от крупно- до мелкозернистого. Если вероятность выноса песка невелика, то индивидуальные скважинные фильтры могут быть использованы в «чистых» (с низким содержанием мелкодисперсных частиц), однородных песчаниках с высоким коэффициентом песчанистости, равномерно отсортированных и крупнозернистых — с медианным размером зерен (D50) более 200 мкм, например, в песчаниках месторождений Северного моря13. Для слабосцементированных среднезернистых песчаников (медианный размер (D50) около 125 мкм) первичными факторами при выборе являются однородность размеров зерен и содержание мелкодисперсных частиц. Если пласты имеют плохо отсортированные зерна или содержание мелкодисперсных частиц более 5%, то компаниям-операторам следует рассматривать вариант создания гравийного фильтра для борьбы с эрозией при выносе песка и с засорением скважинного фильтра в результате миграции мелкодисперсных частиц. Слабосцементированные мелкозернистые песчаники, как во многих пластах месторож- Альфа-волна: жидкость-носитель с гравием переносится вдоль скважинных фильтров Стадия вытеснения Уплотнение фильтра в кольцевом пространстве Стадия закачки жидкостиносителя с гравием Бета-волна: намыв граЖидкость-носитель вийного фильтра от с гравием у конца конца до начала компокомпоновки низа новки низа Продолжительность обработки, мин Намыв гравийного фильтра солевым раствором или применение технологии Alternate Path. Технология создания гравийных фильтров в открытом стволе возникла после того, как компании-операторы и сервисные компании накопили опыт и стали лучше разбираться в процессе ухудшения низа компоновок ствола скважины и технологии намыва гравийных фильтров в горизонтальных скважинах. Если требуется создать гравийный фильтр, то компанииоператоры должны выбирать между двумя опробованными на промыслах технологиями, применяемыми в настоящее время для заканчивания на длинных участках открытого ствола — намыв гравийного фильтра солевым раствором или технологию Alternate Path. При намыве гравийного фильтра солевым раствором используется маловязкая жидкость-носитель (обычно солевой раствор) с низкой концентрацией гравия — 0,5–2,0 фунтов проппанта на галлон жидкости-носителя (0,06–0,20 г/см3) (рис. 7)14. Первоначально образуется набивка на нижней стороне кольцевого пространства до тех пор, пока гравий не достигнет конца низа компоновки или пока гравий не уплотнится и не образует перемычку при большом поглощении жидкости. Гравитационные силы преобладают в этой альфа-волне (прямой), поэтому гравий осаждается подобно перекатываемым ветром дюнам на берегу моря, пока не достигнет равновесной высоты. Если режим течения ниже критического для переноса частиц, то гравий переместится далее по горизонтальному участку по направлению к концу низа компоновки. 12. Tiffin DL, King GE, Larese RE and Britt LK: “New Criteria for Gravel and Screen Selection for Sand Control,” paper SPE 39437, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 18-19, 1998. Bennett et al, ссылка 10. 13. Обозначение «D» в анализе характера распределения размера зерен представляет собой величину скважности, которая задерживает определенный накопленный процент частиц. Например, D50 является величиной скважности сита в дюймах, миллиметрах или микронах (µm), больше которой 50% частиц породы или гравия-песка или синтетического проппанта будет задержано. 14. Parlar and Albino, ссылка 4. Penberthy Jr WL, Bickham KL and Nguyen HT: “Horizontal Completions—Conclusion: Gravel Packing Prevents Productivity Decline,” Oil & Gas Journal 95, no. 35 (September 1, 1997): 56-60. 39 дений Мексиканского залива, как правило, содержат большое количество мелкодисперсных частиц и глин (частиц с размерами менее 44 мкм), что делает применение индивидуальных скважинных фильтров непрактичным. В скважинах с «грязными» (с большим содержанием мелкодисперсных частиц) или неоднородными несцементированными плохо отсортированными мелкозернистыми (медианный размер зерен (D50) около 80 мкм) пластами низкой проницаемости следует намывать гравийные фильтры, поскольку индивидуальные скважинные фильтры не смогут сохранять продуктивность скважин и обеспечивать надежную и длительную защиту от выноса песка. Другим вариантом является технология ГРП с созданием фильтра. В дорогих высокодебитных скважинах высокозатратные ремонтные работы могут отрицательно сказаться на рентабельности месторождения или экономике всего проекта. В действительности, в большинстве контрактов на поставку газа предусмотрены крупные денежные штрафы за несоблюдение квот на добычу. Для таких дорогостоящих и зависящих от риска скважин, неопределенность и данные по высокому количеству неудачных заканчиваний с использованием индивидуальных скважинных фильтров оправдывает использование намытых гравийных фильтров. Если пласты не совсем чистые, с хорошо отсортированными зернами, то при подводной добыче и в нагнетательных скважинах с возможным пескопроявлением и, в основном, при больших глубинах моря (более 1000–2000 футов (305–610 м)) следует использовать технологию заканчивания с намывкой гравийного фильтра, чтобы избежать дорогостоящих ремонтных работ, особенно при больших удельных извлекаемых запасах на скважину. В высокодебитных газовых скважинах также необходимо намывать гравийные фильтры, когда пескопроявление и эрозия скважинных фильтров могут поставить под удар безопасность эксплуатации. Индивидуальные скважинные фильтры могут быть обоснованно использованы в определенных случаях: • неморские скважины с небольшим сроком эксплуатации и однородным смятием ствола скважины, независимо от величины дебита; • малодебитные неморские скважины с несколькими глинистыми или алевролитовыми пропластками и частичным смятием ствола скважины или с его отсутствием; • неморские нагнетательные скважины с небольшим кольцевым пространством между скважинным фильтром и стволом скважины, которое ограничивает фильтрацию вокруг скважинных фильтров. Критерии проектирования заканчиваний с использованием индивидуальных скважинных фильтров и намытых гравийных фильтров Параметры пласта Тип низа ствола скважины Коэффициент отсортированности D10/D95, % Коэффициент однородности D40/D90, % Содержание мелкодисперсных частиц (менее 44 мкм), % Менее 10 Менее 3 Менее 2 Проволочные скважинные фильтры или скважинные фильтры с предварительной набивкой Менее 10 Менее 5 Менее 5 Высокоэффективные сетчатые фильтры Более 10 Более 5 Более 5 Гравийный фильтр в открытом стволе Рис. 6. Критерии проектирования заканчиваний с использованием индивидуальных скважинных фильтров и намытых гравийных фильтров. По мере того, как пласты становятся менее однородными, для выбора типа заканчивания помимо медианного размера зерен (D50), определенного с помощью гранулометрического анализа, требуется использовать дополнительные параметры. Коэффициент отсортированности (D10/D95), коэффициент однородности (D40/D90) и содержание мелкодисперсных частиц (размер менее 44 мкм) позволяют оценить качество пласта и влияние конструкций скважинных фильтров и намытых гравийных фильтров. Например, в скважинах с коэффициентом отсортированности более 10, коэффициентом однородности более 5 и содержанием мелкодисперсных частиц размером менее 44 мкм более 5% создание гравийного фильтра в открытом стволе может стать наиболее реальным вариантом. 38 Нефтегазовое Обозрение Рис. 7. Намыв гравийного фильтра солевым раствором. При намыве гравийного фильтра с использованием маловязких жидкостей, как правило, солевого раствора, гравий осаждается вокруг скважинных фильтров на нижней стороне кольцевого пространства, в то время как жидкость-носитель с гравием с низкой концентрацией гравия перемещается с турбулентным режимом течения по верхней стороне (вверху и внизу справа). Ствол скважины должен быть изолирован с помощью фильтрационной корки БЖП, чтобы сократить поглощение. При установлении циркуляции (жидкость возвращается на устье) гравий перемещается к дальнему концу горизонтального участка компоновки низа в виде альфа-волны (поз. 1–5). Если происходит обезвоживание жидкости-носителя с гравием и прекращается образование намытого фильтра на отдельных участках при одновременном большом поглощении, то гравий заполняет кольцевое пространство и образует перемычку. В результате за ней образуется участок без намытого фильтра. После того, как образовалась перемычка или по достижении гравием конца компоновки низа, намывка фильтра продолжается по направлению к началу горизонтального участка компоновки в виде бета-волны (поз. 6–10). Кривая изменения устьевого давления закачки позволяет следить за ходом работ по созданию гравийного фильтра с помощью солевого раствора (внизу слева). Близкая к нерентабельной экономика, ограничения капитальных вложений, возможное ухудшение низа компоновки ствола скважины или снижение продуктивности скважин и потеря изоляции пластов являются причинами неиспользования гравийного фильтра в открытом стволе горизонтальных скважин. Тем не менее, большинство компаний-операторов считают, что создание гравийного фильтра является более эффективной технологией для горизонтальных скважин с открытым стволом в плане снижения аварий по причине пескопроявления и сокращения связанного с этим темпа падения добычи. Скважины с высокими пластовыми давлениями и температурами могут быть исключениями по причине характеристик флюидов и ограничений на совместимость. Такие скважины с высокими пластовыми давлениями и температурами, а также выносом песка в настоящее время представляют проблемы для инженеров по заканчиванию скважин и в настоящее время стоят в центре их внимания. Весна 2002 Жидкостьноситель с гравием Обсадная колонна Бета-волна (отраженная) Начало 10 1 Скважинные фильтры Конец 9 8 2 3 Альфа-волна Промывочная НеперфориНамытый (прямая) труба рованная барьер труба гравия Стандартная кривая изменения устьевого давления закачки при намывке гравийного фильтра с помощью солевого раствора 7 4 Открытый ствол 6 5 Фильтрационная корка Скважинный Промывочная фильтр труба Стадия предварительной промывки Устьевое давление закачки, psi и однородность зерен и содержание мелкодисперсных частиц в пласте (рис. 6)12. Однородность служит показателем вариации размера зерен от большего до маленького. Отсортированность является мерой изменения размера зерен породы от крупно- до мелкозернистого. Если вероятность выноса песка невелика, то индивидуальные скважинные фильтры могут быть использованы в «чистых» (с низким содержанием мелкодисперсных частиц), однородных песчаниках с высоким коэффициентом песчанистости, равномерно отсортированных и крупнозернистых — с медианным размером зерен (D50) более 200 мкм, например, в песчаниках месторождений Северного моря13. Для слабосцементированных среднезернистых песчаников (медианный размер (D50) около 125 мкм) первичными факторами при выборе являются однородность размеров зерен и содержание мелкодисперсных частиц. Если пласты имеют плохо отсортированные зерна или содержание мелкодисперсных частиц более 5%, то компаниям-операторам следует рассматривать вариант создания гравийного фильтра для борьбы с эрозией при выносе песка и с засорением скважинного фильтра в результате миграции мелкодисперсных частиц. Слабосцементированные мелкозернистые песчаники, как во многих пластах месторож- Альфа-волна: жидкость-носитель с гравием переносится вдоль скважинных фильтров Стадия вытеснения Уплотнение фильтра в кольцевом пространстве Стадия закачки жидкостиносителя с гравием Бета-волна: намыв граЖидкость-носитель вийного фильтра от с гравием у конца конца до начала компокомпоновки низа новки низа Продолжительность обработки, мин Намыв гравийного фильтра солевым раствором или применение технологии Alternate Path. Технология создания гравийных фильтров в открытом стволе возникла после того, как компании-операторы и сервисные компании накопили опыт и стали лучше разбираться в процессе ухудшения низа компоновок ствола скважины и технологии намыва гравийных фильтров в горизонтальных скважинах. Если требуется создать гравийный фильтр, то компанииоператоры должны выбирать между двумя опробованными на промыслах технологиями, применяемыми в настоящее время для заканчивания на длинных участках открытого ствола — намыв гравийного фильтра солевым раствором или технологию Alternate Path. При намыве гравийного фильтра солевым раствором используется маловязкая жидкость-носитель (обычно солевой раствор) с низкой концентрацией гравия — 0,5–2,0 фунтов проппанта на галлон жидкости-носителя (0,06–0,20 г/см3) (рис. 7)14. Первоначально образуется набивка на нижней стороне кольцевого пространства до тех пор, пока гравий не достигнет конца низа компоновки или пока гравий не уплотнится и не образует перемычку при большом поглощении жидкости. Гравитационные силы преобладают в этой альфа-волне (прямой), поэтому гравий осаждается подобно перекатываемым ветром дюнам на берегу моря, пока не достигнет равновесной высоты. Если режим течения ниже критического для переноса частиц, то гравий переместится далее по горизонтальному участку по направлению к концу низа компоновки. 12. Tiffin DL, King GE, Larese RE and Britt LK: “New Criteria for Gravel and Screen Selection for Sand Control,” paper SPE 39437, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 18-19, 1998. Bennett et al, ссылка 10. 13. Обозначение «D» в анализе характера распределения размера зерен представляет собой величину скважности, которая задерживает определенный накопленный процент частиц. Например, D50 является величиной скважности сита в дюймах, миллиметрах или микронах (µm), больше которой 50% частиц породы или гравия-песка или синтетического проппанта будет задержано. 14. Parlar and Albino, ссылка 4. Penberthy Jr WL, Bickham KL and Nguyen HT: “Horizontal Completions—Conclusion: Gravel Packing Prevents Productivity Decline,” Oil & Gas Journal 95, no. 35 (September 1, 1997): 56-60. 39 Отводная трубка Патрубки Начало Конец 3 2 1 4 Устьевое давление закачки, psi Гравий Скважинный Открытый ствол Промывочная Неперфорированная труба фильтр труба Стандартная кривая изменения устьевого давления закачки при использовании скважинных фильтров с отводной трубкой Альфа-волна: жидкость-носитель с гравием переносится вдоль скважинных фильтров Жидкость-носитель с гравием у конца компоновки низа Стадия предварительной промывки Стадия закачки жидкости-носителя с гравием Стадия вытеснения 5 Фильтрационная корка Патрубок Отводная трубка Уплотнение фильтра в кольцевом пространстве Рост давления при попадании потока в отводную трубку Продолжительность обработки, мин 40 Формирование гравийного фильтра Скважинный Промывочная фильтр труба Рис. 8. Намыв гравийного фильтра по технологии Alternate Path. При использовании этой технологии создается полный гравийный фильтр вокруг скважинных фильтров на всем горизонтальном участке скважины. Отводные трубки крепятся снаружи скважинных фильтров и создают каналы для жидкости-носителя с гравием, позволяющие обойти перемычки из гравия и заполнить пустоты кольцевого пространства (вверху и внизу справа). Намыв гравийного фильтра с использованием отводных трубок не зависит от наличия фильтрационной корки, чтобы предотвратить поглощение жидкости. Если в кольцевом пространстве между скважинными фильтрами и открытым стволом создается преждевременный сальник из гравия (поз. 3), то жидкость-носитель с гравием попадает в отводные трубки и намыв гравийного фильтра продолжается по направлению к концу компоновки низа даже без обратного потока жидкости или циркуляции на устье (поз. 4 и 5). Как правило, расход жидкости на насосном агрегате снижается после начала перепуска потока по отводным трубкам, а давление агрегата повышается из-за малого диаметра отводных трубок (внизу слева). Нефтегазовое Обозрение 15. Pitoni E, Ballard DA and Kelly RM: “Changes in Solids Composition of Reservoir Drill in Fluids During Drilling and the Impact on Filter Cake Properties,” paper SPE 54753, presented at the SPE European Formation Damage Conference, The Hague, The Netherlands, May 31-June 1, 1999. 16. Jones LG, Yeh CS, Yates TJ, Bryant DW, Doolittle MW and Healy JC: “Alternate Path Gravel Packing,” paper SPE 22796, presented at the 66th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 6-9, 1991. 17. Технология использования отводных трубок была разработана компанией «Мобил» (теперь «ЭксонМобил») в конце 80-х – начале 90-х годов, и компания «Шлюмберже» обладает лицензией на ее использование. 18. Jones LG, Tibbles RJ, Myers L, Bryant D, Hardin J and Hurst G: “Gravel Packing Horizontal Wellbores with Leak-Off Using Shunts,” paper SPE 38640, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, October 5-8, 1997. Весна 2002 Моделирование намыва гравийного фильтра Компьютерные программы являются составной частью проектирования обработок по контролю за выносом песка и позволяют уменьшить объем ремонтных работ и сократить количество неудачных заканчиваний. Моделирование процессов создания гравийных фильтров дает возможность выполнения анализа чувствительности, используя различные параметры гравийного фильтра (рис. 9). Эти моделирующие программы помогают компаниям-операторам рассчитывать интервалы заканчивания, жидкости-носители, концентрации и размеры частиц гравия, темпы закачки, утечки жидкости на забое и выход жидкости на устье. Моделирование также используют для оптимизации компоновок промывочных труб, Влияние скин-эффекта 1,0 0,5 Skin=10 0 -0,5 -1,0 1,0 0,5 Skin=100 0 -0,5 -1,0 12392,0 12835,7 13279,4 13723,0 14166,7 Измеренная глубина, фут Влияние вязкости жидкости 1,0 0,4 cp 0,5 0 -0,5 -1,0 1,0 4 cp 0,5 0 -0,5 -1,0 12392,0 12835,7 13279,4 13723,0 14166,7 Измеренная глубина, фут Влияние концентрации гравия 1,0 1 ppa 0,5 0 -0,5 -1,0 1,0 3 ppa 0,5 0 -0,5 -1,0 12392,0 12835,7 13279,4 13723,0 14166,7 Измеренная глубина, фут Влияние темпа закачки 1,0 4 bbl/min 0,5 0 -0,5 -1,0 1,0 1 bbl/min 0,5 0 -0,5 -1,0 12392,0 12835,7 13279,4 13723,0 14166,7 Измеренная глубина, фут Нормализованный радиус Влияние проницаемости пласта 1,0 500 mD 0,5 0 -0,5 -1,0 1,0 0.5 5000 mD 0 -0,5 -1,0 12392,0 12835,7 13279,4 13723,0 14166,7 Измеренная глубина, фут Влияние отношения внешнего диаметра промывочной трубы к внутреннему диаметру скважинного фильтра 1,0 0,5 OD/ID=0,8 0 -0,5 -1,0 1,0 OD/ID=0,3 0,5 0 -0,5 -1,0 12,392.0 12,835.7 13,279.4 13,723.0 14,166.7 Измеренная глубина, фут Нормализованный радиус Нормализованный радиус участков открытых стволов путем проектирования патрубков и отводных трубок, позволяющих уменьшить скопление гравия внутри самих трубок, за счет использования жидкостей-носителей, не ухудшающих фильтрационные свойства и имеющих хорошую способность транспорта гравия, и за счет установки трубчатых кожухов с просверленными отверстиями вокруг всей компоновки для центрации скважинных фильтров и защиты отводных трубок. Гравий не так легко загнать в небольшие выходные отверстия, поэтому были разработаны угловые патрубки большого диаметра, которые выступают в поток жидкости и позволяют снизить осаждение и концентрацию гравия внутри отводных трубок. Отводные трубки с отверстиями, или патрубки, являются трубками набивки. Для очень больших интервалов по всей длине компоновок скважинных фильтров крепят транспортные отводные трубки без выходных отверстий, позволяющие ограничить обезвоживание жидкости-носителя с гравием за счет снижения утечек жидкости-носителя в кольцевое пространство и доставки жидкости-носителя с гравием к трубкам набивки с расходом 4–6 барреля/мин (0,6–0,9 м3/мин). Транспортные отводные трубки соединяются с трубками набивки через манифольд в месте соединения каждой секции скважинного фильтра. Жидкость-носитель с гравием поступает вниз по трубкам набивки или в результате транспорта к трубкам набивки и выходит через износостойкие карбидные патрубки, позволяющие создать набивку в пустотах, образовавшихся за скважинными фильтрами при расходе 0,5–2,0 баррель/мин (0,08–0,3 м3/мин). Неперфорированная труба выше скважинного фильтра также может быть снабжена транспортными трубками, чтобы имелся канал для жидкости-носителя с гравием в случае смятия ствола скважины или образования перемычки гравия в начале интервала. Нормализованный радиус Технология Alternate Path предполагает использование отводных трубок с внешней стороны скважинных фильтров, а также высоковязких жидкостей-носителей с высокой концентрацией гравия (4–8 фунтов проппанта на галлон (0,48–0,96 г/см3)) для создания полного гравийного фильтра ниже перемычек, образующихся между скважинными фильтрами и обсадной колонной или открытым стволом (рис. 8)16. В отличие от намыва гравийного фильтра солевым раствором при использовании этой технологии не требуется создание герметичной фильтрационной корки на стенке скважины. При образовании перемычки гравия давление в кольцевом пространстве повышается и жидкость-носитель с гравием поступает в отводные трубки — единственный открытый канал для потока. Отводные трубки создают каналы для жидкости-носителя с гравием, чтобы обойти участок смятого ствола, надувные пакеры или перемычки гравия в кольцевом пространстве в начале интервалов или в прилегающих зонах с большим поглощением жидкости в пласт17. Широкомасштабные испытания, моделирующие чрезмерно высокие утечки жидкости в пласт, доказали, что одиночные отводные трубки позволяют создавать гравийные фильтры в горизонтальных интервалах длиной 2000 футов даже без выхода жидкости на устье18. Инженеры адаптировали фильтры Alternate Path для больших горизонтальных 0% 0 – 20% Нормализованный радиус Обсадная Жидкость-носитель колонна с гравием набивка, которая может повлиять на успех и надежность заканчивания скважины. По этой причине для вскрытия продуктивных интервалов открытым стволом используют специально разработанные и спроектированные БЖП. БЖП должна сформировать тонкую, низкопроницаемую фильтрационную корку, которая, тем не менее, в состоянии выдержать эрозию при закачке в скважину гравия. Благодаря таким характеристикам фильтрационную корку легче удалить или, по крайней мере, она меньше снижает проницаемость пласта15. При необходимости, после намыва гравийного фильтра солевым раствором требуется очищать забой, чтобы получить герметичную фильтрационную корку при намыве гравия. В скважинах с низким коэффициентом песчанистости пласта пропластки алевролитов и глин, подверженные влиянию жидкостей заканчивания могут быть эродированы и перенесены высокоскоростным потоком в течение длительного периода, что в перспективе снижает конечную проницаемость гравийного фильтра. Использование скважинных фильтров с предварительной набивкой или высокоэффективных сетчатых фильтров для ограничения выноса песка в случае неполного формирования гравийного фильтра в некоторой степени позволяет компенсировать ограничения технологии намыва гравийного фильтра солевым раствором, но тем не менее требуется более надежный метод. Нормализованный радиус После прекращения альфа-волны вторая, или бета-волна, создает набивку в верхней части кольцевого пространства по направлению к началу горизонтального участка от его конца или от перемычки. Для бета-волны требуется достаточная скорость потока, чтобы поддерживать турбулентный режим течения и перемещать гравий вдоль верхней части кольцевого пространства. Эта волна существует до тех пор, пока пространство между набивкой и пластом не становится малым по сравнению с размером частиц гравия. Для предотвращения ухода жидкости в пласт, поддержания равновесной высоты гравия и предотвращения образования гравийной перемычки, приводящей к созданию неполного фильтра, необходимо, чтобы на стенках скважины имелась низкопроницаемая фильтрационная корка. При этом скважинный фильтр можно установить без прихвата, вызванного перепадом давления. При снижении скорости потока в кольцевом пространстве в результате поглощения на участке эрозии фильтрационной корки или при превышении давления разрыва пласта повышается высота гравийного фильтра на нижнем участке ствола скважины и возможно преждевременное образование перемычки и пустот в набивке. При намыве гравийного фильтра солевым раствором крайне важно иметь цельную фильтрационную корку, хотя при этом в кольцевом пространстве может образоваться неполная 21 – 40% 41 – 60% 61 – 80% Эффективность создания гравийного фильтра 81 – 99% 100% Рис. 9. Моделирование намыва гравийного фильтра. Риск образования перемычки гравия повышается с увеличением проницаемости пласта и длины интервала или уменьшением вязкости пластового флюида. Факторы, влияющие на процесс создания гравийного фильтра, такие как характеристики пласта, уход жидкости в пласт, компоновка скважинных фильтров, оборудование для заканчивания и параметры обработки, могут быть смоделированы с помощью компьютерного программного обеспечения. Эффективность создания фильтра уменьшается с ростом проницаемости пласта (вверху слева). Низкопроницаемая фильтрационная корка или большой скин-эффект снижает уход жидкости в пласт и повышает эффективность создания гравийного фильтра (вверху справа). Жидкость-носитель имеет тенденцию поступать во внутреннее кольцевое пространство, поскольку пространство между промывочной трубой и скважинными фильтрами увеличивается (отношение внешнего диаметра промывочной трубы к внутреннему диаметру скважинного фильтра), что приводит к сниженной эффективности создания гравийного фильтра (посредине слева). Несмотря на то, что разница может быть большой, в этом примере она незначительна. Увеличение вязкости жидкости-носителя для снижения ухода ее в пласт позволяет улучшить транспортирующие характеристики жидкости-носителя и эффективность создания фильтра (посредине справа). Преждевременное образование перемычки в кольцевом пространстве может произойти при повышении концентрации гравия (внизу слева). Эффективность создания гравийного фильтра уменьшается с уменьшением темпа закачки и повышением ухода жидкости в пласт (внизу справа). 41 Отводная трубка Патрубки Начало Конец 3 2 1 4 Устьевое давление закачки, psi Гравий Скважинный Открытый ствол Промывочная Неперфорированная труба фильтр труба Стандартная кривая изменения устьевого давления закачки при использовании скважинных фильтров с отводной трубкой Альфа-волна: жидкость-носитель с гравием переносится вдоль скважинных фильтров Жидкость-носитель с гравием у конца компоновки низа Стадия предварительной промывки Стадия закачки жидкости-носителя с гравием Стадия вытеснения 5 Фильтрационная корка Патрубок Отводная трубка Уплотнение фильтра в кольцевом пространстве Рост давления при попадании потока в отводную трубку Продолжительность обработки, мин 40 Формирование гравийного фильтра Скважинный Промывочная фильтр труба Рис. 8. Намыв гравийного фильтра по технологии Alternate Path. При использовании этой технологии создается полный гравийный фильтр вокруг скважинных фильтров на всем горизонтальном участке скважины. Отводные трубки крепятся снаружи скважинных фильтров и создают каналы для жидкости-носителя с гравием, позволяющие обойти перемычки из гравия и заполнить пустоты кольцевого пространства (вверху и внизу справа). Намыв гравийного фильтра с использованием отводных трубок не зависит от наличия фильтрационной корки, чтобы предотвратить поглощение жидкости. Если в кольцевом пространстве между скважинными фильтрами и открытым стволом создается преждевременный сальник из гравия (поз. 3), то жидкость-носитель с гравием попадает в отводные трубки и намыв гравийного фильтра продолжается по направлению к концу компоновки низа даже без обратного потока жидкости или циркуляции на устье (поз. 4 и 5). Как правило, расход жидкости на насосном агрегате снижается после начала перепуска потока по отводным трубкам, а давление агрегата повышается из-за малого диаметра отводных трубок (внизу слева). Нефтегазовое Обозрение 15. Pitoni E, Ballard DA and Kelly RM: “Changes in Solids Composition of Reservoir Drill in Fluids During Drilling and the Impact on Filter Cake Properties,” paper SPE 54753, presented at the SPE European Formation Damage Conference, The Hague, The Netherlands, May 31-June 1, 1999. 16. Jones LG, Yeh CS, Yates TJ, Bryant DW, Doolittle MW and Healy JC: “Alternate Path Gravel Packing,” paper SPE 22796, presented at the 66th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 6-9, 1991. 17. Технология использования отводных трубок была разработана компанией «Мобил» (теперь «ЭксонМобил») в конце 80-х – начале 90-х годов, и компания «Шлюмберже» обладает лицензией на ее использование. 18. Jones LG, Tibbles RJ, Myers L, Bryant D, Hardin J and Hurst G: “Gravel Packing Horizontal Wellbores with Leak-Off Using Shunts,” paper SPE 38640, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, October 5-8, 1997. Весна 2002 Моделирование намыва гравийного фильтра Компьютерные программы являются составной частью проектирования обработок по контролю за выносом песка и позволяют уменьшить объем ремонтных работ и сократить количество неудачных заканчиваний. Моделирование процессов создания гравийных фильтров дает возможность выполнения анализа чувствительности, используя различные параметры гравийного фильтра (рис. 9). Эти моделирующие программы помогают компаниям-операторам рассчитывать интервалы заканчивания, жидкости-носители, концентрации и размеры частиц гравия, темпы закачки, утечки жидкости на забое и выход жидкости на устье. Моделирование также используют для оптимизации компоновок промывочных труб, Влияние скин-эффекта 1,0 0,5 Skin=10 0 -0,5 -1,0 1,0 0,5 Skin=100 0 -0,5 -1,0 12392,0 12835,7 13279,4 13723,0 14166,7 Измеренная глубина, фут Влияние вязкости жидкости 1,0 0,4 cp 0,5 0 -0,5 -1,0 1,0 4 cp 0,5 0 -0,5 -1,0 12392,0 12835,7 13279,4 13723,0 14166,7 Измеренная глубина, фут Влияние концентрации гравия 1,0 1 ppa 0,5 0 -0,5 -1,0 1,0 3 ppa 0,5 0 -0,5 -1,0 12392,0 12835,7 13279,4 13723,0 14166,7 Измеренная глубина, фут Влияние темпа закачки 1,0 4 bbl/min 0,5 0 -0,5 -1,0 1,0 1 bbl/min 0,5 0 -0,5 -1,0 12392,0 12835,7 13279,4 13723,0 14166,7 Измеренная глубина, фут Нормализованный радиус Влияние проницаемости пласта 1,0 500 mD 0,5 0 -0,5 -1,0 1,0 0.5 5000 mD 0 -0,5 -1,0 12392,0 12835,7 13279,4 13723,0 14166,7 Измеренная глубина, фут Влияние отношения внешнего диаметра промывочной трубы к внутреннему диаметру скважинного фильтра 1,0 0,5 OD/ID=0,8 0 -0,5 -1,0 1,0 OD/ID=0,3 0,5 0 -0,5 -1,0 12,392.0 12,835.7 13,279.4 13,723.0 14,166.7 Измеренная глубина, фут Нормализованный радиус Нормализованный радиус участков открытых стволов путем проектирования патрубков и отводных трубок, позволяющих уменьшить скопление гравия внутри самих трубок, за счет использования жидкостей-носителей, не ухудшающих фильтрационные свойства и имеющих хорошую способность транспорта гравия, и за счет установки трубчатых кожухов с просверленными отверстиями вокруг всей компоновки для центрации скважинных фильтров и защиты отводных трубок. Гравий не так легко загнать в небольшие выходные отверстия, поэтому были разработаны угловые патрубки большого диаметра, которые выступают в поток жидкости и позволяют снизить осаждение и концентрацию гравия внутри отводных трубок. Отводные трубки с отверстиями, или патрубки, являются трубками набивки. Для очень больших интервалов по всей длине компоновок скважинных фильтров крепят транспортные отводные трубки без выходных отверстий, позволяющие ограничить обезвоживание жидкости-носителя с гравием за счет снижения утечек жидкости-носителя в кольцевое пространство и доставки жидкости-носителя с гравием к трубкам набивки с расходом 4–6 барреля/мин (0,6–0,9 м3/мин). Транспортные отводные трубки соединяются с трубками набивки через манифольд в месте соединения каждой секции скважинного фильтра. Жидкость-носитель с гравием поступает вниз по трубкам набивки или в результате транспорта к трубкам набивки и выходит через износостойкие карбидные патрубки, позволяющие создать набивку в пустотах, образовавшихся за скважинными фильтрами при расходе 0,5–2,0 баррель/мин (0,08–0,3 м3/мин). Неперфорированная труба выше скважинного фильтра также может быть снабжена транспортными трубками, чтобы имелся канал для жидкости-носителя с гравием в случае смятия ствола скважины или образования перемычки гравия в начале интервала. Нормализованный радиус Технология Alternate Path предполагает использование отводных трубок с внешней стороны скважинных фильтров, а также высоковязких жидкостей-носителей с высокой концентрацией гравия (4–8 фунтов проппанта на галлон (0,48–0,96 г/см3)) для создания полного гравийного фильтра ниже перемычек, образующихся между скважинными фильтрами и обсадной колонной или открытым стволом (рис. 8)16. В отличие от намыва гравийного фильтра солевым раствором при использовании этой технологии не требуется создание герметичной фильтрационной корки на стенке скважины. При образовании перемычки гравия давление в кольцевом пространстве повышается и жидкость-носитель с гравием поступает в отводные трубки — единственный открытый канал для потока. Отводные трубки создают каналы для жидкости-носителя с гравием, чтобы обойти участок смятого ствола, надувные пакеры или перемычки гравия в кольцевом пространстве в начале интервалов или в прилегающих зонах с большим поглощением жидкости в пласт17. Широкомасштабные испытания, моделирующие чрезмерно высокие утечки жидкости в пласт, доказали, что одиночные отводные трубки позволяют создавать гравийные фильтры в горизонтальных интервалах длиной 2000 футов даже без выхода жидкости на устье18. Инженеры адаптировали фильтры Alternate Path для больших горизонтальных 0% 0 – 20% Нормализованный радиус Обсадная Жидкость-носитель колонна с гравием набивка, которая может повлиять на успех и надежность заканчивания скважины. По этой причине для вскрытия продуктивных интервалов открытым стволом используют специально разработанные и спроектированные БЖП. БЖП должна сформировать тонкую, низкопроницаемую фильтрационную корку, которая, тем не менее, в состоянии выдержать эрозию при закачке в скважину гравия. Благодаря таким характеристикам фильтрационную корку легче удалить или, по крайней мере, она меньше снижает проницаемость пласта15. При необходимости, после намыва гравийного фильтра солевым раствором требуется очищать забой, чтобы получить герметичную фильтрационную корку при намыве гравия. В скважинах с низким коэффициентом песчанистости пласта пропластки алевролитов и глин, подверженные влиянию жидкостей заканчивания могут быть эродированы и перенесены высокоскоростным потоком в течение длительного периода, что в перспективе снижает конечную проницаемость гравийного фильтра. Использование скважинных фильтров с предварительной набивкой или высокоэффективных сетчатых фильтров для ограничения выноса песка в случае неполного формирования гравийного фильтра в некоторой степени позволяет компенсировать ограничения технологии намыва гравийного фильтра солевым раствором, но тем не менее требуется более надежный метод. Нормализованный радиус После прекращения альфа-волны вторая, или бета-волна, создает набивку в верхней части кольцевого пространства по направлению к началу горизонтального участка от его конца или от перемычки. Для бета-волны требуется достаточная скорость потока, чтобы поддерживать турбулентный режим течения и перемещать гравий вдоль верхней части кольцевого пространства. Эта волна существует до тех пор, пока пространство между набивкой и пластом не становится малым по сравнению с размером частиц гравия. Для предотвращения ухода жидкости в пласт, поддержания равновесной высоты гравия и предотвращения образования гравийной перемычки, приводящей к созданию неполного фильтра, необходимо, чтобы на стенках скважины имелась низкопроницаемая фильтрационная корка. При этом скважинный фильтр можно установить без прихвата, вызванного перепадом давления. При снижении скорости потока в кольцевом пространстве в результате поглощения на участке эрозии фильтрационной корки или при превышении давления разрыва пласта повышается высота гравийного фильтра на нижнем участке ствола скважины и возможно преждевременное образование перемычки и пустот в набивке. При намыве гравийного фильтра солевым раствором крайне важно иметь цельную фильтрационную корку, хотя при этом в кольцевом пространстве может образоваться неполная 21 – 40% 41 – 60% 61 – 80% Эффективность создания гравийного фильтра 81 – 99% 100% Рис. 9. Моделирование намыва гравийного фильтра. Риск образования перемычки гравия повышается с увеличением проницаемости пласта и длины интервала или уменьшением вязкости пластового флюида. Факторы, влияющие на процесс создания гравийного фильтра, такие как характеристики пласта, уход жидкости в пласт, компоновка скважинных фильтров, оборудование для заканчивания и параметры обработки, могут быть смоделированы с помощью компьютерного программного обеспечения. Эффективность создания фильтра уменьшается с ростом проницаемости пласта (вверху слева). Низкопроницаемая фильтрационная корка или большой скин-эффект снижает уход жидкости в пласт и повышает эффективность создания гравийного фильтра (вверху справа). Жидкость-носитель имеет тенденцию поступать во внутреннее кольцевое пространство, поскольку пространство между промывочной трубой и скважинными фильтрами увеличивается (отношение внешнего диаметра промывочной трубы к внутреннему диаметру скважинного фильтра), что приводит к сниженной эффективности создания гравийного фильтра (посредине слева). Несмотря на то, что разница может быть большой, в этом примере она незначительна. Увеличение вязкости жидкости-носителя для снижения ухода ее в пласт позволяет улучшить транспортирующие характеристики жидкости-носителя и эффективность создания фильтра (посредине справа). Преждевременное образование перемычки в кольцевом пространстве может произойти при повышении концентрации гравия (внизу слева). Эффективность создания гравийного фильтра уменьшается с уменьшением темпа закачки и повышением ухода жидкости в пласт (внизу справа). 41 скважинного фильтра и сервисного инструмента19. Например, программное обеспечение SandCADE имеет шесть модулей (модель намыва гравийного фильтра солевым раствором и с использованием отводных трубок, генератор режима закачки, модель ГРП с созданием фильтра, расчет перемещений колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и гидравлические расчеты для пакера, анализ крутящего момента и затяжек), которые дают необходимую информацию для проектирования, выполнения и оценки работ по намыву гравийного фильтра солевым раствором и с использованием отводных трубок. Расчеты намыва гравийного фильтра основываются на использовании псевдотрехмерной модели скважины, способной моделировать гравийные фильтры в горизонтальных или вертикальных, обсаженных или открытых стволах. Разработана модель на основе похожих концепций для моделирования создания гравийных фильтров с использованием технологии Alternate Path с отводными трубками. Обработки можно проектировать с сервисными инструментами в режиме закачки в пласт или циркуляции. Для случая циркуляции также могут быть смоделированы устьевая задвижка или штуцер, давление и скорость выхода жид- кости. Программный модуль закачки использует конкретные рабочие требования и данные, такие как темп закачки, концентрация гравия и параметры разрыва для проведения обработок по созданию гравийных фильтров, позволяя сократить число итераций, необходимых для получения удовлетворительных режимов закачки. В прошлом ГРП с созданием гравийного фильтра, которые часто не удавались из-за преждевременного выпадения гравия, проектировали только с использованием моделей ГРП, которые не учитывали наличие оборудования заканчивания в скважине — циркуляционные отверстия в пакерах для создания гравийного фильтра, неперфорированную трубу, скважинные фильтры и промывочную трубу. В настоящее время пользователи могут проектировать ГРП с выпадением гравия в конце трещины, а также ГРП с созданием гравийного фильтра, используя недавно разработанную совмещенную модель скважины и трещины20. Это модифицированная модель, основанная на псевдотрехмерной модели ГРП, рассчитывает такие параметры, как распределение гравия в трещинах, высоту трещины и двухмерную фильтрацию жидкости в качестве пограничных условий для псевдотрехмерной модели скважины. Поток жидкости-носителя с гравием моделируется совместно с наклонным стволом скважины, а также процессом осаждения гравия, образования его перемычки вокруг скважинных фильтров и течением потока через скважинные фильтры. Кроме того, модернизированная модель ГРП позволяет проектировать выпадение проппанта в конце трещины в высокопроницаемых пластах. Также можно моделировать выпадение гравия в стволе скважины путем специального снижения темпа закачки или перемещения сервисных инструментов для циркуляции в конце обработок. После получения окончательного режима закачки модуль расчета перемещений НКТ позволяет рассчитать потери давления на трение, изгиб колонны, увеличение поперечного сечения, поршневые и тепловые эффекты и позволяет пользователям проектировать герметичные компоновки в пакерах, позволяющие компенсировать возможное перемещение труб. Гидравлический расчет пакера позволяет составить регламенты для безопасного спуска пакеров для создания гравийных фильтров и избежать преждевременного разъединения. Модуль анализа крутящего момента и затяжек позволяет определить, как безопасно спустить компоновку для заканчивания до полной глубины без прихватов или повреждения элементов компоновки. Намывка гравийного фильтра солевым раствором в Китае В мае 2001 г. компания «Шлюмберже» закончила морскую скважину в заливе Бо-Хай, Китай, в которой компания-оператор пробури2863 2625 28 1,5 68 205 0,5 8 ла ствол скважины 81/2 дюйма под гравийный 2016 2000 83 2,0 88 280 0,5 7 фильтр. При бурении горизонтального участка 1647 1465 158 2,8 100 369 0,5 6 длиной 634 м (2080 футов) не наблюдалось по1151 1020 254 4,9 100 450 0,5 5 глощения жидкости. С помощью программы 733 650 390 5,8 100 570 0,5 4 SandCADE было просчитано несколько вари391 340 536 6,8 100 759 0,5 3 антов с целью оптимизации методики намыва гравийного фильтра солевым раствором Рис. 10. Расчет намыва гравийного фильтра солевым раствором. До намыва гравийного фильтра (рис. 10). Моделирование намыва гравийного солевым раствором в горизонтальном участке скважины длиной 634 м (2080 футов) в заливе Бофильтра показало, что использование НКТ Хай, Китай, было выполнено несколько вариантов расчета на модели с целью оптимизации ра31/2 дюйма позволит минимизировать оседабот. Темп закачки моделировался с приростом в 1 баррель/мин (0,16 м3/мин) в диапазоне 3 3–8 баррелей/мин (0,5–1,25 м /мин) с постоянной концентрацией гравия 0,5 фунта/галлон. При ние гравия и повысит КПД насосов. Темп закачки, баррель/ мин Концентрация гравия, фунт/галлон Общее время закачки, мин Эффективность создания гравийного фильтра, % Высота Время начала Давление барьера бета-волны, циркуляции, psi мин гравия, дюйм Устьевое давление, psi темпе закачки 7 баррелей/мин (1,1 м3/мин) и более образуются скопления гравия на стадии альфа-волны, поскольку возникает большой перепад давления между кольцевыми пространствами «открытый ствол-скважинные фильтры» и «скважинные фильтры-промывочная труба». Скопления гравия переходят в перемычку в начале горизонтального участка скважины при увеличении давления на стадии бета-волна. При темпе закачки 6 баррелей/мин имеет место некоторое формирование перемычки гравия. При темпе закачки 3 барреля/мин эффективность создания набивки составляет 100%, но высота альфа-волны составляет около 80% высоты кольцевого пространства. Закачка темпом 5 баррелей/мин (0,8 м3/мин) позволяет получить полную набивку при высоте альфа-волны в кольцевом пространстве 55%. 42 Нефтегазовое Обозрение Намыв гравийного фильтра солевым раствором Создание гравийного фильтра с использованием отводных трубок Объем гравия с 20%-ным запасом, фунт-м 102000 102000 Время спуска скважинных фильтров, ч 7 15 Время спуска и подъема промывочной трубы, ч 8 0 Время закачки гравия, ч 15 3 Общее время заканчивания, ч 29 18 Концентрация гравия, фунт на галлон 0,5 6 4857 405 Объем жидкости-носителя, баррель Были смоделированы темпы закачки 3–8 баррелей/мин (0,5–1.25 м3/мин), чтобы определить эффективность создания фильтра. При темпах закачки 7 и 8 баррелей/мин (1,1 и 1,25 м3/мин) высокое давление закачки и уход жидкости в пласт привели к образованию перемычки гравия и получению набивки с эффективностью создания 58 и 88%, соответственно. Без ухода жидкости в пласт и при полном выходе жидкости на устье темпы закачки 3–6 баррелей/мин (0,5–0,95 м3/мин) позволили получить 100%-ную эффективность создания набивки, однако, темп закачки 3 барреля/мин считался слишком низким из-за возможного выпадения гравия в низких местах по профилю горизонтального участка. Была выбрана технология намыва гравийного фильтра солевым раствором при максимальном темпе закачки 5 баррелей/мин (0,8 м3/мин) с минимальным риском образования перемычки гравия, что позволило получить полную набивку. Следующим шагом было определение допустимых потерь жидкости путем изменения скин-эффекта или проницаемости пласта вдоль участка открытого ствола с 5 мд и без ухода жидкости до 350 мд и выход жидкости с расходом около 2 баррелей/мин (0,3 м3/мин). Альфа-волна прекратила существование при расходе выхода жидкости на устье менее 2 баррелей/мин, а выход жидкости с расходом менее 3 баррелей/мин специалисты компании-оператора считали неприемлемым из-за возможных потерь жидкости в результате эрозии фильтрационной корки. Весна 2002 Рис. 11. Сравнение технологий намывки гравийного фильтра солевым раствором и создание гравийного фильтра с использованием отводных трубок. Компания «Тексако» выбрала технологию намыва гравийного фильтра Alternate Path для скважины NB4Z на месторождении Северные Бузачи, Казахстан, поскольку время заканчивания и требуемый объем жидкости-носителя были значительно меньше, чем при использовании технологии намывки гравийного фильтра солевым раствором. Для сборки и спуска скважинных фильтров с отводными трубками требуется дополнительное время, но при этом время закачки сокращается на 80%, поскольку концентрация гравия при этом намного больше. Общее время заканчивания при создании гравийного фильтра с использованием отводных трубок на 30% меньше, чем при намыве гравийного фильтра солевым раствором. Требуемый объем жидкости-носителя составляет 10–20% объема при намыве гравийного фильтра солевым раствором. В данном случае он составлял менее 10%, что важно для удаленных районов при ограниченной подаче солевого раствора. Контроль и моделирование крутящих моментов и затяжек при спуске и подъеме бурильной колонны при замене БЖП на жидкости без мехпримесей позволили компании-оператору определить коэффициенты трения в обсадной колонне и открытом стволе. Эти данные были использованы в модуле крутящих моментов и затяжек программы SandCADE для определения горизонтальных пределов для различных рабочих колонн. Этот анализ позволил спрогнозировать возможный продольный изгиб бурильной колонны 31/2 дюйма при установке скважинных фильтров. Несмотря на дополнительные меры предосторожности, возникли проблемы, связанные с продольным изгибом бурильной колонны, как и прогнозировалось, при попытке спустить скважинные фильтры на бурильной колонне 31/2 дюйма, поэтому компоновку скважинных фильтров извлекли и спустили на бурильной колонне 5 дюймов. После спуска бурильной колонны 31/2 дюйма выполнили работы по технологии намыва гравийного фильтра солевым раствором. Для того. чтобы установить наличие циркуляции профильтрованный солевой раствор качали с темпом закачки 5 барреля/мин, чтобы получить выход жидкости на устье с расходом 4,7 баррелей/мин (0,75 м3/мин) перед намывом гравия с помощью жидкости-носителя с гравием концентрацией 0,5 фунта/галлон. Закачка в течение 11 часов темпом 5 баррелей/мин позволила получить набивку с расчетной эффективностью создания 158%, исходя из объема ствола скважины с диаметром под шаблон 81/2 дюйма. Для растворения фильтрационной корки после намыва фильтра забой был очищен. Создание гравийного фильтра с использованием отводных трубок в Казахстане Модификации под конкретные задачи и тщательное проектирование позволяет расширить область применения технологии намыва гравийного фильтра Alternate Path до очень длинных горизонтальных участков открытого ствола. Эксплуатируемое компанией «Тексако» месторождение Северные Бузачи в Западном Казахстане вблизи Каспийского моря, расположено в 300 км (190 миль) к северу от ближайшего города Актау. В 1999 г. скважина NB4Z была одной из первых горизонтальных скважин, пробуренных в неглубоко залегающем несцементированном песчанике этого месторождения, которое дает относительно вязкую нефть. Гравийную набивку планировалось намыть в проектном 3000-футовом (914 м) участке открытого ствола диаметром 81/2 дюйма, для чего потребовалось бы расчетное количество 85000 фунтов (38560 кг) гравия. Поэтому специалисты компании «Тексако» рассматривали как вариант намыва гравийного фильтра солевым раствором, так и создание гравийного фильтра с использованием отводных трубок (рис. 11)21. 19. Karlstad S, Sherlock-Willis T, Rajan S, Samsonsen B and Monstad PA: “An Evaluation and Design Approach to Gravel-Pack Treatments in the Gullfaks Field,” paper SPE 48978, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 27-30, 1998. 20. Sherlock-Willis T, Romero J and Rajan S: “A Coupled Wellbore-Hydraulic Fracture Simulator for Rigorous Analysis of Frac-Pack Applications,” paper SPE 39477, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 18-19, 1998. 21. Tibbles R, Blessen E, Qian X, Steven B, Pardo C, Hurst G, Kubota R and Mysko P: “Design and Execution of a 3000-ft Horizontal Gravel-Packed Completion (A Kazakhstan Case History),” paper SPE 64410, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Brisbane, Queensland, Australia, October 16-18, 2000. 43 скважинного фильтра и сервисного инструмента19. Например, программное обеспечение SandCADE имеет шесть модулей (модель намыва гравийного фильтра солевым раствором и с использованием отводных трубок, генератор режима закачки, модель ГРП с созданием фильтра, расчет перемещений колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и гидравлические расчеты для пакера, анализ крутящего момента и затяжек), которые дают необходимую информацию для проектирования, выполнения и оценки работ по намыву гравийного фильтра солевым раствором и с использованием отводных трубок. Расчеты намыва гравийного фильтра основываются на использовании псевдотрехмерной модели скважины, способной моделировать гравийные фильтры в горизонтальных или вертикальных, обсаженных или открытых стволах. Разработана модель на основе похожих концепций для моделирования создания гравийных фильтров с использованием технологии Alternate Path с отводными трубками. Обработки можно проектировать с сервисными инструментами в режиме закачки в пласт или циркуляции. Для случая циркуляции также могут быть смоделированы устьевая задвижка или штуцер, давление и скорость выхода жид- кости. Программный модуль закачки использует конкретные рабочие требования и данные, такие как темп закачки, концентрация гравия и параметры разрыва для проведения обработок по созданию гравийных фильтров, позволяя сократить число итераций, необходимых для получения удовлетворительных режимов закачки. В прошлом ГРП с созданием гравийного фильтра, которые часто не удавались из-за преждевременного выпадения гравия, проектировали только с использованием моделей ГРП, которые не учитывали наличие оборудования заканчивания в скважине — циркуляционные отверстия в пакерах для создания гравийного фильтра, неперфорированную трубу, скважинные фильтры и промывочную трубу. В настоящее время пользователи могут проектировать ГРП с выпадением гравия в конце трещины, а также ГРП с созданием гравийного фильтра, используя недавно разработанную совмещенную модель скважины и трещины20. Это модифицированная модель, основанная на псевдотрехмерной модели ГРП, рассчитывает такие параметры, как распределение гравия в трещинах, высоту трещины и двухмерную фильтрацию жидкости в качестве пограничных условий для псевдотрехмерной модели скважины. Поток жидкости-носителя с гравием моделируется совместно с наклонным стволом скважины, а также процессом осаждения гравия, образования его перемычки вокруг скважинных фильтров и течением потока через скважинные фильтры. Кроме того, модернизированная модель ГРП позволяет проектировать выпадение проппанта в конце трещины в высокопроницаемых пластах. Также можно моделировать выпадение гравия в стволе скважины путем специального снижения темпа закачки или перемещения сервисных инструментов для циркуляции в конце обработок. После получения окончательного режима закачки модуль расчета перемещений НКТ позволяет рассчитать потери давления на трение, изгиб колонны, увеличение поперечного сечения, поршневые и тепловые эффекты и позволяет пользователям проектировать герметичные компоновки в пакерах, позволяющие компенсировать возможное перемещение труб. Гидравлический расчет пакера позволяет составить регламенты для безопасного спуска пакеров для создания гравийных фильтров и избежать преждевременного разъединения. Модуль анализа крутящего момента и затяжек позволяет определить, как безопасно спустить компоновку для заканчивания до полной глубины без прихватов или повреждения элементов компоновки. Намывка гравийного фильтра солевым раствором в Китае В мае 2001 г. компания «Шлюмберже» закончила морскую скважину в заливе Бо-Хай, Китай, в которой компания-оператор пробури2863 2625 28 1,5 68 205 0,5 8 ла ствол скважины 81/2 дюйма под гравийный 2016 2000 83 2,0 88 280 0,5 7 фильтр. При бурении горизонтального участка 1647 1465 158 2,8 100 369 0,5 6 длиной 634 м (2080 футов) не наблюдалось по1151 1020 254 4,9 100 450 0,5 5 глощения жидкости. С помощью программы 733 650 390 5,8 100 570 0,5 4 SandCADE было просчитано несколько вари391 340 536 6,8 100 759 0,5 3 антов с целью оптимизации методики намыва гравийного фильтра солевым раствором Рис. 10. Расчет намыва гравийного фильтра солевым раствором. До намыва гравийного фильтра (рис. 10). Моделирование намыва гравийного солевым раствором в горизонтальном участке скважины длиной 634 м (2080 футов) в заливе Бофильтра показало, что использование НКТ Хай, Китай, было выполнено несколько вариантов расчета на модели с целью оптимизации ра31/2 дюйма позволит минимизировать оседабот. Темп закачки моделировался с приростом в 1 баррель/мин (0,16 м3/мин) в диапазоне 3 3–8 баррелей/мин (0,5–1,25 м /мин) с постоянной концентрацией гравия 0,5 фунта/галлон. При ние гравия и повысит КПД насосов. Темп закачки, баррель/ мин Концентрация гравия, фунт/галлон Общее время закачки, мин Эффективность создания гравийного фильтра, % Высота Время начала Давление барьера бета-волны, циркуляции, psi мин гравия, дюйм Устьевое давление, psi темпе закачки 7 баррелей/мин (1,1 м3/мин) и более образуются скопления гравия на стадии альфа-волны, поскольку возникает большой перепад давления между кольцевыми пространствами «открытый ствол-скважинные фильтры» и «скважинные фильтры-промывочная труба». Скопления гравия переходят в перемычку в начале горизонтального участка скважины при увеличении давления на стадии бета-волна. При темпе закачки 6 баррелей/мин имеет место некоторое формирование перемычки гравия. При темпе закачки 3 барреля/мин эффективность создания набивки составляет 100%, но высота альфа-волны составляет около 80% высоты кольцевого пространства. Закачка темпом 5 баррелей/мин (0,8 м3/мин) позволяет получить полную набивку при высоте альфа-волны в кольцевом пространстве 55%. 42 Нефтегазовое Обозрение Намыв гравийного фильтра солевым раствором Создание гравийного фильтра с использованием отводных трубок Объем гравия с 20%-ным запасом, фунт-м 102000 102000 Время спуска скважинных фильтров, ч 7 15 Время спуска и подъема промывочной трубы, ч 8 0 Время закачки гравия, ч 15 3 Общее время заканчивания, ч 29 18 Концентрация гравия, фунт на галлон 0,5 6 4857 405 Объем жидкости-носителя, баррель Были смоделированы темпы закачки 3–8 баррелей/мин (0,5–1.25 м3/мин), чтобы определить эффективность создания фильтра. При темпах закачки 7 и 8 баррелей/мин (1,1 и 1,25 м3/мин) высокое давление закачки и уход жидкости в пласт привели к образованию перемычки гравия и получению набивки с эффективностью создания 58 и 88%, соответственно. Без ухода жидкости в пласт и при полном выходе жидкости на устье темпы закачки 3–6 баррелей/мин (0,5–0,95 м3/мин) позволили получить 100%-ную эффективность создания набивки, однако, темп закачки 3 барреля/мин считался слишком низким из-за возможного выпадения гравия в низких местах по профилю горизонтального участка. Была выбрана технология намыва гравийного фильтра солевым раствором при максимальном темпе закачки 5 баррелей/мин (0,8 м3/мин) с минимальным риском образования перемычки гравия, что позволило получить полную набивку. Следующим шагом было определение допустимых потерь жидкости путем изменения скин-эффекта или проницаемости пласта вдоль участка открытого ствола с 5 мд и без ухода жидкости до 350 мд и выход жидкости с расходом около 2 баррелей/мин (0,3 м3/мин). Альфа-волна прекратила существование при расходе выхода жидкости на устье менее 2 баррелей/мин, а выход жидкости с расходом менее 3 баррелей/мин специалисты компании-оператора считали неприемлемым из-за возможных потерь жидкости в результате эрозии фильтрационной корки. Весна 2002 Рис. 11. Сравнение технологий намывки гравийного фильтра солевым раствором и создание гравийного фильтра с использованием отводных трубок. Компания «Тексако» выбрала технологию намыва гравийного фильтра Alternate Path для скважины NB4Z на месторождении Северные Бузачи, Казахстан, поскольку время заканчивания и требуемый объем жидкости-носителя были значительно меньше, чем при использовании технологии намывки гравийного фильтра солевым раствором. Для сборки и спуска скважинных фильтров с отводными трубками требуется дополнительное время, но при этом время закачки сокращается на 80%, поскольку концентрация гравия при этом намного больше. Общее время заканчивания при создании гравийного фильтра с использованием отводных трубок на 30% меньше, чем при намыве гравийного фильтра солевым раствором. Требуемый объем жидкости-носителя составляет 10–20% объема при намыве гравийного фильтра солевым раствором. В данном случае он составлял менее 10%, что важно для удаленных районов при ограниченной подаче солевого раствора. Контроль и моделирование крутящих моментов и затяжек при спуске и подъеме бурильной колонны при замене БЖП на жидкости без мехпримесей позволили компании-оператору определить коэффициенты трения в обсадной колонне и открытом стволе. Эти данные были использованы в модуле крутящих моментов и затяжек программы SandCADE для определения горизонтальных пределов для различных рабочих колонн. Этот анализ позволил спрогнозировать возможный продольный изгиб бурильной колонны 31/2 дюйма при установке скважинных фильтров. Несмотря на дополнительные меры предосторожности, возникли проблемы, связанные с продольным изгибом бурильной колонны, как и прогнозировалось, при попытке спустить скважинные фильтры на бурильной колонне 31/2 дюйма, поэтому компоновку скважинных фильтров извлекли и спустили на бурильной колонне 5 дюймов. После спуска бурильной колонны 31/2 дюйма выполнили работы по технологии намыва гравийного фильтра солевым раствором. Для того. чтобы установить наличие циркуляции профильтрованный солевой раствор качали с темпом закачки 5 барреля/мин, чтобы получить выход жидкости на устье с расходом 4,7 баррелей/мин (0,75 м3/мин) перед намывом гравия с помощью жидкости-носителя с гравием концентрацией 0,5 фунта/галлон. Закачка в течение 11 часов темпом 5 баррелей/мин позволила получить набивку с расчетной эффективностью создания 158%, исходя из объема ствола скважины с диаметром под шаблон 81/2 дюйма. Для растворения фильтрационной корки после намыва фильтра забой был очищен. Создание гравийного фильтра с использованием отводных трубок в Казахстане Модификации под конкретные задачи и тщательное проектирование позволяет расширить область применения технологии намыва гравийного фильтра Alternate Path до очень длинных горизонтальных участков открытого ствола. Эксплуатируемое компанией «Тексако» месторождение Северные Бузачи в Западном Казахстане вблизи Каспийского моря, расположено в 300 км (190 миль) к северу от ближайшего города Актау. В 1999 г. скважина NB4Z была одной из первых горизонтальных скважин, пробуренных в неглубоко залегающем несцементированном песчанике этого месторождения, которое дает относительно вязкую нефть. Гравийную набивку планировалось намыть в проектном 3000-футовом (914 м) участке открытого ствола диаметром 81/2 дюйма, для чего потребовалось бы расчетное количество 85000 фунтов (38560 кг) гравия. Поэтому специалисты компании «Тексако» рассматривали как вариант намыва гравийного фильтра солевым раствором, так и создание гравийного фильтра с использованием отводных трубок (рис. 11)21. 19. Karlstad S, Sherlock-Willis T, Rajan S, Samsonsen B and Monstad PA: “An Evaluation and Design Approach to Gravel-Pack Treatments in the Gullfaks Field,” paper SPE 48978, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 27-30, 1998. 20. Sherlock-Willis T, Romero J and Rajan S: “A Coupled Wellbore-Hydraulic Fracture Simulator for Rigorous Analysis of Frac-Pack Applications,” paper SPE 39477, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 18-19, 1998. 21. Tibbles R, Blessen E, Qian X, Steven B, Pardo C, Hurst G, Kubota R and Mysko P: “Design and Execution of a 3000-ft Horizontal Gravel-Packed Completion (A Kazakhstan Case History),” paper SPE 64410, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Brisbane, Queensland, Australia, October 16-18, 2000. 43 бок22. Успех прежде всего связан с содержанием глин и реактивностью глин с буровыми жидкостями и жидкостями заканчивания, длиной участка ствола в продуктивном пласте и проницаемостью пласта. При использовании технологии намыва с применением скважинных фильтров Alternate Path фильтрационную корку можно удалять при намыве гравийного фильтра, поскольку не требуется герметичный ствол скважины. Удаление фильтрационной корки Засорение гравийного фильтра в процессе добычи в основном зависит от удаления фильтрационной корки БЖП. Решение об удалении фильтрационной корки принимается в зависимости от типа скважинных фильтров, размера КАЗАХСТАН Месторождение Северные Бузачи Актау ийс ко мо УЗБЕКИСТАН е 44 лей/сут (200 м3/сут) нефти, что было втрое больше дебита другой горизонтальной скважины месторождения, законченной с перфорированным хвостовиком в горизонтальном участке. Выбор между технологиями намыва гравийного фильтра солевым раствором и создания гравийного фильтра с использованием отводных трубок требует от компании-оператора оценить организационные работы, риски и затраты по каждой технологии. Обе технологии успешно используют при создании гравийного фильтра в скважинах с большими горизонтальными участками открытого ствола. Коэффициент успеха создания полного фильтра на больших участках открытого ствола составляет около 70% при намыве солевым раствором и более 95% при использовании отводных тру- К асп ре АЗЕРБАЙД- Баку ЖАН ТУРКМЕНИСТАН Пакер для намывки гравийного фильтра Quantum Скважинные фильтры AllPAC Продуктивный нефтяной пласт Транспортная труба Патрубки Скважинные Защитный фильтры кожух 93 Горизонтальный участок скважины NB4Z был намного длиннее предыдущих заканчиваний на 1100-футовом (335-метровом) участке с созданием гравийного фильтра с использованием отводных трубок, поэтому конструкции скважинных фильтров и режимы закачки были оптимизированы с целью повышения эффективности, сокращения времени установки и достижения больших темпов закачки. Конструкция AllPAC состояла из двух больших транспортных труб, которые разветвлялись на каждую секцию скважинного фильтра, чтобы войти в две трубы набивки (рис. 12). За счет использования такой компоновки удалось на 50% снизить количество соединений отводных трубок и снизить возможное поглощение и обезвоживание жидкости-носителя с гравием вдоль скважинных фильтров. Гравий закачивали при наличии режима циркуляции — при открытом кольцевом пространстве — и без промывочной трубы внутри скважинных фильтров. Когда гравий поступил к верхнему фильтру, произошло мгновенное обезвоживание жидкости-носителя с гравием, поскольку она прошла через скважинный фильтр, и вверху горизонтального участка образовалась кольцевая перемычка. Жидкость-носитель с гравием пошла по отводным трубкам, и намывка гравийного фильтра продолжалась. Темп закачки составлял 4 барреля/мин до тех пор, пока влажный гравий не стал причиной проблем при смешивании, и темп закачки пришлось снизить до уровня, приемлемого для работы смесителя. В ходе работ устьевое давление закачки повышалось и было достаточно большим, превышая напряжение разрыва пласта в скважине. Тем не менее, разрыв пласта не произошел из-за потерь давления на трение в отводных трубках. Технология создания гравийного фильтра с использованием отводных трубок была ключевым моментом успешного создания гравийного фильтра в открытом стволе на очень большом горизонтальном участке в отдаленном регионе. Намыв гравийного фильтра без обурочной трубы позволил сократить время работы буровой, а специальное резьбовое соединение обеспечило необходимую соосность отводных трубок. Из 100 секций скважинных фильтров, 97 были точно выровнены с первого раза. Наращивание фильтра и скорость спуска составляли около 6 секций в час. Полный гравийный фильтр удалось получить за счет намывки на 33% гравия больше, чем теоретический объем кольцевого пространства. Первоначальный дебит составил всего 34 барреля/сут (5 м3/сут) воды и 1257 барре- Трубка набивки Рис. 12. Конструкции для создания гравийного фильтра по технологии Alternate Path в скважине месторождения Северные Бузачи, Казахстан (верхняя вставка). Скважинные фильтры AllPAC для скважины NB4Z компании «Тексако» состояли из двух больших транспортных труб, которые разветвлялись на каждую секцию скважинного фильтра, чтобы войти в две трубы набивки (нижняя вставка). За счет использования такой компоновки удалось на 50% снизить количество соединений отводных трубок и снизить возможное поглощение и обезвоживание жидкости-носителя с гравием вдоль 3000-футового участка открытого ствола. Нефтегазовое Обозрение фракции гравия (использование индивидуальных скважинных фильтров или намыв гравийного фильтра) и конструкции скважины (добывающая или нагнетательная скважина). Если требуется очистка забоя, то инженеры должны решить, какие компоненты фильтрационной корки следует удалять. Технологии удаления фильтрационной корки варьируют от открытия скважины и добычи без очистки забоя до агрессивных технологий замещения и многоэтапных обработок химреагентами с использованием колонны гибких НКТ23. Фильтрационная корка, образованная БЖП, состоит из полимера, раскрепляющих и утяжеляющих добавок, добавок для борьбы с поглощениями и мехпримесей бурового раствора. Для удаления добавок для борьбы с поглощениями (обычно крахмал или иные полимеры) используют кислоты, альфа-амилазные энзимы и окислители. Раскрепляющие добавки, как правило, гранулированный карбонат кальция или хлорид натрия, растворяют, соответственно, с помощью кислот и ненасыщенных солевых растворов. При отсутствии выбуренных мехпримесей лабораторные эксперименты показывают, что влияние фильтрационной корки на продуктивность гравийного фильтра часто незначительна. Фильтрационную корку удаляют путем образования пор или сдирания при полном открытии скважины, если ствол скважины относительно устойчив. Полное разрушение полимера не требуется. Некоторое снижение прочности геля обычно достаточно для того, чтобы вызвать приток при низких перепадах давления. Однако, открытие скважины может представлять проблему, особенно при использовании гравия мелких фракции, скважинных фильтров с предварительной набивкой или высокоэффективных сетчатых фильтров и низких депрессиях. Для удаления фильтрационной корки, содержащей выбуренные мехпримеси могут потребоваться большие депрессии — более 200 psi (1,38 МПа) для вызова притока, когда фильтрационная корка расположена между гравием и пластом. Кроме того, остаточная проницаемость после открытия скважины может оказаться крайне низкой — менее 1% первоначальной проницаемости пласта24. Результаты испытаний и промысловые данные подтверждают, что в большинстве горизонтальных скважин с гравийным фильтром в открытом стволе требуется в той или иной мере очищать забой25. Открытие скважины без химического удаления корки эффективно в некоторых скважинах с большими горизонтальными участками Весна 2002 До удаления корки После солянокислотной ванны После ванны комплексообразующего вещества 0,8 дюйма 2 см Рис. 13. Удаление фильтрационной корки. С помощью небольших лабораторных исследований удалось определить свойства фильтрационной корки, которая сформировалась при воздействии на керны буровым раствором с CaCO3, крахмалом и полимером до ее удаления (слева) и после ванны в соляной кислоте (HCl) или растворе комплексообразующего вещества (КОВ) при температуре 180°F (82°C). Установлено, что после солянокислотной ванны (посредине) имелся один преобладающий проводящий канал, а КОВ позволило равномерно удалить фильтрационную корку (справа). открытого ствола, но для этого требуется получение большего объема данных эксплуатационного каротажа, чтобы количественно определить долгосрочное влияние на разработку месторождения. Преждевременный прорыв воды или газа или образование конусов воды на участках образования пор в корке или ее отслоения может сделать скважины нерентабельными до выработки всех извлекаемых запасов. Неравномерное удаление корки связано с такими же рисками. Энзимы и окислители, действующие только на крахмал и полимеры, или кислоты, растворяющие раскрепляющие агенты CaCO3, разрушающие полимерные гели, позволяют удалить компоненты фильтрационной корки. Поскольку размер фракций крахмала в составах БЖП намного больше, чем у полимеров, то простое удаление крахмала с фильтрационной корки позволяет существенно снизить давление начала притока и нарушение проницаемости. Энзимы и окислители можно использовать на поздней стадии обработки при вытеснении жидкости-носителя с гравием для удаления крахмала и полимеров, но при этом оставить раскрепляющие добавки. Обычные обработки забоя с целью удаления фильтрационной корки в скважинах с намытым гравийным фильтром, как правило, включают одноэтапные операции с окислителем, энзимом и кислотную обработку или двухэтапную операцию по установке ванны энзима или окислителя с последующим использованием кислоты. До недавнего времени эти обработки выполняли после создания гравийного фильтра с помощью колонны гибких НКТ после спуска колонны НКТ и для этого требовался второй спуско-подъем. Технология MudSOLV использует новые составы для удаления фильтрационной корки, которые объединяют комплексообразующие вещества (КОВ) с энзимом для одновременного, но медленного удаления крахмала и CaCO3, последнее — с целью более равномерной очистки ствола скважины в ходе или после намыва гравийного фильтра (рис. 13)26. 22. Bennett et al, ссылка 10. 23. Smejkal KD and Penberthy WL Jr: “Horizontal Completions—1 Proper Drilling, Displacing Critical for Open Hole Completions,” Oil & Gas Journal 95, no. 29 (July 21, 1997): 71-78. Foxenberg WE and Lockett CD: “Displacement Technology to Ensure a Clean Well Bore,” Petroleum Engineer International 71, no. 10 (October 1998): 23-28. Price-Smith C, Bennett C, Ali SA, Hodge RM, Burton RC and Parlar M: “Open Hole Horizontal Well Cleanup in Sand Control Completions: State of the Art in Field Practice and Laboratory Development,” paper SPE 50673, presented at the SPE European Petroleum Conference, The Hague, The Netherlands, October 20-22, 1998. 24. Hodge RM, Augustine BG, Burton RC, Sanders WW and Atkinson DJ: “Evaluation and Selection of Drill-In Fluid Candidates to Minimize Formation Damage,” SPE Drilling and Completion 12, no. 3 (September 1997): 174-179. Burton RC and Hodge RM: “The Impact of Formation Damage and Completion Impairment on Horizontal Well Productivity,” paper SPE 49097, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 27-30, 1998. Price-Smith et al, ссылка 23. 25. Brady ME, Bradbury AJ, Sehgal G, Brand F, Ali SA, Bennett CL, Gilchrist JM, Troncoso J, Price-Smith C, Foxenberg WE and Parlar M: “Filtercake Cleanup in Open-Hole Gravel-Packed Completions: A Necessity or a Myth?” paper SPE 63232, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 1-4, 2000. 26. Parlar M, Tibbles RJ, Chang FF, Fu D, Morris L, Davison M, Vinod PS and Wierenga A: “Laboratory Development of a Novel, Simultaneous Cake-Cleanup and GravelPacking System for Long, Highly-Deviated or Horizontal Open-Hole Completions,” paper SPE 50651, presented at the SPE European Petroleum Conference, The Hague, The Netherlands, October 20-22, 1998. Brady ME, Ali SA, Price-Smith C, Sehgal G, Hill D and Parlar M: “Near Wellbore Cleanup in Openhole Horizontal Sand Control Completions: Laboratory Experiments,” paper SPE 58785, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage, Lafayette, Louisiana, USA, February 23-24, 2000. Stanley FO, Rae P and Troncoso JC: “Single-Step Enzyme Treatment Enhances Production Capacity on Horizontal Wells,” paper SPE/IADC 52818, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, March 9-11, 1999. 45 бок22. Успех прежде всего связан с содержанием глин и реактивностью глин с буровыми жидкостями и жидкостями заканчивания, длиной участка ствола в продуктивном пласте и проницаемостью пласта. При использовании технологии намыва с применением скважинных фильтров Alternate Path фильтрационную корку можно удалять при намыве гравийного фильтра, поскольку не требуется герметичный ствол скважины. Удаление фильтрационной корки Засорение гравийного фильтра в процессе добычи в основном зависит от удаления фильтрационной корки БЖП. Решение об удалении фильтрационной корки принимается в зависимости от типа скважинных фильтров, размера КАЗАХСТАН Месторождение Северные Бузачи Актау ийс ко мо УЗБЕКИСТАН е 44 лей/сут (200 м3/сут) нефти, что было втрое больше дебита другой горизонтальной скважины месторождения, законченной с перфорированным хвостовиком в горизонтальном участке. Выбор между технологиями намыва гравийного фильтра солевым раствором и создания гравийного фильтра с использованием отводных трубок требует от компании-оператора оценить организационные работы, риски и затраты по каждой технологии. Обе технологии успешно используют при создании гравийного фильтра в скважинах с большими горизонтальными участками открытого ствола. Коэффициент успеха создания полного фильтра на больших участках открытого ствола составляет около 70% при намыве солевым раствором и более 95% при использовании отводных тру- К асп ре АЗЕРБАЙД- Баку ЖАН ТУРКМЕНИСТАН Пакер для намывки гравийного фильтра Quantum Скважинные фильтры AllPAC Продуктивный нефтяной пласт Транспортная труба Патрубки Скважинные Защитный фильтры кожух 93 Горизонтальный участок скважины NB4Z был намного длиннее предыдущих заканчиваний на 1100-футовом (335-метровом) участке с созданием гравийного фильтра с использованием отводных трубок, поэтому конструкции скважинных фильтров и режимы закачки были оптимизированы с целью повышения эффективности, сокращения времени установки и достижения больших темпов закачки. Конструкция AllPAC состояла из двух больших транспортных труб, которые разветвлялись на каждую секцию скважинного фильтра, чтобы войти в две трубы набивки (рис. 12). За счет использования такой компоновки удалось на 50% снизить количество соединений отводных трубок и снизить возможное поглощение и обезвоживание жидкости-носителя с гравием вдоль скважинных фильтров. Гравий закачивали при наличии режима циркуляции — при открытом кольцевом пространстве — и без промывочной трубы внутри скважинных фильтров. Когда гравий поступил к верхнему фильтру, произошло мгновенное обезвоживание жидкости-носителя с гравием, поскольку она прошла через скважинный фильтр, и вверху горизонтального участка образовалась кольцевая перемычка. Жидкость-носитель с гравием пошла по отводным трубкам, и намывка гравийного фильтра продолжалась. Темп закачки составлял 4 барреля/мин до тех пор, пока влажный гравий не стал причиной проблем при смешивании, и темп закачки пришлось снизить до уровня, приемлемого для работы смесителя. В ходе работ устьевое давление закачки повышалось и было достаточно большим, превышая напряжение разрыва пласта в скважине. Тем не менее, разрыв пласта не произошел из-за потерь давления на трение в отводных трубках. Технология создания гравийного фильтра с использованием отводных трубок была ключевым моментом успешного создания гравийного фильтра в открытом стволе на очень большом горизонтальном участке в отдаленном регионе. Намыв гравийного фильтра без обурочной трубы позволил сократить время работы буровой, а специальное резьбовое соединение обеспечило необходимую соосность отводных трубок. Из 100 секций скважинных фильтров, 97 были точно выровнены с первого раза. Наращивание фильтра и скорость спуска составляли около 6 секций в час. Полный гравийный фильтр удалось получить за счет намывки на 33% гравия больше, чем теоретический объем кольцевого пространства. Первоначальный дебит составил всего 34 барреля/сут (5 м3/сут) воды и 1257 барре- Трубка набивки Рис. 12. Конструкции для создания гравийного фильтра по технологии Alternate Path в скважине месторождения Северные Бузачи, Казахстан (верхняя вставка). Скважинные фильтры AllPAC для скважины NB4Z компании «Тексако» состояли из двух больших транспортных труб, которые разветвлялись на каждую секцию скважинного фильтра, чтобы войти в две трубы набивки (нижняя вставка). За счет использования такой компоновки удалось на 50% снизить количество соединений отводных трубок и снизить возможное поглощение и обезвоживание жидкости-носителя с гравием вдоль 3000-футового участка открытого ствола. Нефтегазовое Обозрение фракции гравия (использование индивидуальных скважинных фильтров или намыв гравийного фильтра) и конструкции скважины (добывающая или нагнетательная скважина). Если требуется очистка забоя, то инженеры должны решить, какие компоненты фильтрационной корки следует удалять. Технологии удаления фильтрационной корки варьируют от открытия скважины и добычи без очистки забоя до агрессивных технологий замещения и многоэтапных обработок химреагентами с использованием колонны гибких НКТ23. Фильтрационная корка, образованная БЖП, состоит из полимера, раскрепляющих и утяжеляющих добавок, добавок для борьбы с поглощениями и мехпримесей бурового раствора. Для удаления добавок для борьбы с поглощениями (обычно крахмал или иные полимеры) используют кислоты, альфа-амилазные энзимы и окислители. Раскрепляющие добавки, как правило, гранулированный карбонат кальция или хлорид натрия, растворяют, соответственно, с помощью кислот и ненасыщенных солевых растворов. При отсутствии выбуренных мехпримесей лабораторные эксперименты показывают, что влияние фильтрационной корки на продуктивность гравийного фильтра часто незначительна. Фильтрационную корку удаляют путем образования пор или сдирания при полном открытии скважины, если ствол скважины относительно устойчив. Полное разрушение полимера не требуется. Некоторое снижение прочности геля обычно достаточно для того, чтобы вызвать приток при низких перепадах давления. Однако, открытие скважины может представлять проблему, особенно при использовании гравия мелких фракции, скважинных фильтров с предварительной набивкой или высокоэффективных сетчатых фильтров и низких депрессиях. Для удаления фильтрационной корки, содержащей выбуренные мехпримеси могут потребоваться большие депрессии — более 200 psi (1,38 МПа) для вызова притока, когда фильтрационная корка расположена между гравием и пластом. Кроме того, остаточная проницаемость после открытия скважины может оказаться крайне низкой — менее 1% первоначальной проницаемости пласта24. Результаты испытаний и промысловые данные подтверждают, что в большинстве горизонтальных скважин с гравийным фильтром в открытом стволе требуется в той или иной мере очищать забой25. Открытие скважины без химического удаления корки эффективно в некоторых скважинах с большими горизонтальными участками Весна 2002 До удаления корки После солянокислотной ванны После ванны комплексообразующего вещества 0,8 дюйма 2 см Рис. 13. Удаление фильтрационной корки. С помощью небольших лабораторных исследований удалось определить свойства фильтрационной корки, которая сформировалась при воздействии на керны буровым раствором с CaCO3, крахмалом и полимером до ее удаления (слева) и после ванны в соляной кислоте (HCl) или растворе комплексообразующего вещества (КОВ) при температуре 180°F (82°C). Установлено, что после солянокислотной ванны (посредине) имелся один преобладающий проводящий канал, а КОВ позволило равномерно удалить фильтрационную корку (справа). открытого ствола, но для этого требуется получение большего объема данных эксплуатационного каротажа, чтобы количественно определить долгосрочное влияние на разработку месторождения. Преждевременный прорыв воды или газа или образование конусов воды на участках образования пор в корке или ее отслоения может сделать скважины нерентабельными до выработки всех извлекаемых запасов. Неравномерное удаление корки связано с такими же рисками. Энзимы и окислители, действующие только на крахмал и полимеры, или кислоты, растворяющие раскрепляющие агенты CaCO3, разрушающие полимерные гели, позволяют удалить компоненты фильтрационной корки. Поскольку размер фракций крахмала в составах БЖП намного больше, чем у полимеров, то простое удаление крахмала с фильтрационной корки позволяет существенно снизить давление начала притока и нарушение проницаемости. Энзимы и окислители можно использовать на поздней стадии обработки при вытеснении жидкости-носителя с гравием для удаления крахмала и полимеров, но при этом оставить раскрепляющие добавки. Обычные обработки забоя с целью удаления фильтрационной корки в скважинах с намытым гравийным фильтром, как правило, включают одноэтапные операции с окислителем, энзимом и кислотную обработку или двухэтапную операцию по установке ванны энзима или окислителя с последующим использованием кислоты. До недавнего времени эти обработки выполняли после создания гравийного фильтра с помощью колонны гибких НКТ после спуска колонны НКТ и для этого требовался второй спуско-подъем. Технология MudSOLV использует новые составы для удаления фильтрационной корки, которые объединяют комплексообразующие вещества (КОВ) с энзимом для одновременного, но медленного удаления крахмала и CaCO3, последнее — с целью более равномерной очистки ствола скважины в ходе или после намыва гравийного фильтра (рис. 13)26. 22. Bennett et al, ссылка 10. 23. Smejkal KD and Penberthy WL Jr: “Horizontal Completions—1 Proper Drilling, Displacing Critical for Open Hole Completions,” Oil & Gas Journal 95, no. 29 (July 21, 1997): 71-78. Foxenberg WE and Lockett CD: “Displacement Technology to Ensure a Clean Well Bore,” Petroleum Engineer International 71, no. 10 (October 1998): 23-28. Price-Smith C, Bennett C, Ali SA, Hodge RM, Burton RC and Parlar M: “Open Hole Horizontal Well Cleanup in Sand Control Completions: State of the Art in Field Practice and Laboratory Development,” paper SPE 50673, presented at the SPE European Petroleum Conference, The Hague, The Netherlands, October 20-22, 1998. 24. Hodge RM, Augustine BG, Burton RC, Sanders WW and Atkinson DJ: “Evaluation and Selection of Drill-In Fluid Candidates to Minimize Formation Damage,” SPE Drilling and Completion 12, no. 3 (September 1997): 174-179. Burton RC and Hodge RM: “The Impact of Formation Damage and Completion Impairment on Horizontal Well Productivity,” paper SPE 49097, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 27-30, 1998. Price-Smith et al, ссылка 23. 25. Brady ME, Bradbury AJ, Sehgal G, Brand F, Ali SA, Bennett CL, Gilchrist JM, Troncoso J, Price-Smith C, Foxenberg WE and Parlar M: “Filtercake Cleanup in Open-Hole Gravel-Packed Completions: A Necessity or a Myth?” paper SPE 63232, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 1-4, 2000. 26. Parlar M, Tibbles RJ, Chang FF, Fu D, Morris L, Davison M, Vinod PS and Wierenga A: “Laboratory Development of a Novel, Simultaneous Cake-Cleanup and GravelPacking System for Long, Highly-Deviated or Horizontal Open-Hole Completions,” paper SPE 50651, presented at the SPE European Petroleum Conference, The Hague, The Netherlands, October 20-22, 1998. Brady ME, Ali SA, Price-Smith C, Sehgal G, Hill D and Parlar M: “Near Wellbore Cleanup in Openhole Horizontal Sand Control Completions: Laboratory Experiments,” paper SPE 58785, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage, Lafayette, Louisiana, USA, February 23-24, 2000. Stanley FO, Rae P and Troncoso JC: “Single-Step Enzyme Treatment Enhances Production Capacity on Horizontal Wells,” paper SPE/IADC 52818, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands, March 9-11, 1999. 45 60 HCI КОВ с энзимом КОВ с энзимом и ВУПАВ Рис. 14. Скорость реакции. Резкий рост поглощения жидкости при неравновесной ванне в лабораторных условиях показывает, что удаление фильтрационной корки с помощью КОВ на порядок медленнее, чем с помощью соляной кислоты. Время реакции для комплексных составов КОВ и энзима измеряется в часах, что позволяет этим составам быть закачанными в большие горизонтальные открытые стволы без образования зон поглощения и больших потерь жидкости в пласт. Время реакции регулируют с помощью КОВ, энзимов и вязкоупругого ПАВ (ВУПАВ). При добавлении ВУПАВ для повышения вязкости или КОВ замедляется скорость реакции. Добавление энзимов ускоряет скорость реакции. КОВ Объем утечек жидкости в пласт, см3 50 40 30 20 10 0 0 5 10 Результаты исследований показывают, что удаление фильтрационные корки — это время, при котором происходит резкое поглощение жидкости при неравновесной ванне, — с помощью КОВ на порядок медленнее, чем при использовании соляной кислоты, и что время удаления корки можно регулировать путем добавления энзима или вязкоупругого ПАВ (ВУПАВ) для повышения вязкости системы (рис. 14). Такое снижение времени реагирования позволяет закачать состав из КОВ и энзима в горизонтальные скважины с большим горизонтальным стволом без формирования зон поглощения в начальных точках контакта, что обычно имеет место при использовании соляной кислоты. Внедрение в пласт мехпримесей при удалении фильтрационной корки, естественный риск при проведении двухэтапного воздействия с использованием энзима или окислителей с последующей закачкой кислоты удается минимизировать или устранить за счет использования равновесных ванн из составов КОВ. Такой новый подход позволяет избежать проблем, связанных с формированием осадка и совместимостью жидкостей, которые встречаются при контакте сильных кислот с некоторыми пластовыми нефтями, а также проблемы работы с кислотами в морских условиях. Другим важным моментом является коррозия скважинных фильтров при длительных ваннах химреагентов. Исследование воздействия соляной кислоты и КОВ на металлические скважинные фильтры показывает, что скорости коррозии для КОВ намного меньше, чем для соляной кислоты (рис. 15). В прошлом обработки по удалению фильтрационной корки проводили после установки 46 15 Время, ч 20 25 30 скважинных фильтров и намыва гравийного фильтра, независимо от использовавшегося метода намыва. Такой подход состоял в подъеме рабочей колонны — НКТ и промывочной трубы — и последующем спуско-подъеме для вытеснения жидкости-носителя из скважинных фильтров и закачки химреагентов, которые действуют только на отдельные компоненты фильтрационной корки. Этот процесс требует много времени и средств, когда необходимо устанавливать ванны из энзимов или окислителей на длительное время для реагирования с крахмалом и полимерами фильтрационной корки. Причиной применения такого метода была неспособность установить циркуляцию после создания гравийного фильтра при использовании обычных скважинных компоновок. Кроме того, если низкопроницаемая фильтрационная корка не была нарушена, то закачивание состава разрушающего агента по рабочей колонне и непосредственно на участок открытого ствола, или закачка под давлением может быть трудно осуществимым и привести к неэффективному, неравномерному удалению фильтрационной корки. Простая, низкозатратная механическая модификация компоновки позволяет создать циркуляционный канал вниз по рабочей колонне и промывочной трубе, назад по кольцевому пространству между обурочной трубой и скважинными фильтрами и вверх до устья через затрубное пространство между рабочей и обсадной колоннами. В новом сервисном инструменте MudSOLV используется промывочная труба внутри скважинных инструментов для закачки медленнореагирующего раствора разрушающего агента для удаления фильтрационной корки непосредственно после намыва гравийного фильтра (рис. 16)27. Медленнореагирующие разрушающие агенты, такие как окислители, энзимы или энзимы, в сочетании с КОВ, можно закачивать в горизонтальные участки без значительных потерь циркуляции для более равномерного удаления фильтрационной корки за гораздо меньшее время, чем при очистке забоя с помощью колонны гибких НКТ. Такой подход позволяет избежать использования колонны гибких НКТ и позволяет оставлять ванну раствора разрушающего агента на период подготовки скважины к добыче, как правило, на один-два дня, чтобы спустить и поднять колонну НКТ. Скважинные фильтры для борьбы с выносом песка подвергаются длительному воздействию химреагентов и, в зависимости от состава металла, коррозия может привести к потере целостности барьера выносу песка в течение длительных ванн таких агрессивных жидкостей, как соляная кислота. На практике удаление фильтрационной корки с помощью медленно реагирующих разрушающих агентов, например, энзимов, возможно при намыве гравийного фильтра солевым раствором, но при этом достоверность целостности фильтрационной корки невысока. Добавление медленно реагирующих разрушающих агентов на стадии расчетной бета-волны в некоторой степени это компенсирует, но полностью не снимает риск поглощения и преждевременного образования перемычек. Возможно удаление фильтрационной корки в процессе 27. Parlar et al, ссылка 26. Brady et al, ссылка 26. Parlar et al, ссылка 8. 28. Barrilleaux MF, Ratterman EE and Penberthy WL Jr: “Gravel Pack Procedures for Productivity and Longevity,” paper SPE 31089, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 14-15, 1996. Penberthy et al, ссылка 14. 29. Becker TE and Gardiner HN: “Drill-In Fluid Filter Cake Behavior During the Gravel-Packing of Horizontal Intervals—A Laboratory Simulation,” paper SPE 50715, presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, USA, February 16-19, 1999. Johnson MH, Ashton JP and Nguyen H: “The Effects of Erosion Velocity on Filter-Cake Stability During Gravel Placement of Openhole Horizontal Gravel-Pack Completions,” paper SPE 23773, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 26-27, 1992. намыва гравийного фильтра, но, как правило, очистка забоя проводилась после этого, что объяснялось несколькими причинами. Во-первых, намыв гравийного фильтра солевым раствором зависит от того, что соответствующая фильтрационная корка создаст критическую скорость жидкости-носителя с гравием для переноса гравия и предотвратит остановку альфа-волн из-за поглощения жидкости в пласт и обезвоживания жидкости-носителя с гравием. Поэтому удаление фильтрационной корки до намыва фильтра солевым раствором неэффективно28. Во-вторых, соскребание и абразивное воздействие жидкости-носителя с гравием при турбулентном режиме течения выше критической скорости может привести к эрозии фильтрационной корки и увеличению ухода жидкости в пласт29. Исследования показывают, что время растворения фильтрационной корки значительно сокращается при уменьшении толщины корки, и значительно меньше, чем время, необходимое для намыва гравийного фильтра на 1 2 3 4 Материал скважинного фильтра Скорость коррозии, фунт-м/кв.фунт 7,5% HCl с 1% ингибитором коррозии КОВ с 0,2% ингибитора коррозии Углеродистая сталь J-55 0,0110 0,0037 Хромсодержащая сталь 13 0,0130 0,0001 Сталь 316-L 0,0580 0,0007 5 Размер отверстий фильтра, мкм Перед воздействием 150 150 После воздействия 250 150 Рис. 16. Сервисный инструмент для циркуляции или создания фильтров под давлением и последующей очисткой забоя. Инструмент MudSOLV является последней разработкой, позволяющей осуществлять промывку по внутренним промывочным трубам сразу же после намыва гравийного фильтра солевым раствором или создания фильтра с использованием отводных трубок. Поз. 1: спуск компоновки в скважину; поз. 2: сброс малого шара; поз. 3: повышение давления для открытия циркуляционных отверстий для создания гравийного фильтра; поз. 4: сброс большого шара; поз. 5: повышение давления для отключения циркуляционных отверстий для создания гравийного фильтра и активации циркуляционных отверстий для промывки. Такая модификация инструмента позволяет закачивать химреагенты в зону индивидуальных скважинных фильтров или гравийного фильтра для последующей ванны, закачки или циркуляции, избегая необходимости использовать работы по очистке забоя с использованием гибкой колонны НКТ. Еще одним применением является вытеснение из скважинных фильтров солевым раствором после использования кислот в жидкостях-носителях для удаления фильтрационной корки. Рис. 15. Скорости коррозии. Размер отверстий скважинных фильтров не меняется при воздействии КОВ в лабораторных экспериментах, но воздействие соляной кислоты увеличивает размер отверстий со 150 до 250 мкм. Этого достаточно, чтобы отрицательно повлиять на вынос песка и целостность компоновки низа ствола скважины при установке ванны в течение длительного времени при высоких температурах после создания гравийного фильтра. Нефтегазовое Обозрение Весна 2002 47 60 HCI КОВ с энзимом КОВ с энзимом и ВУПАВ Рис. 14. Скорость реакции. Резкий рост поглощения жидкости при неравновесной ванне в лабораторных условиях показывает, что удаление фильтрационной корки с помощью КОВ на порядок медленнее, чем с помощью соляной кислоты. Время реакции для комплексных составов КОВ и энзима измеряется в часах, что позволяет этим составам быть закачанными в большие горизонтальные открытые стволы без образования зон поглощения и больших потерь жидкости в пласт. Время реакции регулируют с помощью КОВ, энзимов и вязкоупругого ПАВ (ВУПАВ). При добавлении ВУПАВ для повышения вязкости или КОВ замедляется скорость реакции. Добавление энзимов ускоряет скорость реакции. КОВ Объем утечек жидкости в пласт, см3 50 40 30 20 10 0 0 5 10 Результаты исследований показывают, что удаление фильтрационные корки — это время, при котором происходит резкое поглощение жидкости при неравновесной ванне, — с помощью КОВ на порядок медленнее, чем при использовании соляной кислоты, и что время удаления корки можно регулировать путем добавления энзима или вязкоупругого ПАВ (ВУПАВ) для повышения вязкости системы (рис. 14). Такое снижение времени реагирования позволяет закачать состав из КОВ и энзима в горизонтальные скважины с большим горизонтальным стволом без формирования зон поглощения в начальных точках контакта, что обычно имеет место при использовании соляной кислоты. Внедрение в пласт мехпримесей при удалении фильтрационной корки, естественный риск при проведении двухэтапного воздействия с использованием энзима или окислителей с последующей закачкой кислоты удается минимизировать или устранить за счет использования равновесных ванн из составов КОВ. Такой новый подход позволяет избежать проблем, связанных с формированием осадка и совместимостью жидкостей, которые встречаются при контакте сильных кислот с некоторыми пластовыми нефтями, а также проблемы работы с кислотами в морских условиях. Другим важным моментом является коррозия скважинных фильтров при длительных ваннах химреагентов. Исследование воздействия соляной кислоты и КОВ на металлические скважинные фильтры показывает, что скорости коррозии для КОВ намного меньше, чем для соляной кислоты (рис. 15). В прошлом обработки по удалению фильтрационной корки проводили после установки 46 15 Время, ч 20 25 30 скважинных фильтров и намыва гравийного фильтра, независимо от использовавшегося метода намыва. Такой подход состоял в подъеме рабочей колонны — НКТ и промывочной трубы — и последующем спуско-подъеме для вытеснения жидкости-носителя из скважинных фильтров и закачки химреагентов, которые действуют только на отдельные компоненты фильтрационной корки. Этот процесс требует много времени и средств, когда необходимо устанавливать ванны из энзимов или окислителей на длительное время для реагирования с крахмалом и полимерами фильтрационной корки. Причиной применения такого метода была неспособность установить циркуляцию после создания гравийного фильтра при использовании обычных скважинных компоновок. Кроме того, если низкопроницаемая фильтрационная корка не была нарушена, то закачивание состава разрушающего агента по рабочей колонне и непосредственно на участок открытого ствола, или закачка под давлением может быть трудно осуществимым и привести к неэффективному, неравномерному удалению фильтрационной корки. Простая, низкозатратная механическая модификация компоновки позволяет создать циркуляционный канал вниз по рабочей колонне и промывочной трубе, назад по кольцевому пространству между обурочной трубой и скважинными фильтрами и вверх до устья через затрубное пространство между рабочей и обсадной колоннами. В новом сервисном инструменте MudSOLV используется промывочная труба внутри скважинных инструментов для закачки медленнореагирующего раствора разрушающего агента для удаления фильтрационной корки непосредственно после намыва гравийного фильтра (рис. 16)27. Медленнореагирующие разрушающие агенты, такие как окислители, энзимы или энзимы, в сочетании с КОВ, можно закачивать в горизонтальные участки без значительных потерь циркуляции для более равномерного удаления фильтрационной корки за гораздо меньшее время, чем при очистке забоя с помощью колонны гибких НКТ. Такой подход позволяет избежать использования колонны гибких НКТ и позволяет оставлять ванну раствора разрушающего агента на период подготовки скважины к добыче, как правило, на один-два дня, чтобы спустить и поднять колонну НКТ. Скважинные фильтры для борьбы с выносом песка подвергаются длительному воздействию химреагентов и, в зависимости от состава металла, коррозия может привести к потере целостности барьера выносу песка в течение длительных ванн таких агрессивных жидкостей, как соляная кислота. На практике удаление фильтрационной корки с помощью медленно реагирующих разрушающих агентов, например, энзимов, возможно при намыве гравийного фильтра солевым раствором, но при этом достоверность целостности фильтрационной корки невысока. Добавление медленно реагирующих разрушающих агентов на стадии расчетной бета-волны в некоторой степени это компенсирует, но полностью не снимает риск поглощения и преждевременного образования перемычек. Возможно удаление фильтрационной корки в процессе 27. Parlar et al, ссылка 26. Brady et al, ссылка 26. Parlar et al, ссылка 8. 28. Barrilleaux MF, Ratterman EE and Penberthy WL Jr: “Gravel Pack Procedures for Productivity and Longevity,” paper SPE 31089, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 14-15, 1996. Penberthy et al, ссылка 14. 29. Becker TE and Gardiner HN: “Drill-In Fluid Filter Cake Behavior During the Gravel-Packing of Horizontal Intervals—A Laboratory Simulation,” paper SPE 50715, presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, USA, February 16-19, 1999. Johnson MH, Ashton JP and Nguyen H: “The Effects of Erosion Velocity on Filter-Cake Stability During Gravel Placement of Openhole Horizontal Gravel-Pack Completions,” paper SPE 23773, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 26-27, 1992. намыва гравийного фильтра, но, как правило, очистка забоя проводилась после этого, что объяснялось несколькими причинами. Во-первых, намыв гравийного фильтра солевым раствором зависит от того, что соответствующая фильтрационная корка создаст критическую скорость жидкости-носителя с гравием для переноса гравия и предотвратит остановку альфа-волн из-за поглощения жидкости в пласт и обезвоживания жидкости-носителя с гравием. Поэтому удаление фильтрационной корки до намыва фильтра солевым раствором неэффективно28. Во-вторых, соскребание и абразивное воздействие жидкости-носителя с гравием при турбулентном режиме течения выше критической скорости может привести к эрозии фильтрационной корки и увеличению ухода жидкости в пласт29. Исследования показывают, что время растворения фильтрационной корки значительно сокращается при уменьшении толщины корки, и значительно меньше, чем время, необходимое для намыва гравийного фильтра на 1 2 3 4 Материал скважинного фильтра Скорость коррозии, фунт-м/кв.фунт 7,5% HCl с 1% ингибитором коррозии КОВ с 0,2% ингибитора коррозии Углеродистая сталь J-55 0,0110 0,0037 Хромсодержащая сталь 13 0,0130 0,0001 Сталь 316-L 0,0580 0,0007 5 Размер отверстий фильтра, мкм Перед воздействием 150 150 После воздействия 250 150 Рис. 16. Сервисный инструмент для циркуляции или создания фильтров под давлением и последующей очисткой забоя. Инструмент MudSOLV является последней разработкой, позволяющей осуществлять промывку по внутренним промывочным трубам сразу же после намыва гравийного фильтра солевым раствором или создания фильтра с использованием отводных трубок. Поз. 1: спуск компоновки в скважину; поз. 2: сброс малого шара; поз. 3: повышение давления для открытия циркуляционных отверстий для создания гравийного фильтра; поз. 4: сброс большого шара; поз. 5: повышение давления для отключения циркуляционных отверстий для создания гравийного фильтра и активации циркуляционных отверстий для промывки. Такая модификация инструмента позволяет закачивать химреагенты в зону индивидуальных скважинных фильтров или гравийного фильтра для последующей ванны, закачки или циркуляции, избегая необходимости использовать работы по очистке забоя с использованием гибкой колонны НКТ. Еще одним применением является вытеснение из скважинных фильтров солевым раствором после использования кислот в жидкостях-носителях для удаления фильтрационной корки. Рис. 15. Скорости коррозии. Размер отверстий скважинных фильтров не меняется при воздействии КОВ в лабораторных экспериментах, но воздействие соляной кислоты увеличивает размер отверстий со 150 до 250 мкм. Этого достаточно, чтобы отрицательно повлиять на вынос песка и целостность компоновки низа ствола скважины при установке ванны в течение длительного времени при высоких температурах после создания гравийного фильтра. Нефтегазовое Обозрение Весна 2002 47 Обычное удаление фильтрационной корки после намыва гравийного фильтра Первая точка контакта кислоты или разрушающего агента или высокопроницаемый пропласток Намыв гравийного фильтра и удаление фильтрационной корки с обработкой пласта Газ Газ Нефть Нефть Неудаленная фильтрационная корка Вода Вода Образование конусов газа и воды после неравномерного удаления фильтрационной корки Равномерный приток после удаление корки с обработкой пласта Газ Газ Нефть Нефть Неудаленная фильтрационная корка Вода Вода Рис. 17. Одновременное удаление фильтрационной корки. При закачке агрессивных химреагентов, таких как соляная кислота, непосредственно вниз по колонне НКТ, как правило, удаляется фильтрационная корка в месте первого контакта, что приводит к преимущественному уходу жидкости в пласт в этом месте (вверху слева). Местное удаление фильтрационной корки оставляет большую часть ствола скважины без обработки и с неразрушенной фильтрационной коркой. Результирующая меньшая площадь притока может стать причиной прорыва воды и газа или образования конусов воды (внизу слева). Закачка разрушающего агента на участок скважинных фильтров с помощью колонны гибких НКТ более эффективно, но также требует дополнительных объемов жидкости и затрат по сравнению с намывом гравийного фильтра и удалением фильтрационной корки за один шаг. Использование инструмента MudSOLV для намыва гравийного фильтра и удаления корки при использовании скважинных фильтров Alternate Path позволяет использовать менее агрессивные или медленно реагирующие реагенты, контактирующие с фильтрационной коркой по всему кольцевому пространству и по всему стволу скважины (вверху справа). В результате, процесс удаления корки менее дорог, давления начала притока и депрессия на пласт снижена, а приток на горизонтальном участке открытого ствола более равномерен (внизу справа). очень больших горизонтальных участках30. И в конце концов, жидкости ВУПАВ, гелированные в растворах энзимов, КОВ или оба состава для намыва гравийного фильтра с использованием отводных трубок и одновременного удаления фильтрационной корки были разработаны и применены в промысловых условиях сравнительно недавно31. Намыв гравийного фильтра с использованием отводных трубок не зависит от внешних условий фильтрационной корки, что позволяет комбинировать медленно реагирующие разрушающие агенты с жидкостями-носителями для намыва фильтра и удаления фильтрационной корки за один шаг. Разрушающие агенты можно выбрать под отдельные компоненты фильтрационной корки без влияния на свойства жидкости-носителя. Одновременное удаление кор- 48 ки и намыв гравийного фильтра при использовании отводных трубок позволяет разрушающему агенту контактировать по всему кольцевому пространству и во всем гравийном фильтре. Для чего же бурить скважины с большими горизонтальными участками открытого ствола и затем получать ограниченный или неравномерный приток? По сравнению с обычными технологиями очистки забоя одновременный намыв гравийного фильтра и удаление фильтрационной корки повышает продуктивность из горизонтальных участков с гравийным фильтром и минимизирует риск прорыва воды или газа или образование конуса воды (рис. 17). Такой подход позволяет снизить затраты за счет снижения требуемых объемов жидкости и отказа от очистки забоя с помощью колонны гибких НКТ. Одноэтапный намыв гравийного фильтра и удаление корки В 1999 г. компании «Репсол-Ю-Пи-Эф» и «Шлюмберже» проанализировали технологии строительства скважин и данные добычи для месторождения Уидури в Яванском море, около о-ва Суматра, Индонезия32. Задача состояла в оптимизации компоновок заканчивания в пласте таланг-акар, который сложен несцементированными среднезернистыми высокопроницаемыми речными отложениями с выносом песка. Это месторождение разрабатывалось вертикальными и наклонно-направленными скважинами до 1996 г., до того, как была пробурена первая горизонтальная скважина и закончена с индивидуальными высокоэффективными проволочными фильтрами. Нефтегазовое Обозрение В 1997 г. впервые был использован намыв гравийного фильтра солевым раствором в открытых стволах, при этом концентрация гравия составляла 0,5–1,0 фунт/галлон (0,12 г/см3). Эффективность создания гравийного фильтра — зависимость объема закачанного гравия от расчетного объема ствола скважины — составила 71%, но по ряду работ была получена 100%-ная эффективность. С тех пор было пробурено и закончено более 60 горизонтальных скважин с намывом гравийного фильтра солевым раствором. Однако, в некоторых из этих скважин впоследствии наблюдалось пескопроявление и выход из строя ЭЦН. Данные эксплуатационного каротажа и результаты использования скважинного телевизора подтвердили, что при выносе песка эродируются скважинные фильтры и выходят из строя скважинные насосы. В 1998 г. инженеры компании «Репсол-ЮПи-Эф» внедрили ряд усовершенствований технологии намыва гравийного фильтра солевым раствором. Для минимизации ухода жидкости в пласт была использована БЖП с низкопроницаемой фильтрационной коркой. Целостность фильтрационной корки была подтверждена путем установления циркуляции перед намывом гравийного фильтра. После закачки гравия фильтрационную корку удалили химреагентами, закачанными с помощью колонны гибких НКТ. К концу 1999 г. за счет внедрения этих предложений эффективность создания гравийного фильтра повысилась до 89% при одном случае пескопроявления. Для того, чтобы еще улучшить качество заканчивания, специалисты компании «Шлюмберже» порекомендовали одновре- менный намыв гравийного фильтра и удаление фильтрационной корки с использованием жидкости-носителя без полимера и мехпримесей MudSOLV с ВУПАВ ClearPAC и скважинными фильтрами с отводными трубками AllPAC (рис. 18). Такая технология позволяет сократить затраты на станок, установку колонны гибких НКТ и жидкость путем отказа от очистки забоя после намыва фильтра. Поскольку при технологии намыва гравийного фильтра Alternate Path получается полный фильтр, то это также может позволить отказаться от использования высокоэффективных сетчатых фильтров как дополнительного средства борьбы с выносом песка. Окончательный состав равновесного КОВ, энзима и ВУПАВ обеспечивает вязкость, достаточную для переноса гравия, но недостаточно высокую, чтобы вызвать медленную диффузию через фильтрационную корку. При использовании этого состава для удаления корки, образовавшейся на синтетических кернах проницаемости 1–2 д, с предложенной БЖП позволило сохранить 92% проницаемости. Одновременный намыв гравия и удаление фильтрационной корки были проведены на скважине Aida-10. Эта скважина, типичная для месторождения Уидури, была пробурена для разработки песчаника толщиной 45 футов (14 м), проницаемостью 2–5 д, пористостью 29%, содержанием глинистых частиц 5% и со 30. Brady et al, ссылка 26. 31. Parlar et al, ссылка 26. Parlar et al, ссылка 8. 32. Saldungaray PM, Troncoso JC and Santoso BT: “Simultaneous Gravel Packing and Filter Cake Removal in Horizontal Wells Applying Shunt Tubes and Novel Carrier and Breaker Fluid,” paper SPE 68205, presented at the SPE Middle East Oil Show, Bahrain, March 17-20, 2001. Транспортная трубка Защитный кожух Трубка набивки Патрубок Скважинный фильтр Весна 2002 Несущая труба средним размером зерен, в результате чего использовался гравий фракции 20/40 меш. Пласт характеризуется высокой гидропроводностью и сильным водонапорным режимом, что, как правило, приводит к быстрому прорыву воды и обводненности более 90%. После первичного вскрытия интервала объекта была спущена обсадная колонна 95/8 дюйма до кровли продуктивного пласта, и бурение было возобновлено. Однако, обсадную колонну плохо зацементировали на участке 100 футов (30 м) выше объекта в скважине Aida-10, оставив необсаженным 60 футов (18 м) интервала угля и глин. Горизонтальный участок длиной 651 футов (198 м) был пробурен на составе из CaCO3, крахмала и полимерной БЖП. Открытый интервал глин и угля также был причиной использования скважинных фильтров с отводными трубками. Поскольку при использовании отводных трубок намыв фильтра идет от начала к концу интервала, то интервалы угля и глин подвержены воздействию жидкости-носителя только до создания набивки в соседних песчаниках. Это резко отличается от воздействия при намыве гравийного фильтра солевым раствором, когда альфа-волна движется от начала к концу интервала, за которой идет бета-волна от конца к началу интервала. Кроме того, использование отводных трубок позволяет обходить кольцевое пространство открытого ствола в случае обрушения пропластков угля и глин. Перед закачкой гравия в апреле 2000 г. испытания на циркуляцию при расходе 8 баррелей/мин (1,3 м3/мин) показали полную потерю жидкости при нулевом выходе на устье. Для технологической простоты и для достижения равномерной плотности, жидкость-носитель смешали с гравием в смесителе и закачали с расходом 6 баррелей/мин. Первоначально устьевое давление почти отсутствовало, но после начала вытеснения давление закачки возросло до 200 psi (0,14 МПа), что явилось первым признаком на устье, свидетельствующим Рис. 18. Скважинные фильтры AIIPAC в скважинах месторождения Уидури. Компоновка с отводными трубками состоит из проволочных скважинных фильтров 12 сортамента на несущей трубе 41/2 дюйма с четырьмя отводными трубками и защитным кожухом 7 дюймов. Две отводные трубки использовались как транспортные трубки, а две трубки с карбидными патрубками через каждые 6 футов использовались в качестве трубок набивки. Отводные трубки были расположены эксцентрично вдоль скважинных фильтров для уменьшения наружного диаметра компоновки. Кожух защищает и центрирует скважинные фильтры в открытом стволе, обеспечивая создание гравийного фильтра толщиной не менее 0,8 дюйма (2 см) внутри кожуха на нижней стороне кольцевого пространства. 49 Обычное удаление фильтрационной корки после намыва гравийного фильтра Первая точка контакта кислоты или разрушающего агента или высокопроницаемый пропласток Намыв гравийного фильтра и удаление фильтрационной корки с обработкой пласта Газ Газ Нефть Нефть Неудаленная фильтрационная корка Вода Вода Образование конусов газа и воды после неравномерного удаления фильтрационной корки Равномерный приток после удаление корки с обработкой пласта Газ Газ Нефть Нефть Неудаленная фильтрационная корка Вода Вода Рис. 17. Одновременное удаление фильтрационной корки. При закачке агрессивных химреагентов, таких как соляная кислота, непосредственно вниз по колонне НКТ, как правило, удаляется фильтрационная корка в месте первого контакта, что приводит к преимущественному уходу жидкости в пласт в этом месте (вверху слева). Местное удаление фильтрационной корки оставляет большую часть ствола скважины без обработки и с неразрушенной фильтрационной коркой. Результирующая меньшая площадь притока может стать причиной прорыва воды и газа или образования конусов воды (внизу слева). Закачка разрушающего агента на участок скважинных фильтров с помощью колонны гибких НКТ более эффективно, но также требует дополнительных объемов жидкости и затрат по сравнению с намывом гравийного фильтра и удалением фильтрационной корки за один шаг. Использование инструмента MudSOLV для намыва гравийного фильтра и удаления корки при использовании скважинных фильтров Alternate Path позволяет использовать менее агрессивные или медленно реагирующие реагенты, контактирующие с фильтрационной коркой по всему кольцевому пространству и по всему стволу скважины (вверху справа). В результате, процесс удаления корки менее дорог, давления начала притока и депрессия на пласт снижена, а приток на горизонтальном участке открытого ствола более равномерен (внизу справа). очень больших горизонтальных участках30. И в конце концов, жидкости ВУПАВ, гелированные в растворах энзимов, КОВ или оба состава для намыва гравийного фильтра с использованием отводных трубок и одновременного удаления фильтрационной корки были разработаны и применены в промысловых условиях сравнительно недавно31. Намыв гравийного фильтра с использованием отводных трубок не зависит от внешних условий фильтрационной корки, что позволяет комбинировать медленно реагирующие разрушающие агенты с жидкостями-носителями для намыва фильтра и удаления фильтрационной корки за один шаг. Разрушающие агенты можно выбрать под отдельные компоненты фильтрационной корки без влияния на свойства жидкости-носителя. Одновременное удаление кор- 48 ки и намыв гравийного фильтра при использовании отводных трубок позволяет разрушающему агенту контактировать по всему кольцевому пространству и во всем гравийном фильтре. Для чего же бурить скважины с большими горизонтальными участками открытого ствола и затем получать ограниченный или неравномерный приток? По сравнению с обычными технологиями очистки забоя одновременный намыв гравийного фильтра и удаление фильтрационной корки повышает продуктивность из горизонтальных участков с гравийным фильтром и минимизирует риск прорыва воды или газа или образование конуса воды (рис. 17). Такой подход позволяет снизить затраты за счет снижения требуемых объемов жидкости и отказа от очистки забоя с помощью колонны гибких НКТ. Одноэтапный намыв гравийного фильтра и удаление корки В 1999 г. компании «Репсол-Ю-Пи-Эф» и «Шлюмберже» проанализировали технологии строительства скважин и данные добычи для месторождения Уидури в Яванском море, около о-ва Суматра, Индонезия32. Задача состояла в оптимизации компоновок заканчивания в пласте таланг-акар, который сложен несцементированными среднезернистыми высокопроницаемыми речными отложениями с выносом песка. Это месторождение разрабатывалось вертикальными и наклонно-направленными скважинами до 1996 г., до того, как была пробурена первая горизонтальная скважина и закончена с индивидуальными высокоэффективными проволочными фильтрами. Нефтегазовое Обозрение В 1997 г. впервые был использован намыв гравийного фильтра солевым раствором в открытых стволах, при этом концентрация гравия составляла 0,5–1,0 фунт/галлон (0,12 г/см3). Эффективность создания гравийного фильтра — зависимость объема закачанного гравия от расчетного объема ствола скважины — составила 71%, но по ряду работ была получена 100%-ная эффективность. С тех пор было пробурено и закончено более 60 горизонтальных скважин с намывом гравийного фильтра солевым раствором. Однако, в некоторых из этих скважин впоследствии наблюдалось пескопроявление и выход из строя ЭЦН. Данные эксплуатационного каротажа и результаты использования скважинного телевизора подтвердили, что при выносе песка эродируются скважинные фильтры и выходят из строя скважинные насосы. В 1998 г. инженеры компании «Репсол-ЮПи-Эф» внедрили ряд усовершенствований технологии намыва гравийного фильтра солевым раствором. Для минимизации ухода жидкости в пласт была использована БЖП с низкопроницаемой фильтрационной коркой. Целостность фильтрационной корки была подтверждена путем установления циркуляции перед намывом гравийного фильтра. После закачки гравия фильтрационную корку удалили химреагентами, закачанными с помощью колонны гибких НКТ. К концу 1999 г. за счет внедрения этих предложений эффективность создания гравийного фильтра повысилась до 89% при одном случае пескопроявления. Для того, чтобы еще улучшить качество заканчивания, специалисты компании «Шлюмберже» порекомендовали одновре- менный намыв гравийного фильтра и удаление фильтрационной корки с использованием жидкости-носителя без полимера и мехпримесей MudSOLV с ВУПАВ ClearPAC и скважинными фильтрами с отводными трубками AllPAC (рис. 18). Такая технология позволяет сократить затраты на станок, установку колонны гибких НКТ и жидкость путем отказа от очистки забоя после намыва фильтра. Поскольку при технологии намыва гравийного фильтра Alternate Path получается полный фильтр, то это также может позволить отказаться от использования высокоэффективных сетчатых фильтров как дополнительного средства борьбы с выносом песка. Окончательный состав равновесного КОВ, энзима и ВУПАВ обеспечивает вязкость, достаточную для переноса гравия, но недостаточно высокую, чтобы вызвать медленную диффузию через фильтрационную корку. При использовании этого состава для удаления корки, образовавшейся на синтетических кернах проницаемости 1–2 д, с предложенной БЖП позволило сохранить 92% проницаемости. Одновременный намыв гравия и удаление фильтрационной корки были проведены на скважине Aida-10. Эта скважина, типичная для месторождения Уидури, была пробурена для разработки песчаника толщиной 45 футов (14 м), проницаемостью 2–5 д, пористостью 29%, содержанием глинистых частиц 5% и со 30. Brady et al, ссылка 26. 31. Parlar et al, ссылка 26. Parlar et al, ссылка 8. 32. Saldungaray PM, Troncoso JC and Santoso BT: “Simultaneous Gravel Packing and Filter Cake Removal in Horizontal Wells Applying Shunt Tubes and Novel Carrier and Breaker Fluid,” paper SPE 68205, presented at the SPE Middle East Oil Show, Bahrain, March 17-20, 2001. Транспортная трубка Защитный кожух Трубка набивки Патрубок Скважинный фильтр Весна 2002 Несущая труба средним размером зерен, в результате чего использовался гравий фракции 20/40 меш. Пласт характеризуется высокой гидропроводностью и сильным водонапорным режимом, что, как правило, приводит к быстрому прорыву воды и обводненности более 90%. После первичного вскрытия интервала объекта была спущена обсадная колонна 95/8 дюйма до кровли продуктивного пласта, и бурение было возобновлено. Однако, обсадную колонну плохо зацементировали на участке 100 футов (30 м) выше объекта в скважине Aida-10, оставив необсаженным 60 футов (18 м) интервала угля и глин. Горизонтальный участок длиной 651 футов (198 м) был пробурен на составе из CaCO3, крахмала и полимерной БЖП. Открытый интервал глин и угля также был причиной использования скважинных фильтров с отводными трубками. Поскольку при использовании отводных трубок намыв фильтра идет от начала к концу интервала, то интервалы угля и глин подвержены воздействию жидкости-носителя только до создания набивки в соседних песчаниках. Это резко отличается от воздействия при намыве гравийного фильтра солевым раствором, когда альфа-волна движется от начала к концу интервала, за которой идет бета-волна от конца к началу интервала. Кроме того, использование отводных трубок позволяет обходить кольцевое пространство открытого ствола в случае обрушения пропластков угля и глин. Перед закачкой гравия в апреле 2000 г. испытания на циркуляцию при расходе 8 баррелей/мин (1,3 м3/мин) показали полную потерю жидкости при нулевом выходе на устье. Для технологической простоты и для достижения равномерной плотности, жидкость-носитель смешали с гравием в смесителе и закачали с расходом 6 баррелей/мин. Первоначально устьевое давление почти отсутствовало, но после начала вытеснения давление закачки возросло до 200 psi (0,14 МПа), что явилось первым признаком на устье, свидетельствующим Рис. 18. Скважинные фильтры AIIPAC в скважинах месторождения Уидури. Компоновка с отводными трубками состоит из проволочных скважинных фильтров 12 сортамента на несущей трубе 41/2 дюйма с четырьмя отводными трубками и защитным кожухом 7 дюймов. Две отводные трубки использовались как транспортные трубки, а две трубки с карбидными патрубками через каждые 6 футов использовались в качестве трубок набивки. Отводные трубки были расположены эксцентрично вдоль скважинных фильтров для уменьшения наружного диаметра компоновки. Кожух защищает и центрирует скважинные фильтры в открытом стволе, обеспечивая создание гравийного фильтра толщиной не менее 0,8 дюйма (2 см) внутри кожуха на нижней стороне кольцевого пространства. 49 Рис. 19. Определение и выбор метода удаления корки. Системный подход MudSOLV к удалению фильтрационной корки в горизонтальных участках открытого ствола использует экспертную систему CBR и программу прогноза продуктивности скважин наряду с простыми программами расчета объемов и затрат, расположенными в Интернете. Такой процесс MudSOLV является поисковой системой с таблицами сравнения вариантов с базой знаний, в которой имеется две отдельные базы вариантов: одна — для используемых вариантов химреагентов, и одна — для инструментов, вариантов создания гравийного фильтра и методик. Проверка совместимости позволяет решить присущие вопросы несовместимости между различными сочетаниями из этих баз вариантов и ранжировать их так, чтобы обеспечить выдачу окончательных рекомендаций. Программа CBR использует базы данных промыслового опыта и результатов лабораторных экспериментов для постоянного обновления базы знаний. об образовании перемычки гравия и поступлении потока в отводные трубки. Темп закачки постепенно снизили, поскольку давление продолжало расти. Давление закачки достигло 2300 psi (15,9 МПа) и оставалось на этом уровне в течение нескольких минут, поскольку поток шел по отводным трубкам и заполнял пустоты вокруг скважинных фильтров. Специалисты компании «Репсол-Ю-Пи-Эф» оценили эффективность этой работы, исходя из эффективности создания фильтра и коэффициента продуктивности, используя данные по 10 скважинам, законченным в том же пласте в течение 1999 г. По этим скважинам эффективность создания фильтра составила 93%, а коэффициент продуктивности — 97 баррелей/psi/сут (2,2 м3/кПа/сут). Объем закачанного гравия — 207000 фунтов (9390 кг) превысил теоретический объем кольцевого пространства на 12%. Основываясь на избыточном объеме гравия и повышенном устьевом давлении, специалисты по заканчиванию сделали вывод, что открытый ствол был полностью заполнен гравийным фильтром. Скважина давала более 13000 баррелей/сут (2070 м3/сут) жидкости при обводненности 40–60% и без пескопроявления после спуска ЭЦН. Коэффициент продуктивности скважины Aida-10 составил более 409 баррелей/psi/сут (9,4 м3/кПа/сут), что было значительно больше, чем при предыдущих заканчиваниях с намывом гравийного фильтра солевым раствором на этом же месторождении. Относительно медленный рост обводненности по сравнению с предыдущими заканчиваниями свидетельствует о более равномерной, меньшей депрессии на участке открытого ствола. На сегодняшний день пескопроявления нет, и задача повышения продуктивности скважины была выполнена. Эти результаты показывают, что одноэтапная технология намыва фильтра с использованием отводных труб и удаления фильтрационной корки осуществима без ухудшения продуктивности скважины и не требует наличия требуемой фильтрационной корки и циркуляции для создания гравийного фильтра. 50 Данные о проекте Приемлемые варианты химреагентов Поиск вариантов CBR Приемлемые варианты по инструментам, закачке и методике Совместимость вариантов Комбинированные варианты База промысловых данных Ранжирование комбинированных вариантов Инженерный блок MudSOLV Лабораторные исследования Требования к материалам Оценка вариантов Методика расчета и выбора Нефтяные и сервисные компании разработали способы и технические ограничения на методы намыва гравийных фильтров, скважинный инструмент и используемые химреагенты. Однако, поскольку число возможных решений велико, то выбор наилучших вариантов создания гравийных фильтров и удаления фильтрационной корки требует экспертизы и мирового промыслового опыта от использования жидкостей для бурения, заканчивания и обработки скважин до проектирования заканчиваний и буровых работ. Опыт, приобретенный за последние четыре года, является основой для жесткого подхода к выбору методов удаления фильтрационной корки33. В настоящее время создана экспертная система (программное обеспечение CBR), чтобы использовать знания и опыт по созданию гравийных фильтров и выявления приемлемых технологий для конкретных скважинных условий и параметров. Программа CBR позволяет определить рациональное число вариантов удаления фильтрационной корки путем устранения альтернативных вариантов, основанных на установленных технических ограничениях и путем ранжирования оставшихся вариантов по исходным данным экспертов и базам лабораторных и промысловых данных (рис. 19). Рекомендации MudSOLV Расчет экономики Инженеры отвечают на вопросы «да» или «нет» по конкретным случаям о скважинных характеристиках и условиях, переменных заканчивания, скважинных инструментах и методах удаления фильтрационной корки. Система использует эти ответы для «обоснования совпадения» между конкретной скважиной и вариантами в базе данных программы CBR, ставя дополнительные вопросы для дальнейшего уточнения уровня совпадения или сокращения количества используемых методов удаления корки. Каждый ответ влияет на применение варианта, удаляя некоторые из рассмотрения и продвигая или удаляя другие. Таким образом, скважинные варианты быстро совпадают с минимальным числом возможных вариантов удаления фильтрационной корки, а затем эти варианты ранжируются. Из-за высокой стоимости удаления фильтрационной корки часто могут требоваться лабораторные эксперименты для принятия решения об использовании только метода открытия скважины или различных химических методов удаления. Для того, чтобы избежать ненужных исследований, задается поиск в базе данных на существующие данные, применимые к трем лучшим решениям. Если данных недостаточно, то проводят дополнительные исследования. Данные по давлению начала притока и остаточ- Нефтегазовое Обозрение ной проницаемости заносят в программу узлового анализа NODAL или в более сложные моделирующие программы для расчета дебитов, оценки затрат и прибылей и выявления наиболее технически и экономически обоснованного решения для заданной пары буровой жидкости и жидкости заканчивания34. Создание гравийных фильтров в скважинах Северного моря Во многих скважинах, эксплуатируемых компанией «Бритиш Петролеум» (BP) на месторождении Хардинг, Северное море, требуют проведение мероприятий для борьбы с пескопроявлением. Часть пласта состоит из чередующихся пропластков песка и глин с содержанием глин около 40%. Продуктивные интервалы сложены чистыми, хорошо отсортированными несцементированными песчаниками с проницаемостью 3–4 д, медианным диаметром частиц 250 мкм (D50) и коэффициентом однородности 2 (D40/D90). Глинистые пропластки сложены сильно реагирующими глинами, имеют толщину от нескольких метров до менее миллиметра. Гранулометрический анализ комбинированного керна песка и глин показывает большое содержание плохо отсортированных мелкодисперсных частиц. Из-за низкого коэффициента песчанистости и большого содержание мелкодисперсных частиц, специалисты компании «Бритиш Петролеум» (BP) остановили свой выбор на технологии намыва гравийного фильтра с использованием скважинных фильтров Alternate Path, позволяющей получить полный фильтр. Для того, чтобы намыть гравийный фильтр с использованием отводных трубок, была выбрана бесполимерная жидкость-носитель на основе ВУПАВ, позволяющая снизить ухудшение фильтрационных свойств пласта и уменьшить потери давления на трение. 33. Mason SD, Houwen OH, Freeman MA, Brady ME, Foxenberg WE, Price-Smith CJ and Parlar M: “e-Methodology for Selection of Wellbore Cleanup Techniques in Open-Hole Horizontal Completions,” paper SPE 68957, presented at the SPE European Formation Damage Conference, The Hague, The Netherlands, May 21-22, 2001. 34. Программа узлового анализа NODAL совмещает возможности добычи из пласта в скважины с возможностями колонн транспортировать поток на устье. Название метода говорит об использовании дискретных мест — узлов, в которых независимые уравнения описывают приток и расход в зависимости от потерь давления на трение и расходов флюида от внешних границ пласта, через стенку низа ствола, вверх по лифтовой колонне и через обвязку устьевых сооружений на емкости. Такой метод позволяет рассчитать расходы, которые может дать скважина и помогает определить влияние ухудшения фильтрационных свойств или скин-эффекта, наличия перфорационных отверстий, обработок, устьевое давление или давление сепаратора и диаметры труб и штуцера. Ожидаемую добычу также можно оценить по предполагаемым параметрам пласта и скважины. Весна 2002 С помощью экспертной системы CBR была выбрана подготовленная БЖП, неиспользованная БЖП, вязкая жидкость без мехпримесей и солевой раствор заканчивания в качест- ве четырех вариантов вытеснения до спуска скважинных фильтров (рис. 20). Специалисты компании «Бритиш Петролеум» (BP) исключают использование Запросы экспертной системы CBR Практично ли подготавливать БЖП на виброситах для предупреждения засорения фильтра или ухудшения фильтрационных свойств? Планируется ли установить в скважине скважинные фильтры с предварительной набивкой или высокоэффективные сетчатые фильтры? Существует ли большой риск повреждения или преждевременной посадки пакера при спуске скважинной компоновки в использованной БЖП? Можно ли составить солевой раствор заканчивания достаточной плотности для контроля за скважиной? Потребуется ли проводить циркуляцию для спуска скважинной компоновки до полной глубины? Была ли скважинная компоновка спущена в скважинах этого месторождения на солевом растворе в открытый ствол и были ли при этом разумные потери жидкости после бурения с расчетной БЖП? Возможно ли при спуске компоновки заканчивания получить большие затяжки, которые не позволят установить компоновку на полной глубине? Сможет ли чистая неиспользованная БЖП пройти через компоновку заканчивания без ее засорения? Можно ли составить вязкую жидкость, совместимую с фильтрационной коркой БЖП? Можно ли составить вязкую жидкость, совместимую с пластовыми флюидами? Имеются ли установки для эффективного разрушения и фильтрации вязкой жидкости? Можно ли составить солевой раствор заканчивания, совместимый с фильтрационной коркой БЖП? Можно ли составить солевой раствор заканчивания, совместимый с пластовыми флюидами? Будет ли возможность закачать жидкости в интервал открытого ствола после установки компоновки заканчивания? Имеются ли инструменты, позволяющие закачивать или циркулировать жидкости для удаления корки после установки компоновки заканчивания? Планируется ли намыть в скважине гравийный фильтр? Планируется ли в качестве жидкости-носителя гравия иметь неводную нефтяную или синтетическую жидкость? Планируется ли намыть в скважине гравийный фильтр с использованием вязкой жидкости? Будет ли интервал открытого ствола пройден расширителем? Планируется ли в компоновке низа ствола скважины использовать скважинные фильтры с отводными трубками? Планируется ли намыть в скважине гравийный фильтр солевым раствором? Планируется ли иметь открытый ствол, компоновку низа со скважинными фильтрами с отводными трубками или щелевой фильтр? Исключено ли использование чистой, вязкой жидкости вытеснения? Известен ли состав чистой, вязкой жидкости, которая может быть использована в качестве жидкости вытеснения? Исключено ли использование солевого раствора заканчивания в качестве жидкости вытеснения? Известен ли состав солевого раствора заканчивания, который может быть использован в качестве жидкости вытеснения? Ответы Да Нет Нет Да Нет Да Нет Да Да Да Да Да Да Да Да Да Нет Да Да Да Нет Нет Нет Да Нет Да Выход: возможные решения Перед спуском скважинных фильтров: Вытеснить до 1) подготовленной БЖП или 2) неиспользованной БЖП или 3) вязкой жидкости без мехпримесей или 4) солевого раствора заканчивания. Варианты намыва гравия и удаления корки: 1) одновременно или 2) удаление корки после намыва гравийного фильтра. Рис. 20. Запросы по вытеснению из скважины и намыву гравия и возможные варианты из вывода экспертной системы CBR для заканчиваний скважин на месторождении Хардинг в Северном море. Вариант оставления подготовленной БЖП в интервале открытого ствола был наиболее рентабельным, при котором скважинные фильтры не засорялись и устойчивость скважины не ухудшалась. Оба варианта намыва гравийного фильтра с одновременным удалением фильтрационной корки и удалением после намыва фильтра были определены как варианты для удаления фильтрационной корки с намывом с использованием скважинных фильтров с отводными трубками и использованием жидкости-носителя гравия на основе ВУПАВ. 51 Рис. 19. Определение и выбор метода удаления корки. Системный подход MudSOLV к удалению фильтрационной корки в горизонтальных участках открытого ствола использует экспертную систему CBR и программу прогноза продуктивности скважин наряду с простыми программами расчета объемов и затрат, расположенными в Интернете. Такой процесс MudSOLV является поисковой системой с таблицами сравнения вариантов с базой знаний, в которой имеется две отдельные базы вариантов: одна — для используемых вариантов химреагентов, и одна — для инструментов, вариантов создания гравийного фильтра и методик. Проверка совместимости позволяет решить присущие вопросы несовместимости между различными сочетаниями из этих баз вариантов и ранжировать их так, чтобы обеспечить выдачу окончательных рекомендаций. Программа CBR использует базы данных промыслового опыта и результатов лабораторных экспериментов для постоянного обновления базы знаний. об образовании перемычки гравия и поступлении потока в отводные трубки. Темп закачки постепенно снизили, поскольку давление продолжало расти. Давление закачки достигло 2300 psi (15,9 МПа) и оставалось на этом уровне в течение нескольких минут, поскольку поток шел по отводным трубкам и заполнял пустоты вокруг скважинных фильтров. Специалисты компании «Репсол-Ю-Пи-Эф» оценили эффективность этой работы, исходя из эффективности создания фильтра и коэффициента продуктивности, используя данные по 10 скважинам, законченным в том же пласте в течение 1999 г. По этим скважинам эффективность создания фильтра составила 93%, а коэффициент продуктивности — 97 баррелей/psi/сут (2,2 м3/кПа/сут). Объем закачанного гравия — 207000 фунтов (9390 кг) превысил теоретический объем кольцевого пространства на 12%. Основываясь на избыточном объеме гравия и повышенном устьевом давлении, специалисты по заканчиванию сделали вывод, что открытый ствол был полностью заполнен гравийным фильтром. Скважина давала более 13000 баррелей/сут (2070 м3/сут) жидкости при обводненности 40–60% и без пескопроявления после спуска ЭЦН. Коэффициент продуктивности скважины Aida-10 составил более 409 баррелей/psi/сут (9,4 м3/кПа/сут), что было значительно больше, чем при предыдущих заканчиваниях с намывом гравийного фильтра солевым раствором на этом же месторождении. Относительно медленный рост обводненности по сравнению с предыдущими заканчиваниями свидетельствует о более равномерной, меньшей депрессии на участке открытого ствола. На сегодняшний день пескопроявления нет, и задача повышения продуктивности скважины была выполнена. Эти результаты показывают, что одноэтапная технология намыва фильтра с использованием отводных труб и удаления фильтрационной корки осуществима без ухудшения продуктивности скважины и не требует наличия требуемой фильтрационной корки и циркуляции для создания гравийного фильтра. 50 Данные о проекте Приемлемые варианты химреагентов Поиск вариантов CBR Приемлемые варианты по инструментам, закачке и методике Совместимость вариантов Комбинированные варианты База промысловых данных Ранжирование комбинированных вариантов Инженерный блок MudSOLV Лабораторные исследования Требования к материалам Оценка вариантов Методика расчета и выбора Нефтяные и сервисные компании разработали способы и технические ограничения на методы намыва гравийных фильтров, скважинный инструмент и используемые химреагенты. Однако, поскольку число возможных решений велико, то выбор наилучших вариантов создания гравийных фильтров и удаления фильтрационной корки требует экспертизы и мирового промыслового опыта от использования жидкостей для бурения, заканчивания и обработки скважин до проектирования заканчиваний и буровых работ. Опыт, приобретенный за последние четыре года, является основой для жесткого подхода к выбору методов удаления фильтрационной корки33. В настоящее время создана экспертная система (программное обеспечение CBR), чтобы использовать знания и опыт по созданию гравийных фильтров и выявления приемлемых технологий для конкретных скважинных условий и параметров. Программа CBR позволяет определить рациональное число вариантов удаления фильтрационной корки путем устранения альтернативных вариантов, основанных на установленных технических ограничениях и путем ранжирования оставшихся вариантов по исходным данным экспертов и базам лабораторных и промысловых данных (рис. 19). Рекомендации MudSOLV Расчет экономики Инженеры отвечают на вопросы «да» или «нет» по конкретным случаям о скважинных характеристиках и условиях, переменных заканчивания, скважинных инструментах и методах удаления фильтрационной корки. Система использует эти ответы для «обоснования совпадения» между конкретной скважиной и вариантами в базе данных программы CBR, ставя дополнительные вопросы для дальнейшего уточнения уровня совпадения или сокращения количества используемых методов удаления корки. Каждый ответ влияет на применение варианта, удаляя некоторые из рассмотрения и продвигая или удаляя другие. Таким образом, скважинные варианты быстро совпадают с минимальным числом возможных вариантов удаления фильтрационной корки, а затем эти варианты ранжируются. Из-за высокой стоимости удаления фильтрационной корки часто могут требоваться лабораторные эксперименты для принятия решения об использовании только метода открытия скважины или различных химических методов удаления. Для того, чтобы избежать ненужных исследований, задается поиск в базе данных на существующие данные, применимые к трем лучшим решениям. Если данных недостаточно, то проводят дополнительные исследования. Данные по давлению начала притока и остаточ- Нефтегазовое Обозрение ной проницаемости заносят в программу узлового анализа NODAL или в более сложные моделирующие программы для расчета дебитов, оценки затрат и прибылей и выявления наиболее технически и экономически обоснованного решения для заданной пары буровой жидкости и жидкости заканчивания34. Создание гравийных фильтров в скважинах Северного моря Во многих скважинах, эксплуатируемых компанией «Бритиш Петролеум» (BP) на месторождении Хардинг, Северное море, требуют проведение мероприятий для борьбы с пескопроявлением. Часть пласта состоит из чередующихся пропластков песка и глин с содержанием глин около 40%. Продуктивные интервалы сложены чистыми, хорошо отсортированными несцементированными песчаниками с проницаемостью 3–4 д, медианным диаметром частиц 250 мкм (D50) и коэффициентом однородности 2 (D40/D90). Глинистые пропластки сложены сильно реагирующими глинами, имеют толщину от нескольких метров до менее миллиметра. Гранулометрический анализ комбинированного керна песка и глин показывает большое содержание плохо отсортированных мелкодисперсных частиц. Из-за низкого коэффициента песчанистости и большого содержание мелкодисперсных частиц, специалисты компании «Бритиш Петролеум» (BP) остановили свой выбор на технологии намыва гравийного фильтра с использованием скважинных фильтров Alternate Path, позволяющей получить полный фильтр. Для того, чтобы намыть гравийный фильтр с использованием отводных трубок, была выбрана бесполимерная жидкость-носитель на основе ВУПАВ, позволяющая снизить ухудшение фильтрационных свойств пласта и уменьшить потери давления на трение. 33. Mason SD, Houwen OH, Freeman MA, Brady ME, Foxenberg WE, Price-Smith CJ and Parlar M: “e-Methodology for Selection of Wellbore Cleanup Techniques in Open-Hole Horizontal Completions,” paper SPE 68957, presented at the SPE European Formation Damage Conference, The Hague, The Netherlands, May 21-22, 2001. 34. Программа узлового анализа NODAL совмещает возможности добычи из пласта в скважины с возможностями колонн транспортировать поток на устье. Название метода говорит об использовании дискретных мест — узлов, в которых независимые уравнения описывают приток и расход в зависимости от потерь давления на трение и расходов флюида от внешних границ пласта, через стенку низа ствола, вверх по лифтовой колонне и через обвязку устьевых сооружений на емкости. Такой метод позволяет рассчитать расходы, которые может дать скважина и помогает определить влияние ухудшения фильтрационных свойств или скин-эффекта, наличия перфорационных отверстий, обработок, устьевое давление или давление сепаратора и диаметры труб и штуцера. Ожидаемую добычу также можно оценить по предполагаемым параметрам пласта и скважины. Весна 2002 С помощью экспертной системы CBR была выбрана подготовленная БЖП, неиспользованная БЖП, вязкая жидкость без мехпримесей и солевой раствор заканчивания в качест- ве четырех вариантов вытеснения до спуска скважинных фильтров (рис. 20). Специалисты компании «Бритиш Петролеум» (BP) исключают использование Запросы экспертной системы CBR Практично ли подготавливать БЖП на виброситах для предупреждения засорения фильтра или ухудшения фильтрационных свойств? Планируется ли установить в скважине скважинные фильтры с предварительной набивкой или высокоэффективные сетчатые фильтры? Существует ли большой риск повреждения или преждевременной посадки пакера при спуске скважинной компоновки в использованной БЖП? Можно ли составить солевой раствор заканчивания достаточной плотности для контроля за скважиной? Потребуется ли проводить циркуляцию для спуска скважинной компоновки до полной глубины? Была ли скважинная компоновка спущена в скважинах этого месторождения на солевом растворе в открытый ствол и были ли при этом разумные потери жидкости после бурения с расчетной БЖП? Возможно ли при спуске компоновки заканчивания получить большие затяжки, которые не позволят установить компоновку на полной глубине? Сможет ли чистая неиспользованная БЖП пройти через компоновку заканчивания без ее засорения? Можно ли составить вязкую жидкость, совместимую с фильтрационной коркой БЖП? Можно ли составить вязкую жидкость, совместимую с пластовыми флюидами? Имеются ли установки для эффективного разрушения и фильтрации вязкой жидкости? Можно ли составить солевой раствор заканчивания, совместимый с фильтрационной коркой БЖП? Можно ли составить солевой раствор заканчивания, совместимый с пластовыми флюидами? Будет ли возможность закачать жидкости в интервал открытого ствола после установки компоновки заканчивания? Имеются ли инструменты, позволяющие закачивать или циркулировать жидкости для удаления корки после установки компоновки заканчивания? Планируется ли намыть в скважине гравийный фильтр? Планируется ли в качестве жидкости-носителя гравия иметь неводную нефтяную или синтетическую жидкость? Планируется ли намыть в скважине гравийный фильтр с использованием вязкой жидкости? Будет ли интервал открытого ствола пройден расширителем? Планируется ли в компоновке низа ствола скважины использовать скважинные фильтры с отводными трубками? Планируется ли намыть в скважине гравийный фильтр солевым раствором? Планируется ли иметь открытый ствол, компоновку низа со скважинными фильтрами с отводными трубками или щелевой фильтр? Исключено ли использование чистой, вязкой жидкости вытеснения? Известен ли состав чистой, вязкой жидкости, которая может быть использована в качестве жидкости вытеснения? Исключено ли использование солевого раствора заканчивания в качестве жидкости вытеснения? Известен ли состав солевого раствора заканчивания, который может быть использован в качестве жидкости вытеснения? Ответы Да Нет Нет Да Нет Да Нет Да Да Да Да Да Да Да Да Да Нет Да Да Да Нет Нет Нет Да Нет Да Выход: возможные решения Перед спуском скважинных фильтров: Вытеснить до 1) подготовленной БЖП или 2) неиспользованной БЖП или 3) вязкой жидкости без мехпримесей или 4) солевого раствора заканчивания. Варианты намыва гравия и удаления корки: 1) одновременно или 2) удаление корки после намыва гравийного фильтра. Рис. 20. Запросы по вытеснению из скважины и намыву гравия и возможные варианты из вывода экспертной системы CBR для заканчиваний скважин на месторождении Хардинг в Северном море. Вариант оставления подготовленной БЖП в интервале открытого ствола был наиболее рентабельным, при котором скважинные фильтры не засорялись и устойчивость скважины не ухудшалась. Оба варианта намыва гравийного фильтра с одновременным удалением фильтрационной корки и удалением после намыва фильтра были определены как варианты для удаления фильтрационной корки с намывом с использованием скважинных фильтров с отводными трубками и использованием жидкости-носителя гравия на основе ВУПАВ. 51 Требуется ли для создания требуемой плотности в качестве жидкости-носителя разрушающего агента использовать двухвалентный солевой раствор (Ca, Mg, Zn)? Являются ли раскрепляющие агенты или выбуренные мехпримеси в БЖП в первую очередь CaCO3? Являются ли раскрепляющие агенты или выбуренные мехпримеси в БЖП в первую очередь гранулированными солями? Возможны ли низкие участки на участке заканчивания, в которых могут скопиться разрушающие агенты и оставаться в течение периода более, чем период начала закачки или добычи? Чувствителен ли пласт по минеральному составу (цеолиты, сидериты, хлориты) к минеральным кислотам? Имеется ли несовместимость пластового флюида с соляной кислотой? Имеется ли в пласте кальцит (карбонаты), несовместимые с муравьиной кислотой большой концентрации? Исключает ли компания-оператор использование соляной кислоты? Исключает ли компания-оператор использование органических кислоты? Будет содержать БЖП значительное количество частично гидролизованного полиакриламида? Имеет ли песчаник участка открытого ствола карбонатный цемент? Могут ли промысловые сооружения (сепараторы и теплообменники) работать с кислотами? Будет ли скважина нагнетательной без отработки на нефть? Чувствителен ли пласт к ингибитору коррозии кислоты? (если неизвестно, связаться со специалистом) Является ли БЖП жидкостью на нефтяной или синтетической основе? Равно ли рН жидкости-носителя 3–10? Имеет ли БЖП в своем составе крахмал? Имеет ли БЖП в своем составе ксантан? Имеет ли БЖП в своем составе склероглюкан? Имеет ли добываемый сухой газ немного нефтяного конденсата? Совместим ли требуемый или необходимый солевой раствор-жидкость-носитель с ВУПАВ? Имеют ли пластовые флюиды способность образовывать эмульсии с ВУПАВ? Можно ли использовать для намыва гравийного фильтра инструмент для циркуляции после намыва фильтра? Превышает ли забойная температура 250°F (121°С)? Ответ Нет Да Нет Да Нет Нет Нет Да Да Нет Нет Нет Нет Нет Нет Да Да Да Нет Нет Да Нет Нет Нет Выход: возможные решения Применимые химреагенты для удаления фильтрационной корки: 1) нет (открытие скважины) или 2) энзим или 3) окислитель или 4) КОВ и энзим Методика и состав реагентов для: одновременный намыв гравийного фильтра и удаление фильтрационной корки с помощью 1) ВУПАВ и энзим или 2) ВУПАВЮ КОВ и энзим Методика и состав реагентов для: удаления фильтрационной корки после намыва гравийного фильтра с помощью 1) окислителя или 2) ВУПАВ и энзима или 3) ВУПАВ, КОВ и энзима Требование по закачке: установка колонны гибких НКТ Рис. 21. Запросы по химреагентам и удалению фильтрационной корки и возможные варианты из вывода экспертной системы CBR для заканчиваний скважин на месторождении Хардинг в Северном море. На стадии анализа варианта химреагентов в качестве вариантов предлагаются одноэтапное удаление с помощью энзимов, окислителей и комбинированное из КОВ и энзимов. Несовместимость с ВУПАВ исключает использование окислителей для одновременного намыва гравийного фильтра и удаления фильтрационной корки, оставляя в качестве потенциальных вариантов открытие скважины без очистки забоя, использование одного энзима и комбинированного состава из КОВ и энзима. БЖП была профильтрована до фракции 63 мкм на вибросите с ситом 230 меш, после чего был спущен проволочный скважинный фильтр с отводными трубками и кожухом с наружным диаметром 41/2 дюйма и диаметром ячеек 400 мкм (16 сортамент), исключающим засорение фильтра. Инженеры по буровым растворам испытали подготовленную БЖП на тестовом скважинном фильтре в модифицированном приборе для определения ухода жидкости в пласт, чтобы убедиться в отсутствии засорения фильтра. После спуска скважинных фильтров до полной глубины, из участка открытого ствола вытеснили жидкость фильтрованным солевым раствором NaCl, был посажен верхний пакер, и сервисный инструмент был приведен в положение циркуляции. Гравий закачивался темпом 5 баррелей/мин с жидкостью-носителем на основе ВУПАВ с энзимом для растворения полимеров фильтрационной корки до возникновения перемычки гравия. Когда поток пошел в отводные трубки, темп закачки был снижен до 2 барреля/мин. Всего за один час было закачано 180 баррелей (28 м3) жидкости-носителя с гравием, что свидетельствовало о полной набивке, если исходить из результатов расчетов по спуску шаблона. При намыве гравийного фильтра солевым раствором с низкой концентрацией гравия потребовалось бы три с половиной часа, и эффективность создания фильтра ставилась бы под сомнение. Компания «Бритиш Петролеум» (BP) провела серию замеров кривой восстановления давления после намыва гравийного фильтра. Они показали, что механический скин-эффект улучшился с 5,5 до 2,7 за первые восемь недель эксплуатации скважины. Скинэффект для гравийных фильтров в открытом стволе в глинистом пласте, как правило, составляет около 8, т. е. дебит нефти этой скважины — 7700 баррелей/сут (1224 м3/сут) был на 30% выше среднего по промышленности35. 35. McKay G, Bennett CL and Gilchrist JM: “High Angle OHGP’s in Sand/Shale Sequences: A Case History Using a Formate Drill-In Fluid,” paper SPE 58731, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 23-24, 2000. 36. Parlar et al, ссылка 8. Удаление фильтрационной корки Давление вызова притока, psi Остаточная проницаемость, % Без очистки забоя Только энзим Энзим и КОВ 160 4 2 40 70 91 2350 Идеальная жидкость Энзим с КОВ Только энзим Без очистки забоя 2330 Текущее давление, psi Запросы экспертной системы CBR соляной и органических кислот из-за возможного наличия низких участков в горизонтальных стволах скважин, где возможен застой жидкости с повышением коррозии. Поэтому единственными возможными вариантами химреагентов стали одноэтапное использование энзимов, одноэтапное использование окислителей и комбинированное использование КОВ и энзимов (рис. 21). Все три варианта химреагентов применимы для обработок после намыва гравийного фильтра, но для этого требуется использование колонны гибких НКТ, поскольку сервисный инструмент MudSOLV отсутствует для проведения циркуляции сразу же после намыва гравийного фильтра. Затраты на химреагенты были приблизительно одинаковыми для технологий одновременного удаления и удаления корки после намыва гравийного фильтра, поэтому наиболее экономичными вариантами стали варианты с затратами на установку колонны гибких НКТ и затратами на станок при использовании технологии одновременного намыва гравийного фильтра и удаления фильтрационной корки. После анализа осталось три варианта: открытие скважины и добыча без удаления фильтрационной корки и одновременный намыв гравийного фильтра с удалением корки с помощью только энзима или КОВ и энзима в жидкости-носителе. Лабораторные исследования позволили получить данные по давлениям вызова притока и остаточной проницаемости для этих трех вариантов, которые были использованы в моделях для расчета дебитов (рис. 22). Результаты определения добычи были практически одинаковыми, независимо от химической обработки или открытия скважины без удаления корки, но некоторое удаление фильтрационной корки было гарантировано, поскольку приток по горизонтальному участку мог быть неравномерным и мог привести к образованию конуса воды или газа и снижению срока эксплуатации скважины. После спуска хвостовика 75/8 дюйма в первой скважине для использования этой методики было пробурено около 300 футов (91 м) открытого ствола 81/2 дюйма с углом наклона 75° на том же синтетическом буровом растворе на нефтяной основе, что был использован для бурения верхних участков ствола скважины. Эта буровая жидкость была вытеснена БЖП на основе формата калия и натрия, содержавшей полимер, крахмал и CaCO3, а участок открытого ствола был расширен от 81/2 до 10 дюймов (от 22 до 25 см). 2310 Характеристика системы «поток-труба» 2290 2270 0 52 Нефтегазовое Обозрение Весна 2002 1000 2000 3000 4000 5000 6000 Дебит нефти, баррель/сут 7000 8000 9000 10,000 Создание гравийного фильтра при давлении выше давления разрыва При намыве гравийного фильтра солевым раствором избегают разрыва пласта, чтобы сохранять целостность фильтрационной корки и минимизировать потери жидкости в пласт. Тем не менее, закачка жидкости-носителя с гравием при давлении выше давления разрыва пласта подтверждает необходимость использования скважинных фильтров Alternate Path. Помимо того, что разрушается внешняя и внутренняя фильтрационная корка, которая не удаляется химическими обработками, возможные преимущества состоят в дополнительном воздействии, повышающем продуктивность или приемистость скважины и снижающем возможное засорение, особенно в нагнетательных скважинах, в которых увеличение площади фильтрации позволяет продлить срок эксплуатации скважины36. В отличии от обычного ГРП и ГРП с созданием фильтра, при этом процессе не возникают и не развиваются трещины при закачке набивки жидкости без мехпримесей или гравия предельных концентраций для расширения трещины. Вместо этого при этом процессе требуется, чтобы только давление начала развития трещины было превышено при закачке и намыве гравия. Это простая технология и экономичный способ без сложности стандартных ГРП с созданием фильтра и методов создания многочисленных трещин. Рис. 22. Зависимость давления вызова притока и остаточной проницаемости для заканчивания скважин месторождения Хардинг, Северное море (вверху). Расчеты добычи с помощью программы узлового анализа NODAL были практически одинаковыми для открытия скважины (зеленая кривая), или химического удаления фильтрационной корки только с использованием энзима (фиолетовая кривая) или КОВ с энзимом (голубая кривая) по сравнению с идеальным притоком (оранжевая кривая), показывающим, что КОВ может быть и не нужно для удаления раскрепляющих агентов. При открытии скважины без удаления фильтрационной корки давление начала притока составляет 160 psi (1,1 МПа), что намного больше, чем предел депрессии в 40 psi (275 кПа), установленный специалистами компании «Бритиш Петролеум» (BP). Расчетная депрессия была почти 32 psi (220 кПа) без удаления корки, поэтому прирост затрат от обработки энзимом был оправдан, причем давление начала притока было гарантировано ниже требуемого предела. 53 Требуется ли для создания требуемой плотности в качестве жидкости-носителя разрушающего агента использовать двухвалентный солевой раствор (Ca, Mg, Zn)? Являются ли раскрепляющие агенты или выбуренные мехпримеси в БЖП в первую очередь CaCO3? Являются ли раскрепляющие агенты или выбуренные мехпримеси в БЖП в первую очередь гранулированными солями? Возможны ли низкие участки на участке заканчивания, в которых могут скопиться разрушающие агенты и оставаться в течение периода более, чем период начала закачки или добычи? Чувствителен ли пласт по минеральному составу (цеолиты, сидериты, хлориты) к минеральным кислотам? Имеется ли несовместимость пластового флюида с соляной кислотой? Имеется ли в пласте кальцит (карбонаты), несовместимые с муравьиной кислотой большой концентрации? Исключает ли компания-оператор использование соляной кислоты? Исключает ли компания-оператор использование органических кислоты? Будет содержать БЖП значительное количество частично гидролизованного полиакриламида? Имеет ли песчаник участка открытого ствола карбонатный цемент? Могут ли промысловые сооружения (сепараторы и теплообменники) работать с кислотами? Будет ли скважина нагнетательной без отработки на нефть? Чувствителен ли пласт к ингибитору коррозии кислоты? (если неизвестно, связаться со специалистом) Является ли БЖП жидкостью на нефтяной или синтетической основе? Равно ли рН жидкости-носителя 3–10? Имеет ли БЖП в своем составе крахмал? Имеет ли БЖП в своем составе ксантан? Имеет ли БЖП в своем составе склероглюкан? Имеет ли добываемый сухой газ немного нефтяного конденсата? Совместим ли требуемый или необходимый солевой раствор-жидкость-носитель с ВУПАВ? Имеют ли пластовые флюиды способность образовывать эмульсии с ВУПАВ? Можно ли использовать для намыва гравийного фильтра инструмент для циркуляции после намыва фильтра? Превышает ли забойная температура 250°F (121°С)? Ответ Нет Да Нет Да Нет Нет Нет Да Да Нет Нет Нет Нет Нет Нет Да Да Да Нет Нет Да Нет Нет Нет Выход: возможные решения Применимые химреагенты для удаления фильтрационной корки: 1) нет (открытие скважины) или 2) энзим или 3) окислитель или 4) КОВ и энзим Методика и состав реагентов для: одновременный намыв гравийного фильтра и удаление фильтрационной корки с помощью 1) ВУПАВ и энзим или 2) ВУПАВЮ КОВ и энзим Методика и состав реагентов для: удаления фильтрационной корки после намыва гравийного фильтра с помощью 1) окислителя или 2) ВУПАВ и энзима или 3) ВУПАВ, КОВ и энзима Требование по закачке: установка колонны гибких НКТ Рис. 21. Запросы по химреагентам и удалению фильтрационной корки и возможные варианты из вывода экспертной системы CBR для заканчиваний скважин на месторождении Хардинг в Северном море. На стадии анализа варианта химреагентов в качестве вариантов предлагаются одноэтапное удаление с помощью энзимов, окислителей и комбинированное из КОВ и энзимов. Несовместимость с ВУПАВ исключает использование окислителей для одновременного намыва гравийного фильтра и удаления фильтрационной корки, оставляя в качестве потенциальных вариантов открытие скважины без очистки забоя, использование одного энзима и комбинированного состава из КОВ и энзима. БЖП была профильтрована до фракции 63 мкм на вибросите с ситом 230 меш, после чего был спущен проволочный скважинный фильтр с отводными трубками и кожухом с наружным диаметром 41/2 дюйма и диаметром ячеек 400 мкм (16 сортамент), исключающим засорение фильтра. Инженеры по буровым растворам испытали подготовленную БЖП на тестовом скважинном фильтре в модифицированном приборе для определения ухода жидкости в пласт, чтобы убедиться в отсутствии засорения фильтра. После спуска скважинных фильтров до полной глубины, из участка открытого ствола вытеснили жидкость фильтрованным солевым раствором NaCl, был посажен верхний пакер, и сервисный инструмент был приведен в положение циркуляции. Гравий закачивался темпом 5 баррелей/мин с жидкостью-носителем на основе ВУПАВ с энзимом для растворения полимеров фильтрационной корки до возникновения перемычки гравия. Когда поток пошел в отводные трубки, темп закачки был снижен до 2 барреля/мин. Всего за один час было закачано 180 баррелей (28 м3) жидкости-носителя с гравием, что свидетельствовало о полной набивке, если исходить из результатов расчетов по спуску шаблона. При намыве гравийного фильтра солевым раствором с низкой концентрацией гравия потребовалось бы три с половиной часа, и эффективность создания фильтра ставилась бы под сомнение. Компания «Бритиш Петролеум» (BP) провела серию замеров кривой восстановления давления после намыва гравийного фильтра. Они показали, что механический скин-эффект улучшился с 5,5 до 2,7 за первые восемь недель эксплуатации скважины. Скинэффект для гравийных фильтров в открытом стволе в глинистом пласте, как правило, составляет около 8, т. е. дебит нефти этой скважины — 7700 баррелей/сут (1224 м3/сут) был на 30% выше среднего по промышленности35. 35. McKay G, Bennett CL and Gilchrist JM: “High Angle OHGP’s in Sand/Shale Sequences: A Case History Using a Formate Drill-In Fluid,” paper SPE 58731, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 23-24, 2000. 36. Parlar et al, ссылка 8. Удаление фильтрационной корки Давление вызова притока, psi Остаточная проницаемость, % Без очистки забоя Только энзим Энзим и КОВ 160 4 2 40 70 91 2350 Идеальная жидкость Энзим с КОВ Только энзим Без очистки забоя 2330 Текущее давление, psi Запросы экспертной системы CBR соляной и органических кислот из-за возможного наличия низких участков в горизонтальных стволах скважин, где возможен застой жидкости с повышением коррозии. Поэтому единственными возможными вариантами химреагентов стали одноэтапное использование энзимов, одноэтапное использование окислителей и комбинированное использование КОВ и энзимов (рис. 21). Все три варианта химреагентов применимы для обработок после намыва гравийного фильтра, но для этого требуется использование колонны гибких НКТ, поскольку сервисный инструмент MudSOLV отсутствует для проведения циркуляции сразу же после намыва гравийного фильтра. Затраты на химреагенты были приблизительно одинаковыми для технологий одновременного удаления и удаления корки после намыва гравийного фильтра, поэтому наиболее экономичными вариантами стали варианты с затратами на установку колонны гибких НКТ и затратами на станок при использовании технологии одновременного намыва гравийного фильтра и удаления фильтрационной корки. После анализа осталось три варианта: открытие скважины и добыча без удаления фильтрационной корки и одновременный намыв гравийного фильтра с удалением корки с помощью только энзима или КОВ и энзима в жидкости-носителе. Лабораторные исследования позволили получить данные по давлениям вызова притока и остаточной проницаемости для этих трех вариантов, которые были использованы в моделях для расчета дебитов (рис. 22). Результаты определения добычи были практически одинаковыми, независимо от химической обработки или открытия скважины без удаления корки, но некоторое удаление фильтрационной корки было гарантировано, поскольку приток по горизонтальному участку мог быть неравномерным и мог привести к образованию конуса воды или газа и снижению срока эксплуатации скважины. После спуска хвостовика 75/8 дюйма в первой скважине для использования этой методики было пробурено около 300 футов (91 м) открытого ствола 81/2 дюйма с углом наклона 75° на том же синтетическом буровом растворе на нефтяной основе, что был использован для бурения верхних участков ствола скважины. Эта буровая жидкость была вытеснена БЖП на основе формата калия и натрия, содержавшей полимер, крахмал и CaCO3, а участок открытого ствола был расширен от 81/2 до 10 дюймов (от 22 до 25 см). 2310 Характеристика системы «поток-труба» 2290 2270 0 52 Нефтегазовое Обозрение Весна 2002 1000 2000 3000 4000 5000 6000 Дебит нефти, баррель/сут 7000 8000 9000 10,000 Создание гравийного фильтра при давлении выше давления разрыва При намыве гравийного фильтра солевым раствором избегают разрыва пласта, чтобы сохранять целостность фильтрационной корки и минимизировать потери жидкости в пласт. Тем не менее, закачка жидкости-носителя с гравием при давлении выше давления разрыва пласта подтверждает необходимость использования скважинных фильтров Alternate Path. Помимо того, что разрушается внешняя и внутренняя фильтрационная корка, которая не удаляется химическими обработками, возможные преимущества состоят в дополнительном воздействии, повышающем продуктивность или приемистость скважины и снижающем возможное засорение, особенно в нагнетательных скважинах, в которых увеличение площади фильтрации позволяет продлить срок эксплуатации скважины36. В отличии от обычного ГРП и ГРП с созданием фильтра, при этом процессе не возникают и не развиваются трещины при закачке набивки жидкости без мехпримесей или гравия предельных концентраций для расширения трещины. Вместо этого при этом процессе требуется, чтобы только давление начала развития трещины было превышено при закачке и намыве гравия. Это простая технология и экономичный способ без сложности стандартных ГРП с созданием фильтра и методов создания многочисленных трещин. Рис. 22. Зависимость давления вызова притока и остаточной проницаемости для заканчивания скважин месторождения Хардинг, Северное море (вверху). Расчеты добычи с помощью программы узлового анализа NODAL были практически одинаковыми для открытия скважины (зеленая кривая), или химического удаления фильтрационной корки только с использованием энзима (фиолетовая кривая) или КОВ с энзимом (голубая кривая) по сравнению с идеальным притоком (оранжевая кривая), показывающим, что КОВ может быть и не нужно для удаления раскрепляющих агентов. При открытии скважины без удаления фильтрационной корки давление начала притока составляет 160 psi (1,1 МПа), что намного больше, чем предел депрессии в 40 psi (275 кПа), установленный специалистами компании «Бритиш Петролеум» (BP). Расчетная депрессия была почти 32 psi (220 кПа) без удаления корки, поэтому прирост затрат от обработки энзимом был оправдан, причем давление начала притока было гарантировано ниже требуемого предела. 53 При намыве гравийного фильтра при давлении выше давления разрыва используются вязкие жидкости закачивания в режиме задавливания. Обезвоживание жидкости-носителя с гравием происходит после того, как достигается давление разрыва, и небольшая трещина проникает в фильтрационную корку и пласт. Большой уход жидкости в созданные трещины приводит к быстрому образованию перемычки гравия и формированию набивки по всему сечению. Жидкость-носитель с гравием попадает в транспортные трубки к другому участку открытого ствола, инициируя множество трещин вдоль ствола скважины (рис. 23). Если промывочная труба и несущая труба не изолированы, то жидкость-носитель с гравием может обезводиться между скважинными фильтрами и открытым стволом, что позволяет жидкости-носителю уходить в ранее разорванные участки. Некоторая степень изоляции между внутренней промывочной трубой и несущей трубой скважинного фильтра на выбранных интервалах препятствует обезвоживанию жидкостиносителя с гравием через скважинные фильтры и уходу жидкости на участки, которые были уже разорваны и в которых образовалась набивка. Такая скважинная компоновка позволяет выполнять селективный намыв гравия в нескольких интервалах и разрыв в других интервалах. Используя изолирующие устройства, компании-операторы в настоящее время могут намыть гравийный пакер у начала интервала в режиме циркуляции и выполнить ГРП с созданием фильтра у конца интервала в режиме задавливания, если это потребуется. Аналогичный процесс, повторная закачка бурового шлама, позволяет создать множество трещин вокруг точек закачки и демонстрирует обоснованность намыва гравийного фильтра при давлении выше давления разрыва пласта. Закачка гравия при давлении выше давления разрыва была успешной в обсаженных скважинах месторождений Северного моря, Мексиканского залива и Западной Африки, позволяя получить скин-эффекты после намыва фильтра, аналогичные крупным работам по ГРП с созданием фильтра. В пластах с большим забойным давлением эта технология позволяет отказаться от утяжеления базовых жидкостей для контроля за скважиной. При закачке гравия в режиме задавливания в кольцевое пространство не нужно закачивать жидкость, при этом можно использовать любую жидкость-утяжелитель, даже загущенную нефть или солевой раствор низкой плотности. 54 Компания «Стоун Энерджи Корпорейшн» пробурила новый ствол из скважины В-1 для добычи запасов в восстающих пластах на месторождении в Мексиканском заливе, вдали от побережья шт. Луизиана, США37. Из первого ствола скважины В-1 добывали газ из нисходящих песчаных пластов начиная с сентября 1993 г. до февраля 2000 г., когда добыча газа прекратилась по причине большой обводненности. Объект разработки состоит из двух песчаных пластов, разделенных тонкой глинистой перемычкой. Верхний песчаный пласт представлен мелкозернистым песчаником с расчетной проницаемостью 150 мд, водонасыщенностью 60% и эффективной толщиной 6 футов (1,8 м). Нижний пласт представлен чистым крупнозернистым песчаником с проницаемостью 1000 мд, водонасыщенностью 10% и эффективной толщиной 16 футов выше водоносного горизонта. В результате зарезки второго ствола был пробурен 277-футовый (84 м) горизонтальный участок открытого ствола на нижний пласт. Неразрушенная фильтрационная корка По причине возможного выноса песка и сильного водонапорного режима специалисты компании Стоун Энерджи планировали намыть гравийный фильтр, который позволит минимизировать образования конуса воды и максимизировать коэффициент извлечения запасов без использования установки колонны гибких НКТ для удаления фильтрационной корки или исправительной обработки. Этим задачам подошли одновременный намыв гравийного фильтра и удаление фильтрационной корки с использованием жидкости-носителя MudSOLV и ClearPAC на основе ВУПАВ с КОВ и энзимом для растворения крахмала и CaCO3. Заканчивание с индивидуальными скважинными фильтрами пришлось исключить по причине возможного засорения и эрозии скважинных фильтров после прорыва воды. Компоновка скважинных фильтров AIIPAC с одной отводной трубкой позволила снизить риск неполного создания набивки, исключая необходимость использования материалов для борьбы с потерей циркуляции до намыва Гравийный фильтр Скважинный фильтр Ограниченные трещины (длиной несколько дюймов) гравийного фильтра и позволила использовать проволочные скважинные фильтры вместо высокоэффективных сетчатых фильтров (рис. 24). Специалисты по заканчиванию скважин не хотели проводить ГРП с созданием фильтра вблизи ВНК, решив намыть гравийный фильтр при давлении выше давления разрыва, чтобы повысить проводимость стенок пласта. При намыве гравийного фильтра с использованием отводных трубок не требуется целостность фильтрационной корки, поэтому гравий был закачан с помощью сервисного инструмента в положении задавливания, чтобы повысить вероятность разрыва пласта при низких темпах закачки. Закачку проводили с темпом 5 баррелей/мин, ниже пропускной способности в 6 баррелей/мин одной отводной трубки. После закачки 40% жидкости-носителя с гравием устьевое давление возросло до 3400 psi (23 МПа) при образовании перемычки гравия в кольцевом пространстве. В этот момент жидкость-носитель с гравием попала в отводную трубку, давления закачки упало до 2000 psi (14 МПа) и намыв фильтра продолжился. После закачки 75% гравия работа была закончена при сервисном инструменте в положении циркуляции, чтобы добиться полного создания набивки в начале скважинных фильтров. Более 150% объема гравия потребовалось, чтобы заполнить расчетное кольцевое пространство вокруг скважинных фильтров и неперфорированной трубы. Начальный дебит газа составил 15 млн. ст.куб.футов/сут (430000 м3/сут) с нулевой обводненностью. После заканчивания не потребовалось удалять фильтрационную корку. Проницаемость пласта в 1000 мд с нулевым скин-эффектом соответствовала расходам, полученным с помощью узлового анализа NODAL с использованием данных о фактической добыче, что говорит о 100%ной эффективности потока. Спустя пять месяцев после заканчивания скважины начала поступать вода и дебит газа начал падать с ростом дебита вода. Спустя 14 месяцев второй ствол скважины В-1 давал 2,5 млн. ст.куб.футов/сут (72000 м3/сут) газа без песка и 2300 баррелей/сут (365 м3/сут) воды, что позволило извлечь 4 трл. куб.фут. (143 млн. м3) газа, большую часть подсчитанных извлекаемых запасов. Равномерное удаление фильтрационной корки позволило обеспечить эффективное дренирование вдоль структурного свода этого пласта. 37. Godwin K, Gadiyar B and Riordan H: “Simultaneous Gravel Packing and Filtercake Cleanup with Shunt Tubes in OpenHole Completions: A Case History from the Gulf of Mexico,” paper SPE 71672, prepared for presentation at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 30-October 3, 2001. 38. Gilchrist JM, Sutton LW Jr and Elliott FJ: “Advancing Horizontal Well Sand Control Technology: An OHGP Using Synthetic OBM,” paper SPE 48976, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 27-30, 1998. Трубка набивки Трещины (длиной несколько дюймов) по всему участку RWAA (OHM-M) 0 RILD (OHM-M) 30 0.2 CAL (INCH) Полированный шток 8 18 150 Патрубок PORZ (%) 20 60 20 60 20 160 RILM (OHM-M) GR (API) 0 Chambers MR, Hebert DB and Shuchart CE: “Successful Application of Oil-Based Drilling Fluids in Subsea Horizontal, Gravel-Packed Wells in West Africa,” paper SPE 58743, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 23-24, 2000. Скв. В-1, угол наклона 54° ВНК 1 SP (MV) -120 Уплотнения промывочной трубы Новейшие технологии борьбы с пескопроявлением Буровики часто предпочитают использовать синтетические БЖП на нефтяной основе вместо БЖП на водной основе по причине лучшей смазываемости, более высоких скоростей проходки, большей устойчивости ствола скважины и прекрасной стабилизации глин, особенно в сильно наклонных и горизонтальных скважинах38. В дополнении к обширному опыту намыва гравийных фильтров с использованием буровых жидкостей и жидкостей заканчивания на водной основе, инженеры по заканчиванию скважин предпочитают БЖП на водной основе поскольку у них возникают вопросы об образовании эмульсий или осадка при использовании некоторых составов на нефтяной основе и пластовых нефтей. Кроме того, синтетические жидкости-носители на нефтяной основе, которые бы позволяли контролировать скважинные давления при намыве гравийного фильтра, до недавнего времени не были известны. 0.2 MD (FT) RFOC (OHM-M) 0.2 0 CNC (%) 0 Защитный кожух AC (MICS/FT) 60 Скважинный фильтр XX800 Водонефтяной контакт Рис. 23. Намыв гравийного фильтра при давлении выше давления разрыва. Два важных компонента компоновки позволяет намывать гравий при давлении выше давления разрыва пласта. Отводные трубки с транспортными трубками и трубками набивки обеспечивают развитие многочисленных трещин вдоль большого горизонтального участка открытого ствола (вверху). Для предотвращения ухода жидкости в плат на предварительно разорванных участках и для образования множества трещин на внутренней промывочной трубе устанавливают уплотнения, которые соответствуют полированным штокам в скважинных фильтрах и изолируют кольцевое пространство между обурочной трубой и скважинными фильтрами на отдельных интервалах (внизу). Нефтегазовое Обозрение Рис. 24. Намыв гравия при давлении выше давления разрыва пласта, Мексиканский залив. Специалисты компании «Стоун Энерджи Корпорейшн» выбрали одновременный намыв гравийного фильтра и удаление фильтрационной корки вместо использования индивидуальных скважинных фильтров во втором стволе скважины В-1 в Мексиканском заливе, чтобы избежать засорения скважинных фильтров и эрозию при прорыве воды. Специалисты компании-оператора не захотели проводить ГРП с созданием фильтра вблизи ВНК (слева), поэтому решили намыть гравий при давлении выше давления разрыва пласта на 277-футовом (84 м) горизонтальном участке открытого ствола с использованием скважинных фильтров AIIPAC с одной отводной трубкой для обеспечения проводимости по стенке пласта (справа). Использование для намыва гравийного фильтра и одновременного растворения крахмала и CaCO3 жидкости ClearPAC и MudSOLV с КОВ и энзимом позволило эффективно создать гравийный фильтр и равномерный приток, минимизировав образование конуса вода. Весна 2002 55 При намыве гравийного фильтра при давлении выше давления разрыва используются вязкие жидкости закачивания в режиме задавливания. Обезвоживание жидкости-носителя с гравием происходит после того, как достигается давление разрыва, и небольшая трещина проникает в фильтрационную корку и пласт. Большой уход жидкости в созданные трещины приводит к быстрому образованию перемычки гравия и формированию набивки по всему сечению. Жидкость-носитель с гравием попадает в транспортные трубки к другому участку открытого ствола, инициируя множество трещин вдоль ствола скважины (рис. 23). Если промывочная труба и несущая труба не изолированы, то жидкость-носитель с гравием может обезводиться между скважинными фильтрами и открытым стволом, что позволяет жидкости-носителю уходить в ранее разорванные участки. Некоторая степень изоляции между внутренней промывочной трубой и несущей трубой скважинного фильтра на выбранных интервалах препятствует обезвоживанию жидкостиносителя с гравием через скважинные фильтры и уходу жидкости на участки, которые были уже разорваны и в которых образовалась набивка. Такая скважинная компоновка позволяет выполнять селективный намыв гравия в нескольких интервалах и разрыв в других интервалах. Используя изолирующие устройства, компании-операторы в настоящее время могут намыть гравийный пакер у начала интервала в режиме циркуляции и выполнить ГРП с созданием фильтра у конца интервала в режиме задавливания, если это потребуется. Аналогичный процесс, повторная закачка бурового шлама, позволяет создать множество трещин вокруг точек закачки и демонстрирует обоснованность намыва гравийного фильтра при давлении выше давления разрыва пласта. Закачка гравия при давлении выше давления разрыва была успешной в обсаженных скважинах месторождений Северного моря, Мексиканского залива и Западной Африки, позволяя получить скин-эффекты после намыва фильтра, аналогичные крупным работам по ГРП с созданием фильтра. В пластах с большим забойным давлением эта технология позволяет отказаться от утяжеления базовых жидкостей для контроля за скважиной. При закачке гравия в режиме задавливания в кольцевое пространство не нужно закачивать жидкость, при этом можно использовать любую жидкость-утяжелитель, даже загущенную нефть или солевой раствор низкой плотности. 54 Компания «Стоун Энерджи Корпорейшн» пробурила новый ствол из скважины В-1 для добычи запасов в восстающих пластах на месторождении в Мексиканском заливе, вдали от побережья шт. Луизиана, США37. Из первого ствола скважины В-1 добывали газ из нисходящих песчаных пластов начиная с сентября 1993 г. до февраля 2000 г., когда добыча газа прекратилась по причине большой обводненности. Объект разработки состоит из двух песчаных пластов, разделенных тонкой глинистой перемычкой. Верхний песчаный пласт представлен мелкозернистым песчаником с расчетной проницаемостью 150 мд, водонасыщенностью 60% и эффективной толщиной 6 футов (1,8 м). Нижний пласт представлен чистым крупнозернистым песчаником с проницаемостью 1000 мд, водонасыщенностью 10% и эффективной толщиной 16 футов выше водоносного горизонта. В результате зарезки второго ствола был пробурен 277-футовый (84 м) горизонтальный участок открытого ствола на нижний пласт. Неразрушенная фильтрационная корка По причине возможного выноса песка и сильного водонапорного режима специалисты компании Стоун Энерджи планировали намыть гравийный фильтр, который позволит минимизировать образования конуса воды и максимизировать коэффициент извлечения запасов без использования установки колонны гибких НКТ для удаления фильтрационной корки или исправительной обработки. Этим задачам подошли одновременный намыв гравийного фильтра и удаление фильтрационной корки с использованием жидкости-носителя MudSOLV и ClearPAC на основе ВУПАВ с КОВ и энзимом для растворения крахмала и CaCO3. Заканчивание с индивидуальными скважинными фильтрами пришлось исключить по причине возможного засорения и эрозии скважинных фильтров после прорыва воды. Компоновка скважинных фильтров AIIPAC с одной отводной трубкой позволила снизить риск неполного создания набивки, исключая необходимость использования материалов для борьбы с потерей циркуляции до намыва Гравийный фильтр Скважинный фильтр Ограниченные трещины (длиной несколько дюймов) гравийного фильтра и позволила использовать проволочные скважинные фильтры вместо высокоэффективных сетчатых фильтров (рис. 24). Специалисты по заканчиванию скважин не хотели проводить ГРП с созданием фильтра вблизи ВНК, решив намыть гравийный фильтр при давлении выше давления разрыва, чтобы повысить проводимость стенок пласта. При намыве гравийного фильтра с использованием отводных трубок не требуется целостность фильтрационной корки, поэтому гравий был закачан с помощью сервисного инструмента в положении задавливания, чтобы повысить вероятность разрыва пласта при низких темпах закачки. Закачку проводили с темпом 5 баррелей/мин, ниже пропускной способности в 6 баррелей/мин одной отводной трубки. После закачки 40% жидкости-носителя с гравием устьевое давление возросло до 3400 psi (23 МПа) при образовании перемычки гравия в кольцевом пространстве. В этот момент жидкость-носитель с гравием попала в отводную трубку, давления закачки упало до 2000 psi (14 МПа) и намыв фильтра продолжился. После закачки 75% гравия работа была закончена при сервисном инструменте в положении циркуляции, чтобы добиться полного создания набивки в начале скважинных фильтров. Более 150% объема гравия потребовалось, чтобы заполнить расчетное кольцевое пространство вокруг скважинных фильтров и неперфорированной трубы. Начальный дебит газа составил 15 млн. ст.куб.футов/сут (430000 м3/сут) с нулевой обводненностью. После заканчивания не потребовалось удалять фильтрационную корку. Проницаемость пласта в 1000 мд с нулевым скин-эффектом соответствовала расходам, полученным с помощью узлового анализа NODAL с использованием данных о фактической добыче, что говорит о 100%ной эффективности потока. Спустя пять месяцев после заканчивания скважины начала поступать вода и дебит газа начал падать с ростом дебита вода. Спустя 14 месяцев второй ствол скважины В-1 давал 2,5 млн. ст.куб.футов/сут (72000 м3/сут) газа без песка и 2300 баррелей/сут (365 м3/сут) воды, что позволило извлечь 4 трл. куб.фут. (143 млн. м3) газа, большую часть подсчитанных извлекаемых запасов. Равномерное удаление фильтрационной корки позволило обеспечить эффективное дренирование вдоль структурного свода этого пласта. 37. Godwin K, Gadiyar B and Riordan H: “Simultaneous Gravel Packing and Filtercake Cleanup with Shunt Tubes in OpenHole Completions: A Case History from the Gulf of Mexico,” paper SPE 71672, prepared for presentation at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 30-October 3, 2001. 38. Gilchrist JM, Sutton LW Jr and Elliott FJ: “Advancing Horizontal Well Sand Control Technology: An OHGP Using Synthetic OBM,” paper SPE 48976, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 27-30, 1998. Трубка набивки Трещины (длиной несколько дюймов) по всему участку RWAA (OHM-M) 0 RILD (OHM-M) 30 0.2 CAL (INCH) Полированный шток 8 18 150 Патрубок PORZ (%) 20 60 20 60 20 160 RILM (OHM-M) GR (API) 0 Chambers MR, Hebert DB and Shuchart CE: “Successful Application of Oil-Based Drilling Fluids in Subsea Horizontal, Gravel-Packed Wells in West Africa,” paper SPE 58743, presented at the SPE International Symposium on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 23-24, 2000. Скв. В-1, угол наклона 54° ВНК 1 SP (MV) -120 Уплотнения промывочной трубы Новейшие технологии борьбы с пескопроявлением Буровики часто предпочитают использовать синтетические БЖП на нефтяной основе вместо БЖП на водной основе по причине лучшей смазываемости, более высоких скоростей проходки, большей устойчивости ствола скважины и прекрасной стабилизации глин, особенно в сильно наклонных и горизонтальных скважинах38. В дополнении к обширному опыту намыва гравийных фильтров с использованием буровых жидкостей и жидкостей заканчивания на водной основе, инженеры по заканчиванию скважин предпочитают БЖП на водной основе поскольку у них возникают вопросы об образовании эмульсий или осадка при использовании некоторых составов на нефтяной основе и пластовых нефтей. Кроме того, синтетические жидкости-носители на нефтяной основе, которые бы позволяли контролировать скважинные давления при намыве гравийного фильтра, до недавнего времени не были известны. 0.2 MD (FT) RFOC (OHM-M) 0.2 0 CNC (%) 0 Защитный кожух AC (MICS/FT) 60 Скважинный фильтр XX800 Водонефтяной контакт Рис. 23. Намыв гравийного фильтра при давлении выше давления разрыва. Два важных компонента компоновки позволяет намывать гравий при давлении выше давления разрыва пласта. Отводные трубки с транспортными трубками и трубками набивки обеспечивают развитие многочисленных трещин вдоль большого горизонтального участка открытого ствола (вверху). Для предотвращения ухода жидкости в плат на предварительно разорванных участках и для образования множества трещин на внутренней промывочной трубе устанавливают уплотнения, которые соответствуют полированным штокам в скважинных фильтрах и изолируют кольцевое пространство между обурочной трубой и скважинными фильтрами на отдельных интервалах (внизу). Нефтегазовое Обозрение Рис. 24. Намыв гравия при давлении выше давления разрыва пласта, Мексиканский залив. Специалисты компании «Стоун Энерджи Корпорейшн» выбрали одновременный намыв гравийного фильтра и удаление фильтрационной корки вместо использования индивидуальных скважинных фильтров во втором стволе скважины В-1 в Мексиканском заливе, чтобы избежать засорения скважинных фильтров и эрозию при прорыве воды. Специалисты компании-оператора не захотели проводить ГРП с созданием фильтра вблизи ВНК (слева), поэтому решили намыть гравий при давлении выше давления разрыва пласта на 277-футовом (84 м) горизонтальном участке открытого ствола с использованием скважинных фильтров AIIPAC с одной отводной трубкой для обеспечения проводимости по стенке пласта (справа). Использование для намыва гравийного фильтра и одновременного растворения крахмала и CaCO3 жидкости ClearPAC и MudSOLV с КОВ и энзимом позволило эффективно создать гравийный фильтр и равномерный приток, минимизировав образование конуса вода. Весна 2002 55 Расширяющиеся скважинные фильтры в открытом стволе Фильтрационная корка от буровой жидкости на водной основе после открытия скважины Гравий Фильтрационная корка Керн песчаника пласта береа Фильтрационная корка от синтетической буровой жидкости на нефтяной основе после открытия скважины Рис. 25. Сравнение удаления фильтрационных корок буровых жидкостей на водной и на нефтяной основе. В лабораторных экспериментах на фотографиях шлифов фильтрационной корки на искусственных гравийных фильтрах видна разница после обработки окислителем и открытия скважины. Фильтрационная корка буровой жидкости на водной основе остается практически нетронутой (вверху). Остаточная проницаемость создается через поры или каналы. Фильтрационная корка буровых жидкостей на нефтяной основе, как правило, тоньше и легче удаляется, и часто для этого не требуется дополнительной очистки забоя. Механизм очистки фильтрационной корки буровой жидкости на нефтяной основе принципиально отличен от удаления фильтрационной корки буровой жидкости на водной основе; практически вся фильтрационная корка удаляется со стенки керна и диспергируется в поровом пространстве гравийного фильтра или добывается через гравий (внизу). Несущая труба Спускаемые скважинные фильтры Фильтрующая среда Расширившиеся скважинные фильтры Защитный кожух Рис. 26. Вид сверху на расширяющиеся скважинные фильтры в открытом стволе. Для уменьшения начального диаметра перекрывающиеся слои фильтрующей среды расположены пакетами между щелевой несущей трубой и защитным кожухом с просверленными отверстиями. После спуска этих скважинных фильтров через компоновку проталкивается оправка, которая расширяет прорези несущей трубы, фильтрующую среду и отверстия на наружном кожухе против ствола скважины и создает сплошной пескозащитный барьер. Слои фильтрующей среды, или лепестки, раскрываются при скольжении одного по другому и наружный диаметр увеличивается почти на 50%. Гравий Разрушенная фильтрационная корка Керн песчаника пласта береа При использовании жидкостей-носителей на водной основе требуется, чтобы компанииоператоры переходили с БЖП на нефтяной основе на БЖП на водной основе на участках пласта или до начала намыва гравийного фильтра. В открытом стволе такой переход является дорогостоящим, требует замещения, что иногда неэффективно и требует сложных операций управления жидкостями на буровой. Во многих случаях верхние участки скважин бурят на БЖП на нефтяной основе, а участки продуктивного пласта вскрывают на БЖП на водной основе, что опять требует замещения объемов и жидкостей. Данные лабораторных и промысловых исследований показывают, что перепады давления для отделения фильтрационной корки буровой жидкости на нефтяной основе и открытого фонтанирования меньше, удаление легче и остаточные проницаемости выше, чем для фильтрационной корки буровой жидкости на водной основе (рис. 25)39. Однако, давления отрыва варьируют, когда гравий имеет мелкую фракцию и проницаемость пласта изменяется по стволу скважины. В неоднородных пластах со значительной изменчивостью проницаемости открытое фонтанирование без очистки может привести к возникновению неравномер- 56 ных профилей притока и преждевременному прорыву воды или газа. Как в случае с фильтрационной коркой буровых жидкостей на водной основе, сочетание химреагентов для удаления корки и жидкостей-носителей вместо открытого фонтанирования еще больше повышает продуктивность, поэтому желательно иметь компоновки для одновременного намыва гравийного фильтра и удаления корки при использовании БЖП на нефтяной основе40. Однако, раскрепляющие и утяжеляющие агенты в фильтрационной корке БЖП на нефтяной основе покрыты нефтяной фазой, содержащей гидрофобные ПАВ для формирования обратных эмульсий41. Это делает частицы CaCO3 практически инертными к кислотам и трудными при удалении. Для решения этой проблемы в настоящее время созданы синтетические БЖП на нефтяной основе, которые инвертируют до прямых эмульсий и делают частицы CaCO3 гидрофильными при воздействии на них модификатором кислотности. При наличии особых ПАВ БЖП на нефтяной основе превращаются в обратные эмульсии при определенной рН и в прямые эмульсии при рН ниже определенной величины. Подобно одновременному намыву гравийного фильтра и удаления фильтрационной корки в скважинах пробуренных на БЖП на водной основе, такая чувствительная к рН химия позволяет исключить отдельный этап очистки забоя. Как жидкости-носители на водной основе, так и жидкости-носители на нефтяной основе обеспечивают прекрасное удаление фильтрационной корки в скважинах, пробуренных на синтетической БЖП на нефтяной основе пока реологические свойства подходят намыву гравийного фильтра при использовании скважинных фильтров с отводными трубками, и водная фаза содержит модификатор кислотности и растворитель раскрепляющего агента. Обратные эмульсии, предпочтительнее с теми же базовой нефтяной фазой и типом солевого раствора во внутренней водной фазе, что и синтетические БЖП на нефтяной основе, являются альтернативой жидкости-носителю. В этом случае внутренняя фаза жидкости-носителя содержит модификатор кислотности и растворитель раскрепляющего агента, например, КОВ или кислоту. Индивидуальные скважинные фильтры, намыв гравийного фильтра и ГРП с созданием фильтра не являются единственными вариантами стабилизации открытого ствола. Расширяющиеся скважинные фильтры имеют уменьшенный диаметр, который увеличивается до размеров ствола скважины после спуска в открытый ствол и предлагают некоторые преимущества (рис. 26)42. Теория горной механики показывает, что скважинные фильтры создают Нефтегазовое Обозрение усилие на стенки ствола скважины, то расширяющиеся скважинные фильтры могут предотвращать вынос песка, поскольку большие усилия сжатия требуются для начала разрушения породы и выноса песка на границе пласт-ствол скважины. Эти скважинные фильтры позволяют отказаться от намыва гравийного фильтра, сокращают затраты на строительство скважины за счет бурения скважин меньшего диаметра и обеспечения больших внутренних диаметров для проведения ремонтных работ, позволяют получить больший приток и, возможно, лучше изолировать пласты при обычном заканчивании с открытым кольцевым пространством или заполненным гравием. Расширяющиеся скважинные фильтры также позволяют получить экономичный способ борьбы с выносом песка в пластах с высокими пластовыми давлениями и температурами в период начального заканчивания. Единственная проблема состоит в том, что в результате размыва или увеличения диаметра отверстий или недостаточного расширения может остаться небольшое кольцевое пространство даже после установки скважинного фильтра. Если это кольцевое пространство достаточно большое и имеется на большом непрерывном интервале, то это может снизить эффективность расширяющегося скважинного фильтра до той, что имеют изолированные скважинные фильтры. Необходим расчет скважинного фильтра, который расширяется равномерно и соответствует стволу скважины. Другая проблема — эффективность удаления фильтрационной корки после расширения фильтра. Однако на сегодняшний день испытания показывают, что скважинные фильтры, вдавленные в фильтрационную корку не препятствуют удалению корки и открытому фонтанированию, если БЖП правильно рассчитаны и жидкости правильно подготовлены43. Эту проблему можно решить путем использования медленно реагирующих жидкостей для удаления фильтрационной корки после установки скважинного фильтра. Длительная работа расширяющихся фильтров в качестве эффективного способа контро- 39. Tiffin et al, ссылка 6. 40. Price-Smith C, Parlar M, Kelkar S, Brady M, Hoxha B, Tibbles RJ, Green T and Foxenberg B: “Laboratory Development of a Novel, Synthetic Oil-Based Reservoir Drilling and Gravel-Pack Fluid System That Allows Simultaneous Gravel Packing and Cake-Cleanup in OpenHole Completions,” paper SPE 64399, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Brisbane, Queensland, Australia, October 16-18, 2000. Kelkar S, Parlar M, Price-Smith C, Hurst G, Brady M and Morris L: “Development of an Oil-Based Gravel-Pack Carrier Fluid,” paper SPE 64978, presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, USA, February 13-16, 2001. Ladva HKJ, Brady ME, Sehgal P, Kelkar S, Cerasi P, Daccord G, Foxenberg WE, Price-Smith C, Howard P and Parlar M: “Use of Oil-Based Reservoir Drilling Fluids in Open-Hole Horizontal Gravel-Packed Completions: Damage Mechanisms and How to Avoid Them,” paper SPE 68959, presented at the SPE European Formation Damage Conference, The Hague, The Netherlands, May 21-22, 2001. Весна 2002 ля выноса песка еще оценивается. Как лабораторные, так и промысловые исследования позволяют определить пластовые характеристики и пластовые условия, при которых лучше использовать эту технологию. Промысловый опыт применения расширяющихся скважинных фильтров еще ограничен, но количество фактических примеров применения растет. Компания «Везерфорд», в настоящее время являющиеся единственным поставщиком этого типа скважинных фильтров, сообщает об установки около 23000 футов (7000 м) расширяющихся фильтров в около 25 скважинах по ноябрь 2000 г.44. За последние пять лет, работая совместно, компании-операторы и сервисные компании достигли значительных успехов в создании скважинных инструментов, способах намыва гравийных фильтров и химреагентах для буровых жидкостей и жидкостей заканчивания. В результате, существенное развитие получили технологии борьбы с выносом песка при заканчивании открытым стволом — от индивидуальных скважинных фильтров и намыва гравийного фильтра в открытом стволе до одновременного удаления фильтрационной корки, расширяющихся скважинных фильтров и ГРП с созданием фильтра в открытом стволе. Лучшее понимание областей применения различных методов борьбы с выносом песка, основанное на промысловых результатах, помогает компаниям-операторам добиться оптимальной продуктивности скважин, большого извлечения запасов на скважину и получить надежные компоновки низа ствола скважин с минимальными ремонтными работами. Однако, впереди еще крупные вопросы, связанные с увеличением разведки и разработки при больших глубинах моря и подводном заканчивании скважин. Ключом к прогнозу и успешной борьбе с пескопроявлением служит интеграция геологии и петрофизики с дисциплинами физики пласта, бурения и заканчивания скважин, обустройства месторождений, техники и технологии добычи. 41. Эмульсии с наружной нефтью на каплях или с водой в нефти содержат внутреннюю фазу воды или капель рассола, рассеянную в нефти или в синтетической наружной фазе углеводорода. Эмульсии с наружной водой в каплях или с нефтью в воде содержат внутреннюю фазу рассеянной нефти или капель синтетического углеводорода в наружной фазе воды или рассола. 42. Tiffin et al, ссылка 6. 43. Tiffin et al, ссылка 6. 44. Sanford BD, Terry C, Bednarz MJ, Palmer C and Mauldin DB: “Expandable Sand Screen Alternative to FracturePacking Sand Control,” Offshore 61, no. 6 (June 2001): 78-81, 106. 57 Расширяющиеся скважинные фильтры в открытом стволе Фильтрационная корка от буровой жидкости на водной основе после открытия скважины Гравий Фильтрационная корка Керн песчаника пласта береа Фильтрационная корка от синтетической буровой жидкости на нефтяной основе после открытия скважины Рис. 25. Сравнение удаления фильтрационных корок буровых жидкостей на водной и на нефтяной основе. В лабораторных экспериментах на фотографиях шлифов фильтрационной корки на искусственных гравийных фильтрах видна разница после обработки окислителем и открытия скважины. Фильтрационная корка буровой жидкости на водной основе остается практически нетронутой (вверху). Остаточная проницаемость создается через поры или каналы. Фильтрационная корка буровых жидкостей на нефтяной основе, как правило, тоньше и легче удаляется, и часто для этого не требуется дополнительной очистки забоя. Механизм очистки фильтрационной корки буровой жидкости на нефтяной основе принципиально отличен от удаления фильтрационной корки буровой жидкости на водной основе; практически вся фильтрационная корка удаляется со стенки керна и диспергируется в поровом пространстве гравийного фильтра или добывается через гравий (внизу). Несущая труба Спускаемые скважинные фильтры Фильтрующая среда Расширившиеся скважинные фильтры Защитный кожух Рис. 26. Вид сверху на расширяющиеся скважинные фильтры в открытом стволе. Для уменьшения начального диаметра перекрывающиеся слои фильтрующей среды расположены пакетами между щелевой несущей трубой и защитным кожухом с просверленными отверстиями. После спуска этих скважинных фильтров через компоновку проталкивается оправка, которая расширяет прорези несущей трубы, фильтрующую среду и отверстия на наружном кожухе против ствола скважины и создает сплошной пескозащитный барьер. Слои фильтрующей среды, или лепестки, раскрываются при скольжении одного по другому и наружный диаметр увеличивается почти на 50%. Гравий Разрушенная фильтрационная корка Керн песчаника пласта береа При использовании жидкостей-носителей на водной основе требуется, чтобы компанииоператоры переходили с БЖП на нефтяной основе на БЖП на водной основе на участках пласта или до начала намыва гравийного фильтра. В открытом стволе такой переход является дорогостоящим, требует замещения, что иногда неэффективно и требует сложных операций управления жидкостями на буровой. Во многих случаях верхние участки скважин бурят на БЖП на нефтяной основе, а участки продуктивного пласта вскрывают на БЖП на водной основе, что опять требует замещения объемов и жидкостей. Данные лабораторных и промысловых исследований показывают, что перепады давления для отделения фильтрационной корки буровой жидкости на нефтяной основе и открытого фонтанирования меньше, удаление легче и остаточные проницаемости выше, чем для фильтрационной корки буровой жидкости на водной основе (рис. 25)39. Однако, давления отрыва варьируют, когда гравий имеет мелкую фракцию и проницаемость пласта изменяется по стволу скважины. В неоднородных пластах со значительной изменчивостью проницаемости открытое фонтанирование без очистки может привести к возникновению неравномер- 56 ных профилей притока и преждевременному прорыву воды или газа. Как в случае с фильтрационной коркой буровых жидкостей на водной основе, сочетание химреагентов для удаления корки и жидкостей-носителей вместо открытого фонтанирования еще больше повышает продуктивность, поэтому желательно иметь компоновки для одновременного намыва гравийного фильтра и удаления корки при использовании БЖП на нефтяной основе40. Однако, раскрепляющие и утяжеляющие агенты в фильтрационной корке БЖП на нефтяной основе покрыты нефтяной фазой, содержащей гидрофобные ПАВ для формирования обратных эмульсий41. Это делает частицы CaCO3 практически инертными к кислотам и трудными при удалении. Для решения этой проблемы в настоящее время созданы синтетические БЖП на нефтяной основе, которые инвертируют до прямых эмульсий и делают частицы CaCO3 гидрофильными при воздействии на них модификатором кислотности. При наличии особых ПАВ БЖП на нефтяной основе превращаются в обратные эмульсии при определенной рН и в прямые эмульсии при рН ниже определенной величины. Подобно одновременному намыву гравийного фильтра и удаления фильтрационной корки в скважинах пробуренных на БЖП на водной основе, такая чувствительная к рН химия позволяет исключить отдельный этап очистки забоя. Как жидкости-носители на водной основе, так и жидкости-носители на нефтяной основе обеспечивают прекрасное удаление фильтрационной корки в скважинах, пробуренных на синтетической БЖП на нефтяной основе пока реологические свойства подходят намыву гравийного фильтра при использовании скважинных фильтров с отводными трубками, и водная фаза содержит модификатор кислотности и растворитель раскрепляющего агента. Обратные эмульсии, предпочтительнее с теми же базовой нефтяной фазой и типом солевого раствора во внутренней водной фазе, что и синтетические БЖП на нефтяной основе, являются альтернативой жидкости-носителю. В этом случае внутренняя фаза жидкости-носителя содержит модификатор кислотности и растворитель раскрепляющего агента, например, КОВ или кислоту. Индивидуальные скважинные фильтры, намыв гравийного фильтра и ГРП с созданием фильтра не являются единственными вариантами стабилизации открытого ствола. Расширяющиеся скважинные фильтры имеют уменьшенный диаметр, который увеличивается до размеров ствола скважины после спуска в открытый ствол и предлагают некоторые преимущества (рис. 26)42. Теория горной механики показывает, что скважинные фильтры создают Нефтегазовое Обозрение усилие на стенки ствола скважины, то расширяющиеся скважинные фильтры могут предотвращать вынос песка, поскольку большие усилия сжатия требуются для начала разрушения породы и выноса песка на границе пласт-ствол скважины. Эти скважинные фильтры позволяют отказаться от намыва гравийного фильтра, сокращают затраты на строительство скважины за счет бурения скважин меньшего диаметра и обеспечения больших внутренних диаметров для проведения ремонтных работ, позволяют получить больший приток и, возможно, лучше изолировать пласты при обычном заканчивании с открытым кольцевым пространством или заполненным гравием. Расширяющиеся скважинные фильтры также позволяют получить экономичный способ борьбы с выносом песка в пластах с высокими пластовыми давлениями и температурами в период начального заканчивания. Единственная проблема состоит в том, что в результате размыва или увеличения диаметра отверстий или недостаточного расширения может остаться небольшое кольцевое пространство даже после установки скважинного фильтра. Если это кольцевое пространство достаточно большое и имеется на большом непрерывном интервале, то это может снизить эффективность расширяющегося скважинного фильтра до той, что имеют изолированные скважинные фильтры. Необходим расчет скважинного фильтра, который расширяется равномерно и соответствует стволу скважины. Другая проблема — эффективность удаления фильтрационной корки после расширения фильтра. Однако на сегодняшний день испытания показывают, что скважинные фильтры, вдавленные в фильтрационную корку не препятствуют удалению корки и открытому фонтанированию, если БЖП правильно рассчитаны и жидкости правильно подготовлены43. Эту проблему можно решить путем использования медленно реагирующих жидкостей для удаления фильтрационной корки после установки скважинного фильтра. Длительная работа расширяющихся фильтров в качестве эффективного способа контро- 39. Tiffin et al, ссылка 6. 40. Price-Smith C, Parlar M, Kelkar S, Brady M, Hoxha B, Tibbles RJ, Green T and Foxenberg B: “Laboratory Development of a Novel, Synthetic Oil-Based Reservoir Drilling and Gravel-Pack Fluid System That Allows Simultaneous Gravel Packing and Cake-Cleanup in OpenHole Completions,” paper SPE 64399, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Brisbane, Queensland, Australia, October 16-18, 2000. Kelkar S, Parlar M, Price-Smith C, Hurst G, Brady M and Morris L: “Development of an Oil-Based Gravel-Pack Carrier Fluid,” paper SPE 64978, presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, USA, February 13-16, 2001. Ladva HKJ, Brady ME, Sehgal P, Kelkar S, Cerasi P, Daccord G, Foxenberg WE, Price-Smith C, Howard P and Parlar M: “Use of Oil-Based Reservoir Drilling Fluids in Open-Hole Horizontal Gravel-Packed Completions: Damage Mechanisms and How to Avoid Them,” paper SPE 68959, presented at the SPE European Formation Damage Conference, The Hague, The Netherlands, May 21-22, 2001. Весна 2002 ля выноса песка еще оценивается. Как лабораторные, так и промысловые исследования позволяют определить пластовые характеристики и пластовые условия, при которых лучше использовать эту технологию. Промысловый опыт применения расширяющихся скважинных фильтров еще ограничен, но количество фактических примеров применения растет. Компания «Везерфорд», в настоящее время являющиеся единственным поставщиком этого типа скважинных фильтров, сообщает об установки около 23000 футов (7000 м) расширяющихся фильтров в около 25 скважинах по ноябрь 2000 г.44. За последние пять лет, работая совместно, компании-операторы и сервисные компании достигли значительных успехов в создании скважинных инструментов, способах намыва гравийных фильтров и химреагентах для буровых жидкостей и жидкостей заканчивания. В результате, существенное развитие получили технологии борьбы с выносом песка при заканчивании открытым стволом — от индивидуальных скважинных фильтров и намыва гравийного фильтра в открытом стволе до одновременного удаления фильтрационной корки, расширяющихся скважинных фильтров и ГРП с созданием фильтра в открытом стволе. Лучшее понимание областей применения различных методов борьбы с выносом песка, основанное на промысловых результатах, помогает компаниям-операторам добиться оптимальной продуктивности скважин, большого извлечения запасов на скважину и получить надежные компоновки низа ствола скважин с минимальными ремонтными работами. Однако, впереди еще крупные вопросы, связанные с увеличением разведки и разработки при больших глубинах моря и подводном заканчивании скважин. Ключом к прогнозу и успешной борьбе с пескопроявлением служит интеграция геологии и петрофизики с дисциплинами физики пласта, бурения и заканчивания скважин, обустройства месторождений, техники и технологии добычи. 41. Эмульсии с наружной нефтью на каплях или с водой в нефти содержат внутреннюю фазу воды или капель рассола, рассеянную в нефти или в синтетической наружной фазе углеводорода. Эмульсии с наружной водой в каплях или с нефтью в воде содержат внутреннюю фазу рассеянной нефти или капель синтетического углеводорода в наружной фазе воды или рассола. 42. Tiffin et al, ссылка 6. 43. Tiffin et al, ссылка 6. 44. Sanford BD, Terry C, Bednarz MJ, Palmer C and Mauldin DB: “Expandable Sand Screen Alternative to FracturePacking Sand Control,” Offshore 61, no. 6 (June 2001): 78-81, 106. 57 Совершенствование виртуальной залежи Закачивать воду или газ либо бурить уплотняющие скважины? Воспользовавшись компьютерной моделью, инженер может исследовать несколько сценариев разработки месторождения, оценить результаты бурения десятков или даже сотен возможных скважин и методом итерации найти наилучшее решение прежде, чем начнется выделение средств на бурение. Джон О. Афилака Каракас, Венесуэла Джамал Бахамайш Компания-оператор ADCO Абу-Даби, Объединенные Арабские Эмираты Гарфильд Бауэн Кирре Братвед Джонатан А. Холмс Томми Миллер Абингдон, Англия Пол Фьерстад Дубай, Объединенные Арабские Эмираты Джордж Грайнстаф «Бритиш Петролеум» (BP) Абердин, Шотландия Юнис Джалали Чарльз Лукас Рошарон, Техас, США Зулай Хименес PDVSA E&P Каракас, Венесуэла Тони Лоломэри Эдвард Мэй Хьюстон, Техас Эди Рэндал «Бритиш Петролеум» (BP) Уорхэм, Англия 58 Методология познания свойств продуктивного пласта во многом схожа с раскрытием тайн звездного неба — в обоих случаях объекты исследования далеки от нас, и мы можем пользоваться только средствами дистанционного зондирования. Астрономы наводят на звезды свои телескопы и антенны и за счет детального исследования оптических, радиочастотных и рентгеновских спектров получают описание свойств небольшого участка необъятного космического пространства, изучая, в основном, такие огромные образования, как галактики и туманности либо звезды нашей галактики. Геофизики и инженеры находятся в схожей ситуации, поскольку при изучении таких важнейших характеристик земных недр, как разломы и границы пластов, они полагаются на средства дистанционного зондирования. Подобно нашим коллегам устремленным в небеса, посылающим ракеты в космос для получения подробных сведений о крохотной части вселенной, мы в нефтедобывающей отрасли получаем подробные сведения о пространстве, расположенном вокруг стволов скважин, пробуренных в продуктивном пласте. На основе данных о космическом или подземном пространстве у нас создается ограниченная картина исследуемой среды. Стремясь познать космос, ученые разрабатывают модели, отражающие предполагаемые направле- ния развития Вселенной, и проверяют их сравнением с реальным положением вещей, представленным полученными сведениями. Мы в нефтедобывающей отрасли поступаем аналогичным образом, при моделировании геомеханических и пластовых свойств бассейна. Мы проверяем полученные модели сравнением с сейсмоданными, данными керна, а также с каротажными диаграммами и, в конечном счете, с добычей углеводородов. В 1949 Морис Маскет (Morris Muskat) заявлял, что ведет работу в области компьютерного моделирования для определения оптимальной сетки размещения скважин1. Первые простые средства моделирования продуктивного пласта появились в 1950-е годы в виде решения дифференциальных уравнений движения флюида в гомогенном веществе с простой геометрией. Позднее для моделирования движения флюида через блоки горной породы стали применять компьютерные программы2. В течение 1960-х годов разработали усовершенствованные алгоритмы более быстрого и точного решения уравнений. По мере роста скорости вычислений, увеличения объема памяти и совершенствования алгоритмов модели становились все крупнее и сложнее. Постепенно увеличили количество физических свойств, что позволило распространить решение уравнений движения флюида с однофаз- За помощь при подготовке статьи авторы выражают благодарность Джонатану П. Коксу, Кирсти Фостер, Джонатану Моррису и Терри Стоуну из Абингдона, Англия; Нейлу Голсуорси из Мири, Саравак, Малайзия, Томасу Крафту, Обри О’Каллахэн и Раулю Товару из Каракаса, Венесуэла; Омеру Гурпинару из Денвера, Колорадо, США; Рамдасу Нарайяну из Абу-Даби, ОАЭ; Роджеру Поллоку из Кламара, Франция; Йану Ро из Рошарона, Техас, США; Джебу Тайри из Абердина, Шотландия; Йохану Вардемалю из Бергена, Норвегия. Также авторы благодарят студентов-интернов Ракеша Кумара, Шекара Синха, Леонардо Вега и Бурака Йетена за участие в работах по исследованию одновременного действия водо- и газонапорного режима вытеснения. Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Ойлфилд Ревью», весна 2001. ECLIPSE, ECLIPSE100, ECLIPSE300, ECLIPSE Office, FloGrid, FrontSim, GRID, Peep, PVTi, SCAL, Schedule, SimOPT, VFPi, Weltest 200 и WRFC являются товарными знаками компании «Шлюмберже». UNIX является зарегистрированным товарным знаком компании The Open Group. Windows NT является товарным знаком корпорации Microsoft. LoadLeveler и RS/6000 являются товарными знаками корпорации IBM (International Business Machines). Нефтегазовое Обозрение Рис. 1. Звезды и земные пласты. Сейчас программы моделирования, используемые для изучения срока эксплуатации продуктивного пласта, обеспечивают более высокую степень детализации пластовых данных. Аналогичным образом астрофизики получают от космического телескопа Хаббла более подробные данные для построения космических моделей. На фотографии, представленной Национальным управлением по аэронавтике и исследованию космического пространства (NASA), показано звездное скопление в туманности «Тарантул». ной на трехфазную среду (нефть, газ и вода), то есть появилась возможность изменения состава газа и нефти с ростом давления и температуры. Были предложены методы решения неправильных геометрических форм, благодаря чему исчезла необходимость в моделировании блоков пласта с помощью прямоугольных сеток. До последнего времени программы моделирования рассматривали пласт состоящим из блоков размером в несколько сот метров, что по разрешению значительно уступало разрешающей способности сейсмических и каротажных диаграмм, применяемых в гео- Весна 2002 логическом моделировании. Сегодня программы моделирования пласта позволяют решать задачи с большим количеством координатных блоков и моделировать более сложную геологическую ситуацию, обеспечивая более точное приближение к геологическим моделям. Включение в программу моделирования комплексных геологических данных позволяет создавать более реальные модели продуктивного пласта, которые можно использовать для сопоставления с данными о предыстории эксплуатации месторождения, что позволяет подтвердить или улучшить геологическую модель. Программы моделирования также менялись по мере совершенствования технологии бурения. Появление многоствольных скважин и скважин с большим отходом от вертикали расширило варианты дренирования пласта3. Многоствольная скважина разделяется глубоко под землей, что позволяет дренировать несколько горизонтов либо создавать несколько входов в один и тот же продуктивный пласт, чтобы улучшить охват месторождения и его отдачу. Инженер должен решить задачу оптимального размещения отдельных ответвлений скважины. Возможность моделирования таких пластов до начала бурения приобретает все большее значение. Поскольку углеводороды могут поступать из различных зон с сильно отличающимися свойствами флюида, то в моделях также необходимо учитывать существующие трудности. Возможность решения сложных моделей в значительной степени является следствием невероятного компьютерного прогресса в скорости обработки данных. Обычное максимально допустимое время прогона модели большого продуктивного пласта занимает «ночную» смену, поэтому следствием повышения скорости обработки данных часто бывает создание более крупной или сложной модели при условии, что результат ее прогона будет готов к следующему утру. Последний прогресс в области параллельной обработки данных еще больше увеличил скорость решения модели, однако, как будет показано далее, удвоение количества процессоров не всегда означает сокращение времени вычислений в два раза. Когда компьютерное моделирование продуктивных пластов только начиналось, основную роль в нем играли специалисты, разрабатывавшие компьютерные программы и одновременно работавшие с моделями, поэтому создание программного обеспечения происходило по большей части в стенах крупных нефтедобывающих компаний. Компьютерную модель часто перепрограммировали под новую ситуацию, чтобы учесть различия в свойствах пласта. Усовершенствования модели шли параллельно с происходящим в компании развитием производственных активов, например разработка моделей с двумя видами пористости выполнялась для крупных трещиноватых коллекторов. По мере усложнения 1. Muskat M: Physical Principles of Oil Production. New York, New York, USA: McGraw-Hill, 1949: 812-813. 2. Обзор сведений по истории моделирования продуктивных пластов см.: Watts JW: “Reservoir Simulation: Past, Present, and Future,” paper SPE 38441, presented at the SPE Reservoir Simulation Symposium, Dallas, Texas, USA, June 8-11, 1997. 3. Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Stracke M, West C and Retnanto A: “Key Issues in Multilateral Technology,” Oilfield Review 10, no. 4 (Winter 1998): 14-28. 59 Совершенствование виртуальной залежи Закачивать воду или газ либо бурить уплотняющие скважины? Воспользовавшись компьютерной моделью, инженер может исследовать несколько сценариев разработки месторождения, оценить результаты бурения десятков или даже сотен возможных скважин и методом итерации найти наилучшее решение прежде, чем начнется выделение средств на бурение. Джон О. Афилака Каракас, Венесуэла Джамал Бахамайш Компания-оператор ADCO Абу-Даби, Объединенные Арабские Эмираты Гарфильд Бауэн Кирре Братвед Джонатан А. Холмс Томми Миллер Абингдон, Англия Пол Фьерстад Дубай, Объединенные Арабские Эмираты Джордж Грайнстаф «Бритиш Петролеум» (BP) Абердин, Шотландия Юнис Джалали Чарльз Лукас Рошарон, Техас, США Зулай Хименес PDVSA E&P Каракас, Венесуэла Тони Лоломэри Эдвард Мэй Хьюстон, Техас Эди Рэндал «Бритиш Петролеум» (BP) Уорхэм, Англия 58 Методология познания свойств продуктивного пласта во многом схожа с раскрытием тайн звездного неба — в обоих случаях объекты исследования далеки от нас, и мы можем пользоваться только средствами дистанционного зондирования. Астрономы наводят на звезды свои телескопы и антенны и за счет детального исследования оптических, радиочастотных и рентгеновских спектров получают описание свойств небольшого участка необъятного космического пространства, изучая, в основном, такие огромные образования, как галактики и туманности либо звезды нашей галактики. Геофизики и инженеры находятся в схожей ситуации, поскольку при изучении таких важнейших характеристик земных недр, как разломы и границы пластов, они полагаются на средства дистанционного зондирования. Подобно нашим коллегам устремленным в небеса, посылающим ракеты в космос для получения подробных сведений о крохотной части вселенной, мы в нефтедобывающей отрасли получаем подробные сведения о пространстве, расположенном вокруг стволов скважин, пробуренных в продуктивном пласте. На основе данных о космическом или подземном пространстве у нас создается ограниченная картина исследуемой среды. Стремясь познать космос, ученые разрабатывают модели, отражающие предполагаемые направле- ния развития Вселенной, и проверяют их сравнением с реальным положением вещей, представленным полученными сведениями. Мы в нефтедобывающей отрасли поступаем аналогичным образом, при моделировании геомеханических и пластовых свойств бассейна. Мы проверяем полученные модели сравнением с сейсмоданными, данными керна, а также с каротажными диаграммами и, в конечном счете, с добычей углеводородов. В 1949 Морис Маскет (Morris Muskat) заявлял, что ведет работу в области компьютерного моделирования для определения оптимальной сетки размещения скважин1. Первые простые средства моделирования продуктивного пласта появились в 1950-е годы в виде решения дифференциальных уравнений движения флюида в гомогенном веществе с простой геометрией. Позднее для моделирования движения флюида через блоки горной породы стали применять компьютерные программы2. В течение 1960-х годов разработали усовершенствованные алгоритмы более быстрого и точного решения уравнений. По мере роста скорости вычислений, увеличения объема памяти и совершенствования алгоритмов модели становились все крупнее и сложнее. Постепенно увеличили количество физических свойств, что позволило распространить решение уравнений движения флюида с однофаз- За помощь при подготовке статьи авторы выражают благодарность Джонатану П. Коксу, Кирсти Фостер, Джонатану Моррису и Терри Стоуну из Абингдона, Англия; Нейлу Голсуорси из Мири, Саравак, Малайзия, Томасу Крафту, Обри О’Каллахэн и Раулю Товару из Каракаса, Венесуэла; Омеру Гурпинару из Денвера, Колорадо, США; Рамдасу Нарайяну из Абу-Даби, ОАЭ; Роджеру Поллоку из Кламара, Франция; Йану Ро из Рошарона, Техас, США; Джебу Тайри из Абердина, Шотландия; Йохану Вардемалю из Бергена, Норвегия. Также авторы благодарят студентов-интернов Ракеша Кумара, Шекара Синха, Леонардо Вега и Бурака Йетена за участие в работах по исследованию одновременного действия водо- и газонапорного режима вытеснения. Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Ойлфилд Ревью», весна 2001. ECLIPSE, ECLIPSE100, ECLIPSE300, ECLIPSE Office, FloGrid, FrontSim, GRID, Peep, PVTi, SCAL, Schedule, SimOPT, VFPi, Weltest 200 и WRFC являются товарными знаками компании «Шлюмберже». UNIX является зарегистрированным товарным знаком компании The Open Group. Windows NT является товарным знаком корпорации Microsoft. LoadLeveler и RS/6000 являются товарными знаками корпорации IBM (International Business Machines). Нефтегазовое Обозрение Рис. 1. Звезды и земные пласты. Сейчас программы моделирования, используемые для изучения срока эксплуатации продуктивного пласта, обеспечивают более высокую степень детализации пластовых данных. Аналогичным образом астрофизики получают от космического телескопа Хаббла более подробные данные для построения космических моделей. На фотографии, представленной Национальным управлением по аэронавтике и исследованию космического пространства (NASA), показано звездное скопление в туманности «Тарантул». ной на трехфазную среду (нефть, газ и вода), то есть появилась возможность изменения состава газа и нефти с ростом давления и температуры. Были предложены методы решения неправильных геометрических форм, благодаря чему исчезла необходимость в моделировании блоков пласта с помощью прямоугольных сеток. До последнего времени программы моделирования рассматривали пласт состоящим из блоков размером в несколько сот метров, что по разрешению значительно уступало разрешающей способности сейсмических и каротажных диаграмм, применяемых в гео- Весна 2002 логическом моделировании. Сегодня программы моделирования пласта позволяют решать задачи с большим количеством координатных блоков и моделировать более сложную геологическую ситуацию, обеспечивая более точное приближение к геологическим моделям. Включение в программу моделирования комплексных геологических данных позволяет создавать более реальные модели продуктивного пласта, которые можно использовать для сопоставления с данными о предыстории эксплуатации месторождения, что позволяет подтвердить или улучшить геологическую модель. Программы моделирования также менялись по мере совершенствования технологии бурения. Появление многоствольных скважин и скважин с большим отходом от вертикали расширило варианты дренирования пласта3. Многоствольная скважина разделяется глубоко под землей, что позволяет дренировать несколько горизонтов либо создавать несколько входов в один и тот же продуктивный пласт, чтобы улучшить охват месторождения и его отдачу. Инженер должен решить задачу оптимального размещения отдельных ответвлений скважины. Возможность моделирования таких пластов до начала бурения приобретает все большее значение. Поскольку углеводороды могут поступать из различных зон с сильно отличающимися свойствами флюида, то в моделях также необходимо учитывать существующие трудности. Возможность решения сложных моделей в значительной степени является следствием невероятного компьютерного прогресса в скорости обработки данных. Обычное максимально допустимое время прогона модели большого продуктивного пласта занимает «ночную» смену, поэтому следствием повышения скорости обработки данных часто бывает создание более крупной или сложной модели при условии, что результат ее прогона будет готов к следующему утру. Последний прогресс в области параллельной обработки данных еще больше увеличил скорость решения модели, однако, как будет показано далее, удвоение количества процессоров не всегда означает сокращение времени вычислений в два раза. Когда компьютерное моделирование продуктивных пластов только начиналось, основную роль в нем играли специалисты, разрабатывавшие компьютерные программы и одновременно работавшие с моделями, поэтому создание программного обеспечения происходило по большей части в стенах крупных нефтедобывающих компаний. Компьютерную модель часто перепрограммировали под новую ситуацию, чтобы учесть различия в свойствах пласта. Усовершенствования модели шли параллельно с происходящим в компании развитием производственных активов, например разработка моделей с двумя видами пористости выполнялась для крупных трещиноватых коллекторов. По мере усложнения 1. Muskat M: Physical Principles of Oil Production. New York, New York, USA: McGraw-Hill, 1949: 812-813. 2. Обзор сведений по истории моделирования продуктивных пластов см.: Watts JW: “Reservoir Simulation: Past, Present, and Future,” paper SPE 38441, presented at the SPE Reservoir Simulation Symposium, Dallas, Texas, USA, June 8-11, 1997. 3. Bosworth S, El-Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Stracke M, West C and Retnanto A: “Key Issues in Multilateral Technology,” Oilfield Review 10, no. 4 (Winter 1998): 14-28. 59 технологических решений развивались и бригады специалистов, при этом в ряде случаев выделяются специалисты по разработке программного кода и специалистов, работавшие с моделями. Как правило, между обоими научными направлениями существуют тесные связи, и они часто образуют централизованную группу технической поддержки. В конце концов, потребность в моделировании продуктивного пласта выросла в такой степени, что компании начали инсталлировать программные копии моделей помимо централизованной группы. Когда программы и пользователи отстранились от разработчиков, выросло значение программной документации, а также простоты использования программ. Так как разработчики программных моделей в крупных нефтедобывающих компаниях часто не знали тонкостей построения пользовательских интерфейсов, то настало время сторонних поставщиков программных моделей. Хотя внутрифирменные программы моделирования продуктивного пласта продолжали существовать, наметилась тенденция перехода от программ, принадлежащих и обслуживаемых крупными нефтедобывающими компаниями, к программам, создаваемым сторонними поставщиками программных продуктов. Сегодня перед разработчиками стоит цель — сделать программу простой в работе, обеспечить автоматическое построение координатной сетки, облегчить импорт данных по геологии, флюиду и структуре пласта и графически выводить результаты, требуемые конечному пользователю. В настоящее время на рынке одной из доминирующих программ моделирования является ECLIPSE компании «Шлюмберже» GeoQuest. В статье рассмотрены вопросы построения и организации программ моделирования, а также отображения результатов, полученных при исследовании виртуального пласта. Беспрецедентное развитие методов моделирования позволяет строить более реалистичные модели многосегментных скважин, в частности, модели разветвленных или многоствольных скважин, сложных вариантов заканчивания и внедрять в модель автоматизированные средства скважинного управления. Прогресс методов моделирования пласта иллюстрируется на примере конкретных случаев. Одним из примеров является сценарий комплексного моделирования, представляющий модель с описанием флюида на многокомпонентном принципе, выполняемую с помощью параллельной обработки. В заключение описана программа моделирования иного типа, где 60 Рис. 2. Экономический вопрос. Моделирование продуктивного пласта позволяет получить экономические вводные, используемые при выборе возможного варианта размещения скважины. вместо типового метода конечных разностей использован метод отслеживания фронтов потоков флюида. Среда виртуального пласта Представим себе, что мы пробурили скважину в продуктивном пласте и эксплуатируем ее в течение пяти лет, а потом решаем, что из пласта можно добыть еще, если перенести скважину на другое место. Переводим часы назад, бурим вторую скважину и продолжаем эксплуатировать пласт. Возможно, полезным окажется и третий ствол (рис. 2). Если мы промоделируем продуктивный пласт, то сможем исследовать все перечисленные варианты до того, как бурильное долото коснется грунта. Обратившись к модели виртуального пласта, мы сможем изучить несколько сценариев: изменение местонахождения скважины, геологии пласта, производственных ограничений или любого вводимого в модель сочетания параметров. Подобно тому, как астрономы наблюдают звездные скопления, чтобы модернизировать имеющиеся модели в такой степени, которая позволит прогнозировать новые явления, инженеры моделируют несколько этапов разработки продуктивного пласта, начиная с разведки и заканчивая оставлением месторождения, используя модели, основанные на данных, полученных на одном этапе и влияющих на последующий этап4. На этапе разведки геологические свойства пласта еще неизвестны. В программу моделирования пласта можно ввести несколько геостатистических реализаций. Если количество реализаций достаточно велико, мы можем исследовать статистически обоснованные варианты с большой, средней и малой нефтеотдачей, отражающие экономическую изменчивость. На этапе эксплуатационного бурения контуры месторождения очерчиваются большим количеством скважин, что добавляет информацию о продуктивном пласте. Используя результаты, полученные по ранним скважинам, можно скорректировать модель пласта, дополнительно уменьшив неопределенность его свойств5. По результатам обоснованных решений найдем траектории стволов скважин. Модель продуктивного пласта позволит оценить имеющиеся в пласте запасы углеводородов, а также объемы добываемых углеводородов, что необходимо для принятия административных решений и составления отчетной документации для органов надзора. Если условия контракта оговаривают подачу газа, то в модель можно включить цикличную природу газопотребления, в том числе варианты с повторным закачиванием. При последующей эксплуатации продуктивного пласта инженеры-эксплуатационники обращаются к модели, чтобы более детально изучить кандидатов на увеличение добычи. Исследование виртуального пласта является экономически эффективным способом сравнения нескольких вариантов бурения уплотняющих скважин, сценариев нагнетания воды или газа, а также других, нетрадиционных методов добычи. Организация виртуального пласта Моделирование свойств продуктивного пласта не относится к точной науке. Даже при самой правильной геологической интерпретации результатов и накоплении эксплуатационных данных за многие годы существует большое количество вероятных виртуальных сценариев, описывающих продуктивный пласт. До последнего времени работавшим с моделью инженерам-эксплуатационникам требовался особый 4. Более полный обзор особенностей моделирования продуктивного пласта на различных этапах эксплуатации скважины см. в: Adamson G, Crick M, Gane B, Gurpinar O, Hardiman J and Ponting D: “Simulation Throughout the Life of a Reservoir,” Oilfield Review 8, no. 2 (Summer 1996): 16-27. 5. Bouska J, Cooper M, O’Donovan A, Corbett D, Malinverno A, Prange M and Ryan S: “Validating Reservoir Models to Improve Recovery,” Oilfield Review 11, no. 2 (Summer 1998): 21-35. Нефтегазовое Обозрение опыт, особенно по построению координатных сеток и изменению масштаба, при переходе от выполненной в детализованной геологической модели к модели пласта из крупных координатных блоков и введению в такие блоки соответствующих данных, регулированию параметров для согласования с эксплуатационными данными, составлению карт бурения скважин в рамках модели и разработки схем истощения месторождения. Потребность в специализированном обучении ограниченному моделированию экономически важных продуктивных пластов привела к тому, что для исследования малых пластов начали использовать менее сложные инженерные методы. За несколько последних лет были разработаны новые программные средства, позволившие передать некоторые экспертные возможности в руки менее опытных пользователей и даже новичков. Новые программные средства расширили базу пользователей программами моделирования пласта до геофизиков, инженеров по заканчиванию и инженеров по бурению. Так, в программном пакете ECLIPSE Office предусмотрен единый интерфейс с программными средствами, помогающими пользователю разработать и осуществить моделирование пласта. Вверху программного окна модуля Case Manager предусмотрены кнопки, обеспечивающие включение подпрограмм, помогающих пользователю настроить модель пласта (рис. 3). Слева предусмотрены кнопки включения программных модулей, ведущих пользователя через процесс моделирования. В пакете ECLIPSE Office предусмотрен модуль Data Manager, обеспечивающий доступ к ряду программных окон, используемых для работы с логически связанными группами данных. Программные модули FloGrid и GRID позволяют моделировать геологические свойства и строить координатную сетку, при этом пользователь может вводить геометрические параметры модели либо создавать их в диалоговом режиме. В программном модуле FloGrid предусмотрена дополнительная возможность создания подробной координатной сетки пласта, где сохраняются такие существенные параметры геологической модели, как сбросы, пропластки или пластовые пустоты. В один блок координатной сетки пласта может войти несколько блоков координатной сетки геологической модели, обеспечивающих ввод таких данных, как пористость и проницаемость пласта. Хотя усреднение значений пористости служит обоснованным способом повышения детализации, однако усреднение значений проницаемости может скрыть гео- Весна 2002 логическую сложность и, в частности, преобладающее направление течения флюида. Модуль FloGrid позволяет моделировать течение флюида через геологические блоки, формируя пластовый блок и находя более детализованный тензор проницаемости. Вносимые в блоки координатной сетки свойства породы и флюида можно взять из лабораторных данных, применив особую программу анализа керна SCAL и программу анализа давления-объема-температуры PVTi соответственно. Кроме того, коррелирование свойств породы и флюида можно осуществить с помощью программных панелей модуля Data Manager. Зачастую программа моделирования выполняет задачу согласования с наземными данными о добыче, а не с данными об условиях в пласте. Переход от забойного давления к давлению в головке НКТ зависит от меняющихся условий движения флюида в скважине. На движение флюида влияют газлифт, скважинные насосы, газокомпрессорный и наземный штуцеры, а также непрямолинейные и невертикальные интервалы ствола скважины. Определенные ограничения на движение флюида накладывают наземные эксплуатационные средства, поэтому программе моделирования необходимо знать, как скважины соединяются с такими средствами, и учитывать возникающие ограничения. Программа моделирования вертикального движения флюида VFPi позволяет моделировать движение флюида от продуктивного пласта до головки НКТ. Программа Schedule служит для преобразования данных по скважине и позволяет импортировать и обрабатывать архивные данные о давлении и движении флюида и описывать куст скважин. Наличие в пакете ECLIPSE Office таких программных средств помогает пользователям создавать наборы данных, не зная деталей по форматированию и организации данных и ключевых слов в файлах исходных данных. Приложение Data Manager позволяет графически отображать данные в требуемых форматах, например, в виде контурных карт на основе координатной сетки или линейных графиков. Если месторождение уже эксплуатируется, то инженер может сравнить прогнозы с фактической добычей с тем, чтобы модифицировать и скорректировать параметры для оптимизации модели. Такой процесс называют согласованием по предыстории, он повышает степень достоверности получаемых от модели прогнозов о будущем месторождения. Программный модуль Run Manager позволяет пользователю запустить и остановить моделирование, контролируя выбранные данные. Например, при моделировании эксперимента с заводнением можно контролировать обводненность эксплуатационной скважины таким Рис. 3. Изображение на экране при использовании модуля Case Manager пакета ECLIPSE Office. Пользователь вызывает различные программы, помогающие ему построить координатную сетку, ввести в нее данные, запустить модель и проанализировать результаты. Верхнюю позицию занимает исходная ситуация при отсутствии нагнетания. Подчиненные ситуации отражают по отдельности нагнетание газа, нагнетание воды и совместное нагнетание газа и воды. На линейном графике (вставка) показаны темпы добычи нефти для исходного случая (черная линия) и при нагнетании газа и воды (синяя линия). Заштрихованная зона представляет улучшение добычи при нагнетании в пласт газа и воды, поступающих из модуля Calculator. На 1800 день в созданной пакетом ECLIPSE модели перекрываются зоны большой обводненности, что заставляет воду идти через нефтезаполненные зоны и увеличивает добычу нефти. 61 технологических решений развивались и бригады специалистов, при этом в ряде случаев выделяются специалисты по разработке программного кода и специалистов, работавшие с моделями. Как правило, между обоими научными направлениями существуют тесные связи, и они часто образуют централизованную группу технической поддержки. В конце концов, потребность в моделировании продуктивного пласта выросла в такой степени, что компании начали инсталлировать программные копии моделей помимо централизованной группы. Когда программы и пользователи отстранились от разработчиков, выросло значение программной документации, а также простоты использования программ. Так как разработчики программных моделей в крупных нефтедобывающих компаниях часто не знали тонкостей построения пользовательских интерфейсов, то настало время сторонних поставщиков программных моделей. Хотя внутрифирменные программы моделирования продуктивного пласта продолжали существовать, наметилась тенденция перехода от программ, принадлежащих и обслуживаемых крупными нефтедобывающими компаниями, к программам, создаваемым сторонними поставщиками программных продуктов. Сегодня перед разработчиками стоит цель — сделать программу простой в работе, обеспечить автоматическое построение координатной сетки, облегчить импорт данных по геологии, флюиду и структуре пласта и графически выводить результаты, требуемые конечному пользователю. В настоящее время на рынке одной из доминирующих программ моделирования является ECLIPSE компании «Шлюмберже» GeoQuest. В статье рассмотрены вопросы построения и организации программ моделирования, а также отображения результатов, полученных при исследовании виртуального пласта. Беспрецедентное развитие методов моделирования позволяет строить более реалистичные модели многосегментных скважин, в частности, модели разветвленных или многоствольных скважин, сложных вариантов заканчивания и внедрять в модель автоматизированные средства скважинного управления. Прогресс методов моделирования пласта иллюстрируется на примере конкретных случаев. Одним из примеров является сценарий комплексного моделирования, представляющий модель с описанием флюида на многокомпонентном принципе, выполняемую с помощью параллельной обработки. В заключение описана программа моделирования иного типа, где 60 Рис. 2. Экономический вопрос. Моделирование продуктивного пласта позволяет получить экономические вводные, используемые при выборе возможного варианта размещения скважины. вместо типового метода конечных разностей использован метод отслеживания фронтов потоков флюида. Среда виртуального пласта Представим себе, что мы пробурили скважину в продуктивном пласте и эксплуатируем ее в течение пяти лет, а потом решаем, что из пласта можно добыть еще, если перенести скважину на другое место. Переводим часы назад, бурим вторую скважину и продолжаем эксплуатировать пласт. Возможно, полезным окажется и третий ствол (рис. 2). Если мы промоделируем продуктивный пласт, то сможем исследовать все перечисленные варианты до того, как бурильное долото коснется грунта. Обратившись к модели виртуального пласта, мы сможем изучить несколько сценариев: изменение местонахождения скважины, геологии пласта, производственных ограничений или любого вводимого в модель сочетания параметров. Подобно тому, как астрономы наблюдают звездные скопления, чтобы модернизировать имеющиеся модели в такой степени, которая позволит прогнозировать новые явления, инженеры моделируют несколько этапов разработки продуктивного пласта, начиная с разведки и заканчивая оставлением месторождения, используя модели, основанные на данных, полученных на одном этапе и влияющих на последующий этап4. На этапе разведки геологические свойства пласта еще неизвестны. В программу моделирования пласта можно ввести несколько геостатистических реализаций. Если количество реализаций достаточно велико, мы можем исследовать статистически обоснованные варианты с большой, средней и малой нефтеотдачей, отражающие экономическую изменчивость. На этапе эксплуатационного бурения контуры месторождения очерчиваются большим количеством скважин, что добавляет информацию о продуктивном пласте. Используя результаты, полученные по ранним скважинам, можно скорректировать модель пласта, дополнительно уменьшив неопределенность его свойств5. По результатам обоснованных решений найдем траектории стволов скважин. Модель продуктивного пласта позволит оценить имеющиеся в пласте запасы углеводородов, а также объемы добываемых углеводородов, что необходимо для принятия административных решений и составления отчетной документации для органов надзора. Если условия контракта оговаривают подачу газа, то в модель можно включить цикличную природу газопотребления, в том числе варианты с повторным закачиванием. При последующей эксплуатации продуктивного пласта инженеры-эксплуатационники обращаются к модели, чтобы более детально изучить кандидатов на увеличение добычи. Исследование виртуального пласта является экономически эффективным способом сравнения нескольких вариантов бурения уплотняющих скважин, сценариев нагнетания воды или газа, а также других, нетрадиционных методов добычи. Организация виртуального пласта Моделирование свойств продуктивного пласта не относится к точной науке. Даже при самой правильной геологической интерпретации результатов и накоплении эксплуатационных данных за многие годы существует большое количество вероятных виртуальных сценариев, описывающих продуктивный пласт. До последнего времени работавшим с моделью инженерам-эксплуатационникам требовался особый 4. Более полный обзор особенностей моделирования продуктивного пласта на различных этапах эксплуатации скважины см. в: Adamson G, Crick M, Gane B, Gurpinar O, Hardiman J and Ponting D: “Simulation Throughout the Life of a Reservoir,” Oilfield Review 8, no. 2 (Summer 1996): 16-27. 5. Bouska J, Cooper M, O’Donovan A, Corbett D, Malinverno A, Prange M and Ryan S: “Validating Reservoir Models to Improve Recovery,” Oilfield Review 11, no. 2 (Summer 1998): 21-35. Нефтегазовое Обозрение опыт, особенно по построению координатных сеток и изменению масштаба, при переходе от выполненной в детализованной геологической модели к модели пласта из крупных координатных блоков и введению в такие блоки соответствующих данных, регулированию параметров для согласования с эксплуатационными данными, составлению карт бурения скважин в рамках модели и разработки схем истощения месторождения. Потребность в специализированном обучении ограниченному моделированию экономически важных продуктивных пластов привела к тому, что для исследования малых пластов начали использовать менее сложные инженерные методы. За несколько последних лет были разработаны новые программные средства, позволившие передать некоторые экспертные возможности в руки менее опытных пользователей и даже новичков. Новые программные средства расширили базу пользователей программами моделирования пласта до геофизиков, инженеров по заканчиванию и инженеров по бурению. Так, в программном пакете ECLIPSE Office предусмотрен единый интерфейс с программными средствами, помогающими пользователю разработать и осуществить моделирование пласта. Вверху программного окна модуля Case Manager предусмотрены кнопки, обеспечивающие включение подпрограмм, помогающих пользователю настроить модель пласта (рис. 3). Слева предусмотрены кнопки включения программных модулей, ведущих пользователя через процесс моделирования. В пакете ECLIPSE Office предусмотрен модуль Data Manager, обеспечивающий доступ к ряду программных окон, используемых для работы с логически связанными группами данных. Программные модули FloGrid и GRID позволяют моделировать геологические свойства и строить координатную сетку, при этом пользователь может вводить геометрические параметры модели либо создавать их в диалоговом режиме. В программном модуле FloGrid предусмотрена дополнительная возможность создания подробной координатной сетки пласта, где сохраняются такие существенные параметры геологической модели, как сбросы, пропластки или пластовые пустоты. В один блок координатной сетки пласта может войти несколько блоков координатной сетки геологической модели, обеспечивающих ввод таких данных, как пористость и проницаемость пласта. Хотя усреднение значений пористости служит обоснованным способом повышения детализации, однако усреднение значений проницаемости может скрыть гео- Весна 2002 логическую сложность и, в частности, преобладающее направление течения флюида. Модуль FloGrid позволяет моделировать течение флюида через геологические блоки, формируя пластовый блок и находя более детализованный тензор проницаемости. Вносимые в блоки координатной сетки свойства породы и флюида можно взять из лабораторных данных, применив особую программу анализа керна SCAL и программу анализа давления-объема-температуры PVTi соответственно. Кроме того, коррелирование свойств породы и флюида можно осуществить с помощью программных панелей модуля Data Manager. Зачастую программа моделирования выполняет задачу согласования с наземными данными о добыче, а не с данными об условиях в пласте. Переход от забойного давления к давлению в головке НКТ зависит от меняющихся условий движения флюида в скважине. На движение флюида влияют газлифт, скважинные насосы, газокомпрессорный и наземный штуцеры, а также непрямолинейные и невертикальные интервалы ствола скважины. Определенные ограничения на движение флюида накладывают наземные эксплуатационные средства, поэтому программе моделирования необходимо знать, как скважины соединяются с такими средствами, и учитывать возникающие ограничения. Программа моделирования вертикального движения флюида VFPi позволяет моделировать движение флюида от продуктивного пласта до головки НКТ. Программа Schedule служит для преобразования данных по скважине и позволяет импортировать и обрабатывать архивные данные о давлении и движении флюида и описывать куст скважин. Наличие в пакете ECLIPSE Office таких программных средств помогает пользователям создавать наборы данных, не зная деталей по форматированию и организации данных и ключевых слов в файлах исходных данных. Приложение Data Manager позволяет графически отображать данные в требуемых форматах, например, в виде контурных карт на основе координатной сетки или линейных графиков. Если месторождение уже эксплуатируется, то инженер может сравнить прогнозы с фактической добычей с тем, чтобы модифицировать и скорректировать параметры для оптимизации модели. Такой процесс называют согласованием по предыстории, он повышает степень достоверности получаемых от модели прогнозов о будущем месторождения. Программный модуль Run Manager позволяет пользователю запустить и остановить моделирование, контролируя выбранные данные. Например, при моделировании эксперимента с заводнением можно контролировать обводненность эксплуатационной скважины таким Рис. 3. Изображение на экране при использовании модуля Case Manager пакета ECLIPSE Office. Пользователь вызывает различные программы, помогающие ему построить координатную сетку, ввести в нее данные, запустить модель и проанализировать результаты. Верхнюю позицию занимает исходная ситуация при отсутствии нагнетания. Подчиненные ситуации отражают по отдельности нагнетание газа, нагнетание воды и совместное нагнетание газа и воды. На линейном графике (вставка) показаны темпы добычи нефти для исходного случая (черная линия) и при нагнетании газа и воды (синяя линия). Заштрихованная зона представляет улучшение добычи при нагнетании в пласт газа и воды, поступающих из модуля Calculator. На 1800 день в созданной пакетом ECLIPSE модели перекрываются зоны большой обводненности, что заставляет воду идти через нефтезаполненные зоны и увеличивает добычу нефти. 61 Рис. 4. Месторождение Wytch Farm в южной Англии. Скважину M-15 пробурили с берега и закончили в шервудском пласте в указанном месте. Выбранный масштаб не позволяет различить ответвления скважины. образом, чтобы гарантировать подход фронта воды в заданное время, сравнивая с предысторией эксперимента. Если прорыв происходит преждевременно или слишком поздно, пользователь может прервать прогон модели и сбросить входные параметры. Модуль Case Manager обеспечивает визуальную регистрацию прогонов или ситуаций. Пользователь может создать иерархическую последовательность ситуаций для разработки продуктивного пласта, используя средства либо нагнетания воды, либо нагнетания газа или оба средства одновременно. При моделировании сложного пласта инженер может проследить сотни ситуаций. Модуль Case Manager позволяет вносить изменения только в те файлы данных, которые меняются для различных ситуаций, что ограничивает разрастание числа файлов. Другая подпрограмма SimOPT, применяемая при калибровке модели, может помочь в процессе согласования предыстории, определяя, какие входные параметры оказывают основное влияние на результат. Подпрограмма служит интерфейсом, позволяя задать диапазоны входных переменных и запустить моделирование различных ситуаций, исходя из выбранных пользователем переменных и отображая выходной результат. Программа может осуществлять автоматический поиск наилучшего решения, она также позволяет пользователю управлять тем, какие переменные следует оценивать. Хотя модуль SimOPT не всегда находит оптимальное решение, он помогает пользователю решить, возможно ли согласование предыстории в том диапазоне величин, который пользователь считает вероятным. 62 Программы моделирования позволяют прогнозировать величины давления, насыщения и других параметров для каждого координатного блока с последующим плоскостным или объемным отображением результатов на экране с помощью подпрограммы Result Viewer. Обратившись к графическому интерфейсу, пользователь может в любой момент запросить значения по любому координатному блоку и получить графики представления данных. Некоторые данные лучше выводить в виде двухкоординатных графиков, например, насыщенность блока либо добычу газа, нефти или воды из скважины в функции времени. Результаты моделирования необходимо документировать. Модуль Report Generator служит для получения упрощенных итоговых отчетов, при этом предупреждения и сообщения об ошибках выводятся на понятном языке, и пользователь может задать произвольную форму отчета. Результаты моделирования можно экспортировать в программу экономического анализа Peep, ставшую стандартным пакетом управления производственными активами в нефтехимической промышленности. Еще одной особенностью пакета ECLIPSE Office является модуль Calculator, который позволяет выполнять вычисления с любыми параметрами модели. Пользователь может задать свои условия, что значительно расширяет возможности иллюстрирования результатов. Предусмотрена кнопка для передачи данных пользователя в аналитическую программу Weltest 200, где моделирующие мощности пакета ECLIPSE используются вместо аналитических моделей для числового нахождения результатов испытания скважин. Улучшение моделирования скважины с применением сегментов Современные буровые скважины намного сложнее, чем несколько лет назад. Скважины могут содержать большое количество ответвлений, благодаря чему одна скважина может дренировать большой участок продуктивного пласта либо контактировать с несколькими изолированными продуктивными областями. Скважинные датчики позволяют контролировать такие условия, как температура, давление, расход и газовую и водную фракции в заданных местах скважины, в то время как управляемые с поверхности устройства регулирования дебита скважины позволяют постепенно уменьшать или отсекать поток, идущий от участков с большой обводненностью или высоким газовым фактором (GOR). К пакету программ моделирования продуктивного пласта ECLIPSE добавлен модуль моделирования многосегментной скважины (MSW), который помогает моделировать условия в современных сложных скважинах. В прежних программах модулирования пласта использовались простые модели скважин, допускавшие переток флюида из пласта и в пласт, однако при этом физические условия потока в стволе скважины принимались упрощенными. Градиент давления в стволе обычно базировался на такой плотности смеси, которая не допускала междуфазного скольжения, отражающего тенденцию отдельных флюидов течь с различными скоростями. Более того, модель рассматривала флюид в стволе скважины как полностью перемешанный и однородный. При появлении горизонтальных скважин и скважин с большим отходом от вертикали в некоторые программы моделирования были внесены уточнения для учета трения, ответственного за значительную часть потерь энергии флюида, текущего по горизонтальному сегменту. Однако, при этом не предполагалось изменение содержимого ствола скважины в функции положения, и не обеспечивался правильный расчет плотности текущей смеси. Применение модуля MSW позволяет снять перечисленные ограничения, с его помощью специалист по моделированию может разделить ствол скважины на сегменты и задать набор переменных, описывающих флюиды в каждом из них. Одномерная сегментная сетка допускает изменение содержимого ствола скважины и свойств смеси флюидов в функции места (см. «Фонтанные скважины» на следующей странице). Геометрия многоствольной скважины описывается ветвящейся сетью сегментов. Нефтегазовое Обозрение Фонтанные скважины Модуль моделирования многосегментных скважин MSW пакета ECLIPSE предусматри вает несколько вариантов моделирования многофазного потока в стволе скважины. Са мым простым вариантом является модель го могенного потока, где все фазы текут с оди наковой скоростью. Вторым вариантом является простая мо дель с «приведенной скоростью дрейфа», представляющая скольжение между фазами. Модель такого типа позволяет быстро выпол нить расчет, при этом полученные результа ты непрерывны в широком диапазоне усло вий в потоке. Модель справедлива для противоточного потока, когда тяжелая и лег кая фазы текут в противоположные направ ления. Ею также можно пользоваться для моделирования разделения фаз в стволе скважины, например, когда скважину оста навливают во время испытания на опрессов ку. Разделение фаз влияет на реакцию сква жины во время ее консервирования, которую необходимо знать для правильного модели рования результатов испытания. В третьем варианте применены заранее рассчитанные таблицы, аналогичные табли цам поведения скважины при вертикальном потоке, широко применяемым для моделиро вания потерь давления в стволе скважины между пластом и головкой НКТ для нахож дения перепада давления на сегменте. Вари ант позволяет применять более сложные и в вычислительном смысле более дорогосто ящие модели многофазного потока при усло вии, что результаты вначале преобразованы в табличную форму. Определение перепада давления путем интерполяции табличных данных является быстрым и, с вычислитель ной точки зрения, более эффективным. Кро ме того, таблицы служат эффективным сред ством представления потерь давления в некоторых устройствах регулирования де бита и, в частности, в штуцерах, поскольку вычисление перепада давления на основе бо лее точных моделей таких устройств требует большего времени вычислений. Возможность моделирования устройств внутрискважинного регулирования являет ся существенным дополнением к модулю MSW пакета ECLIPSE. Инженер по модели рованию может в любой момент во время прогона модели изменить установки фон танного штуцера, переключившись на дру гую таблицу. Для некоторых устройств и, в частности, докритических клапанов предусмотрены встроенные модели, что поз воляет вручную менять установки дроссе лирования, например, в зоне сужения. Раз работаны модели других устройств, рассчитанных на автоматическое срабаты вание при изменении обводненности или га зового фактора, либо для ограничения рас хода нефти, воды или газа оговоренным максимальным значением. Чтобы представить в программе моделиро вания процессов фильтрации условия, суще ствующие в фонтанной скважине, для каж дого сегмента используют четыре переменные: давление, полный расход через каждый сегмент и газовая и водная фракции потока. Перечисленные переменные позво ляют вычислить свойства смеси флюидов и градиент давления. В каждом сегменте при меняют четыре уравнения: уравнения сохра нения вещества для нефти, газа и воды и уравнение перепада давления на сегменте. В программу комплексного моделирования введены дополнительные переменные для молярной плотности каждого компонента флюида и дополнительные уравнения сохра нения вещества для каждого компонента (см. «Составление псевдофлюидов», стр. 76). Решение перечисленных уравнений и урав нений, описывающих условия в координат ной сетке пласта, осуществляется одновре менно, такой метод вычисления называют взаимодействием с неявным заданием пара метров. Тем самым гарантируется стабиль ность комбинированной системы скважи на–продуктивный пласт на то количество временных шагов, которое выбрано програм мой моделирования. Важным фактором яв ляется устойчивость результатов вычисле ния, поскольку изменения свойств потока распространяются по скважине за продол жительность одного временного шага. Сегменты ствола скважины, представляющие перфорированные хвостовики, привязаны к координатной сетке продуктивного пласта, чтобы обеспечить прохождение флюида. Другие элементы модели могут описываться через падение давления в таких устройствах регулирования дебита как клапаны, штуцеры и насосы. Сегментированная структура следует по всей траектории ствола скважины вне зависимости от координатной сетки продуктивного пласта. В модель скважины можно включать интервалы неперфорированных НКТ, выходящие за границы координатной сетки и обеспечивающие соединение с ответвлениями многоствольных скважин, расположенными за пределами координатной сетки. Такой возможности в типовых моделях нет — без модуля MSW программа моделирования опишет путь ствола скважины с помощью только тех ячеек координатной сетки, которые пересекает ствол. правлении Ла-Манша (рис. 4). Компания-оператор «Бритиш Петролеум» (BP) разрабатывает месторождение, реализуя программу бурения скважин с большим отходом от вертикали, в ряде случаев превышающим 10 км (6 миль)7. Скважина M-15 содержит два ответвления, дренирующие часть шервудского песчаникового пласта. Северное ответвление лежит Весна 2002 Управление двуствольной скважиной на месторождении Wytch Farm На месторождении Wytch Farm находится первая в мире многоствольная скважина с большим отходом от вертикали, законченная со скважинной компоновкой регулирования дебита6. Будучи крупнейшим в Европе, месторождение Wytch Farm находится на юге Англии возле Пул Харбора (Poole Harbor), оно вытянуто в на- 6. Gai H, Davies J, Newberry P, Vince S and Al-Mashgari A: “World’s First Downhole Flow Control Completion of an Extended-Reach, Multilateral Well at Wytch Farm,” paper IADC/SPE 59211, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, USA, February 2325, 2000. 7. Allen F, Tooms P, Conran G, Lesso B and Van de Slijke P: “Extended-Reach Drilling: Breaking the 10-km Barrier,” Oilfield Review 9, no. 4 (Winter 1997): 32-47. 63 Рис. 4. Месторождение Wytch Farm в южной Англии. Скважину M-15 пробурили с берега и закончили в шервудском пласте в указанном месте. Выбранный масштаб не позволяет различить ответвления скважины. образом, чтобы гарантировать подход фронта воды в заданное время, сравнивая с предысторией эксперимента. Если прорыв происходит преждевременно или слишком поздно, пользователь может прервать прогон модели и сбросить входные параметры. Модуль Case Manager обеспечивает визуальную регистрацию прогонов или ситуаций. Пользователь может создать иерархическую последовательность ситуаций для разработки продуктивного пласта, используя средства либо нагнетания воды, либо нагнетания газа или оба средства одновременно. При моделировании сложного пласта инженер может проследить сотни ситуаций. Модуль Case Manager позволяет вносить изменения только в те файлы данных, которые меняются для различных ситуаций, что ограничивает разрастание числа файлов. Другая подпрограмма SimOPT, применяемая при калибровке модели, может помочь в процессе согласования предыстории, определяя, какие входные параметры оказывают основное влияние на результат. Подпрограмма служит интерфейсом, позволяя задать диапазоны входных переменных и запустить моделирование различных ситуаций, исходя из выбранных пользователем переменных и отображая выходной результат. Программа может осуществлять автоматический поиск наилучшего решения, она также позволяет пользователю управлять тем, какие переменные следует оценивать. Хотя модуль SimOPT не всегда находит оптимальное решение, он помогает пользователю решить, возможно ли согласование предыстории в том диапазоне величин, который пользователь считает вероятным. 62 Программы моделирования позволяют прогнозировать величины давления, насыщения и других параметров для каждого координатного блока с последующим плоскостным или объемным отображением результатов на экране с помощью подпрограммы Result Viewer. Обратившись к графическому интерфейсу, пользователь может в любой момент запросить значения по любому координатному блоку и получить графики представления данных. Некоторые данные лучше выводить в виде двухкоординатных графиков, например, насыщенность блока либо добычу газа, нефти или воды из скважины в функции времени. Результаты моделирования необходимо документировать. Модуль Report Generator служит для получения упрощенных итоговых отчетов, при этом предупреждения и сообщения об ошибках выводятся на понятном языке, и пользователь может задать произвольную форму отчета. Результаты моделирования можно экспортировать в программу экономического анализа Peep, ставшую стандартным пакетом управления производственными активами в нефтехимической промышленности. Еще одной особенностью пакета ECLIPSE Office является модуль Calculator, который позволяет выполнять вычисления с любыми параметрами модели. Пользователь может задать свои условия, что значительно расширяет возможности иллюстрирования результатов. Предусмотрена кнопка для передачи данных пользователя в аналитическую программу Weltest 200, где моделирующие мощности пакета ECLIPSE используются вместо аналитических моделей для числового нахождения результатов испытания скважин. Улучшение моделирования скважины с применением сегментов Современные буровые скважины намного сложнее, чем несколько лет назад. Скважины могут содержать большое количество ответвлений, благодаря чему одна скважина может дренировать большой участок продуктивного пласта либо контактировать с несколькими изолированными продуктивными областями. Скважинные датчики позволяют контролировать такие условия, как температура, давление, расход и газовую и водную фракции в заданных местах скважины, в то время как управляемые с поверхности устройства регулирования дебита скважины позволяют постепенно уменьшать или отсекать поток, идущий от участков с большой обводненностью или высоким газовым фактором (GOR). К пакету программ моделирования продуктивного пласта ECLIPSE добавлен модуль моделирования многосегментной скважины (MSW), который помогает моделировать условия в современных сложных скважинах. В прежних программах модулирования пласта использовались простые модели скважин, допускавшие переток флюида из пласта и в пласт, однако при этом физические условия потока в стволе скважины принимались упрощенными. Градиент давления в стволе обычно базировался на такой плотности смеси, которая не допускала междуфазного скольжения, отражающего тенденцию отдельных флюидов течь с различными скоростями. Более того, модель рассматривала флюид в стволе скважины как полностью перемешанный и однородный. При появлении горизонтальных скважин и скважин с большим отходом от вертикали в некоторые программы моделирования были внесены уточнения для учета трения, ответственного за значительную часть потерь энергии флюида, текущего по горизонтальному сегменту. Однако, при этом не предполагалось изменение содержимого ствола скважины в функции положения, и не обеспечивался правильный расчет плотности текущей смеси. Применение модуля MSW позволяет снять перечисленные ограничения, с его помощью специалист по моделированию может разделить ствол скважины на сегменты и задать набор переменных, описывающих флюиды в каждом из них. Одномерная сегментная сетка допускает изменение содержимого ствола скважины и свойств смеси флюидов в функции места (см. «Фонтанные скважины» на следующей странице). Геометрия многоствольной скважины описывается ветвящейся сетью сегментов. Нефтегазовое Обозрение Фонтанные скважины Модуль моделирования многосегментных скважин MSW пакета ECLIPSE предусматри вает несколько вариантов моделирования многофазного потока в стволе скважины. Са мым простым вариантом является модель го могенного потока, где все фазы текут с оди наковой скоростью. Вторым вариантом является простая мо дель с «приведенной скоростью дрейфа», представляющая скольжение между фазами. Модель такого типа позволяет быстро выпол нить расчет, при этом полученные результа ты непрерывны в широком диапазоне усло вий в потоке. Модель справедлива для противоточного потока, когда тяжелая и лег кая фазы текут в противоположные направ ления. Ею также можно пользоваться для моделирования разделения фаз в стволе скважины, например, когда скважину оста навливают во время испытания на опрессов ку. Разделение фаз влияет на реакцию сква жины во время ее консервирования, которую необходимо знать для правильного модели рования результатов испытания. В третьем варианте применены заранее рассчитанные таблицы, аналогичные табли цам поведения скважины при вертикальном потоке, широко применяемым для моделиро вания потерь давления в стволе скважины между пластом и головкой НКТ для нахож дения перепада давления на сегменте. Вари ант позволяет применять более сложные и в вычислительном смысле более дорогосто ящие модели многофазного потока при усло вии, что результаты вначале преобразованы в табличную форму. Определение перепада давления путем интерполяции табличных данных является быстрым и, с вычислитель ной точки зрения, более эффективным. Кро ме того, таблицы служат эффективным сред ством представления потерь давления в некоторых устройствах регулирования де бита и, в частности, в штуцерах, поскольку вычисление перепада давления на основе бо лее точных моделей таких устройств требует большего времени вычислений. Возможность моделирования устройств внутрискважинного регулирования являет ся существенным дополнением к модулю MSW пакета ECLIPSE. Инженер по модели рованию может в любой момент во время прогона модели изменить установки фон танного штуцера, переключившись на дру гую таблицу. Для некоторых устройств и, в частности, докритических клапанов предусмотрены встроенные модели, что поз воляет вручную менять установки дроссе лирования, например, в зоне сужения. Раз работаны модели других устройств, рассчитанных на автоматическое срабаты вание при изменении обводненности или га зового фактора, либо для ограничения рас хода нефти, воды или газа оговоренным максимальным значением. Чтобы представить в программе моделиро вания процессов фильтрации условия, суще ствующие в фонтанной скважине, для каж дого сегмента используют четыре переменные: давление, полный расход через каждый сегмент и газовая и водная фракции потока. Перечисленные переменные позво ляют вычислить свойства смеси флюидов и градиент давления. В каждом сегменте при меняют четыре уравнения: уравнения сохра нения вещества для нефти, газа и воды и уравнение перепада давления на сегменте. В программу комплексного моделирования введены дополнительные переменные для молярной плотности каждого компонента флюида и дополнительные уравнения сохра нения вещества для каждого компонента (см. «Составление псевдофлюидов», стр. 76). Решение перечисленных уравнений и урав нений, описывающих условия в координат ной сетке пласта, осуществляется одновре менно, такой метод вычисления называют взаимодействием с неявным заданием пара метров. Тем самым гарантируется стабиль ность комбинированной системы скважи на–продуктивный пласт на то количество временных шагов, которое выбрано програм мой моделирования. Важным фактором яв ляется устойчивость результатов вычисле ния, поскольку изменения свойств потока распространяются по скважине за продол жительность одного временного шага. Сегменты ствола скважины, представляющие перфорированные хвостовики, привязаны к координатной сетке продуктивного пласта, чтобы обеспечить прохождение флюида. Другие элементы модели могут описываться через падение давления в таких устройствах регулирования дебита как клапаны, штуцеры и насосы. Сегментированная структура следует по всей траектории ствола скважины вне зависимости от координатной сетки продуктивного пласта. В модель скважины можно включать интервалы неперфорированных НКТ, выходящие за границы координатной сетки и обеспечивающие соединение с ответвлениями многоствольных скважин, расположенными за пределами координатной сетки. Такой возможности в типовых моделях нет — без модуля MSW программа моделирования опишет путь ствола скважины с помощью только тех ячеек координатной сетки, которые пересекает ствол. правлении Ла-Манша (рис. 4). Компания-оператор «Бритиш Петролеум» (BP) разрабатывает месторождение, реализуя программу бурения скважин с большим отходом от вертикали, в ряде случаев превышающим 10 км (6 миль)7. Скважина M-15 содержит два ответвления, дренирующие часть шервудского песчаникового пласта. Северное ответвление лежит Весна 2002 Управление двуствольной скважиной на месторождении Wytch Farm На месторождении Wytch Farm находится первая в мире многоствольная скважина с большим отходом от вертикали, законченная со скважинной компоновкой регулирования дебита6. Будучи крупнейшим в Европе, месторождение Wytch Farm находится на юге Англии возле Пул Харбора (Poole Harbor), оно вытянуто в на- 6. Gai H, Davies J, Newberry P, Vince S and Al-Mashgari A: “World’s First Downhole Flow Control Completion of an Extended-Reach, Multilateral Well at Wytch Farm,” paper IADC/SPE 59211, presented at the IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, Louisiana, USA, February 2325, 2000. 7. Allen F, Tooms P, Conran G, Lesso B and Van de Slijke P: “Extended-Reach Drilling: Breaking the 10-km Barrier,” Oilfield Review 9, no. 4 (Winter 1997): 32-47. 63 в области, нарушенной сбросами, поэтому оно обсажено и перфорировано, тогда как южное ответвление закончено с открытым стволом. Потенциальные проблемы в ответвлениях отличны друг от друга. Компания «Бритиш Петролеум» (BP) предвидела ранний подход водного фронта в северной, нарушенной сбросами зоне, и приняла решение о контроле перепада давления в пласте во избежание обрушения стенок ствола скважины в южном необсаженном забое. При разделении основного ствола скважины предполагалась совершенно различная стратегия добычи нефти из боковых стволов — в северном ответвлении требовалось сильно снизить давление в пласте, по меньшей мере, до тех пор, пока не увеличится приток воды, однако в южном ответвлении сильное снижения давления невозможно. Предусмотренные в скважине клапаны регулирования дебита раздельно управляли добычей из двух боковых стволов, устраняя описанную проблему. Компания «Бритиш Петролеум» (BP) пробурила и закончила скважину с тремя извлекаемыми гидравлическими клапанами регулирования дебита WRFC-H. Расчетные значения дебита были больше в северном ответвлении, поэтому там были установлены два клапана в расчете на большой дебит. Третий клапан управлял южным стволом. Чтобы найти оптимальные условия управления клапанами регулирования, группа заканчивания скважин (Completions Technology Group), действующая в центре заканчивания скважин компании «Шлюмберже» («Шлюмберже Резервуар Комплишнз» или SRC), разработала модель процессов фильтрации в продуктивном пласте ECLIPSE100. При моделировании основного и двух боковых стволов группа применила модуль MSW. Клапаны регулирования моделировались как элементы с устройствами регулирования дебита. Типовые методы добычи, то есть без скважинных клапанов регулирования дебита, допускают два варианта: вначале эксплуатация одного бокового ствола, затем другого, либо эксплуатация обоих стволов одновременно. Модель ECLIPSE показала, что одновременная эксплуатация двух стволов даст больше нефти на исследованном интервале в пять лет. Для управления предусмотренной этим сценарием сильной обводненностью было использовано дросселирование добычи нефти из всей скважины. Дополнительная установка отдельных клапанов регулирования дебита к каждому ответвлению обеспечила значительную дополнительную добычу (рис. 5). Северное ответвление 64 Рис. 5. Модель прогноза добычи из месторождения Wytch Farm. Добыча нефти из смешанных зон скважины M-15 (зеленая кривая) была значительно улучшена дополнительной установкой клапанов регулирования дебита (синяя кривая). Резкое изменение наклона кривой нормы отбора нефти (заштрихованные участки) при типовом и усовершенствованном заканчивании связано с дросселированием потока для регулирования водопритока. можно дросселировать, не ухудшая добычу из другого ответвления. Скважина была введена в эксплуатацию в феврале 1999 г. При эксплуатации одного северного ствола в течение шести месяцев было получено свыше 10000 баррелей жидкости в сутки (1600 м3/сутки). В конце этого периода нефть составляла только приблизительно 3000 баррелей в сутки (477 м3/сутки). Затем компания-оператор перекрыла этот ствол и открыла южное ответвление. Добыча нефти оказалась такой же, как от северного ствола, однако поступление воды было значительно меньше. Спустя пять месяцев эксплуатации этого ствола с увеличенной обводненностью начали одновременно эксплуатировать оба боковых ствола8. Инженеры-эксплуатационники применили модель ECLIPSE для сопоставления предысторий эксплуатации месторождения. Сравнение вариантов с применением скважинных средств управления дебитом в скважине M-15 и без них показало расчетный рост добычи более чем на один миллион баррелей нефти (160000 м3) после пяти лет. Недавно скважинный насос вышел из строя, и компания «Бритиш Петролеум» (BP) решила заменить его на более мощный для увеличения производительности, поэтому необходимость в управлении клапанами регулирования дебита отпала. Однако результаты, полученные на этой скважине, убедили «Бритиш Петролеум» (BP) продолжать использование многоствольных скважин на месторождении Wytch Farm со средствами управления скважиной. В сентябре 2000 года в скважине F-22 на НКТ был установлен электрический клапан регулирования дебита (TRFC-E). Моделирование изолированных зон Компания «Шлюмберже» исследовала ряд простых русловых дельтовых песчаников с прослойками угля, рассматривая три изолированных песчаниковых тела. С верхним песчаником в Зоне 1 пересекался газонефтяной контакт (GOC), и внутри нижнего песчаника в Зоне 3 находился водонефтяной контакт (WOC), однако местонахождение водонефтяного контакта было неопределенным. В модели процессов фильтрации ECLIPSE100 было принято допущение, что продуктивные пласты вытянуты в стороны, однако флюиды в них не связаны. Для оценки взаимодействия флюидов в стволе скважины применили сегментированную модель ствола скважины, соединявшего эти три зоны (рис. 6). Газонефтяной контакт в Зоне 1 означал потенциально быстрое увеличение газового фактора в этой зоне. Существование неопределенности с водонефтяным контактом в Зоне 3 означало возможность поступления значительных количеств воды. Из-за наличия столь различных притоков в модели было необходимо принять во внимание комплексное взаимодействие флюидов в стволе скважины. Могли потребоваться скважинные средства управления для дросселирования поступления воды или газа. Исходя из модели на пять лет эксплуатации, видно, что без скважинных устройств регулирования дебита может быть добыто большее количество нефти при последовательном заканчивании скважины при засорении забоя песком вместо одновременной эксплуатации всех трех пластов. Однако при использовании скважинных клапанов регулирования дебита наибольшую добычу из рассмотренных случаев обеспечивает смешанная эксплуатация всех трех зон. Когда газовый фактор Зоны 1 увеличивается, поток через верхний клапан ограничивают, чтобы установить предел дебита газа. Нижний клапан регулирует приток воды. При другом допустимом сочетании верхний клапан открывают, чтобы получить газ для создания искусственного газлифта, что может оказаться необходимым, если поступление воды из Зоны 3 не удастся дросселировать без существенного падения добычи нефти. В сравнении с типовым подходом к эксплуатации скважины схема усовершенствованного заканчивания не только продлевает срок ее эксплуатации, но и увеличивает норму отбора нефти на протяжении исследованного пятилетнего срока (рис. 7). Рис. 7. Увеличение добычи при регулировании дебита. Эксплуатация скважины при использовании клапанов регулирования дебита (синяя линия) дает значительно большую добычу, чем типовая эксплуатация без скважинных клапанов (зеленая линия). Заштрихованный участок зеленой кривой дебита скважины для типового варианта отражает падение добычи из нижней зоны, пока ее не перекроют и начнут эксплуатацию средней зоны. Быстрые изменения добычи (синяя штриховка) отражают управление притоком газа с помощью клапанов. 8. Algeroy J and Pollock R: “Equipment and Operation of Advanced Completions in the M-15 Wytch Farm Multilateral Well,” paper SPE 62951, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 1-4, 2000. Нефтегазовое Обозрение Рис. 6. Модель многосегментной скважины (MSW) с тремя песчаниковыми телами. Притоком флюида из каждой зоны управляет скважинный клапан регулирования дебита. Три раздельных набора координатных блоков моделируют поведение флюидов в этих зонах при использовании модуля MSW, что позволяет сегментировать ствол скважины за пределами пластовых координатных блоков. Весна 2002 65 в области, нарушенной сбросами, поэтому оно обсажено и перфорировано, тогда как южное ответвление закончено с открытым стволом. Потенциальные проблемы в ответвлениях отличны друг от друга. Компания «Бритиш Петролеум» (BP) предвидела ранний подход водного фронта в северной, нарушенной сбросами зоне, и приняла решение о контроле перепада давления в пласте во избежание обрушения стенок ствола скважины в южном необсаженном забое. При разделении основного ствола скважины предполагалась совершенно различная стратегия добычи нефти из боковых стволов — в северном ответвлении требовалось сильно снизить давление в пласте, по меньшей мере, до тех пор, пока не увеличится приток воды, однако в южном ответвлении сильное снижения давления невозможно. Предусмотренные в скважине клапаны регулирования дебита раздельно управляли добычей из двух боковых стволов, устраняя описанную проблему. Компания «Бритиш Петролеум» (BP) пробурила и закончила скважину с тремя извлекаемыми гидравлическими клапанами регулирования дебита WRFC-H. Расчетные значения дебита были больше в северном ответвлении, поэтому там были установлены два клапана в расчете на большой дебит. Третий клапан управлял южным стволом. Чтобы найти оптимальные условия управления клапанами регулирования, группа заканчивания скважин (Completions Technology Group), действующая в центре заканчивания скважин компании «Шлюмберже» («Шлюмберже Резервуар Комплишнз» или SRC), разработала модель процессов фильтрации в продуктивном пласте ECLIPSE100. При моделировании основного и двух боковых стволов группа применила модуль MSW. Клапаны регулирования моделировались как элементы с устройствами регулирования дебита. Типовые методы добычи, то есть без скважинных клапанов регулирования дебита, допускают два варианта: вначале эксплуатация одного бокового ствола, затем другого, либо эксплуатация обоих стволов одновременно. Модель ECLIPSE показала, что одновременная эксплуатация двух стволов даст больше нефти на исследованном интервале в пять лет. Для управления предусмотренной этим сценарием сильной обводненностью было использовано дросселирование добычи нефти из всей скважины. Дополнительная установка отдельных клапанов регулирования дебита к каждому ответвлению обеспечила значительную дополнительную добычу (рис. 5). Северное ответвление 64 Рис. 5. Модель прогноза добычи из месторождения Wytch Farm. Добыча нефти из смешанных зон скважины M-15 (зеленая кривая) была значительно улучшена дополнительной установкой клапанов регулирования дебита (синяя кривая). Резкое изменение наклона кривой нормы отбора нефти (заштрихованные участки) при типовом и усовершенствованном заканчивании связано с дросселированием потока для регулирования водопритока. можно дросселировать, не ухудшая добычу из другого ответвления. Скважина была введена в эксплуатацию в феврале 1999 г. При эксплуатации одного северного ствола в течение шести месяцев было получено свыше 10000 баррелей жидкости в сутки (1600 м3/сутки). В конце этого периода нефть составляла только приблизительно 3000 баррелей в сутки (477 м3/сутки). Затем компания-оператор перекрыла этот ствол и открыла южное ответвление. Добыча нефти оказалась такой же, как от северного ствола, однако поступление воды было значительно меньше. Спустя пять месяцев эксплуатации этого ствола с увеличенной обводненностью начали одновременно эксплуатировать оба боковых ствола8. Инженеры-эксплуатационники применили модель ECLIPSE для сопоставления предысторий эксплуатации месторождения. Сравнение вариантов с применением скважинных средств управления дебитом в скважине M-15 и без них показало расчетный рост добычи более чем на один миллион баррелей нефти (160000 м3) после пяти лет. Недавно скважинный насос вышел из строя, и компания «Бритиш Петролеум» (BP) решила заменить его на более мощный для увеличения производительности, поэтому необходимость в управлении клапанами регулирования дебита отпала. Однако результаты, полученные на этой скважине, убедили «Бритиш Петролеум» (BP) продолжать использование многоствольных скважин на месторождении Wytch Farm со средствами управления скважиной. В сентябре 2000 года в скважине F-22 на НКТ был установлен электрический клапан регулирования дебита (TRFC-E). Моделирование изолированных зон Компания «Шлюмберже» исследовала ряд простых русловых дельтовых песчаников с прослойками угля, рассматривая три изолированных песчаниковых тела. С верхним песчаником в Зоне 1 пересекался газонефтяной контакт (GOC), и внутри нижнего песчаника в Зоне 3 находился водонефтяной контакт (WOC), однако местонахождение водонефтяного контакта было неопределенным. В модели процессов фильтрации ECLIPSE100 было принято допущение, что продуктивные пласты вытянуты в стороны, однако флюиды в них не связаны. Для оценки взаимодействия флюидов в стволе скважины применили сегментированную модель ствола скважины, соединявшего эти три зоны (рис. 6). Газонефтяной контакт в Зоне 1 означал потенциально быстрое увеличение газового фактора в этой зоне. Существование неопределенности с водонефтяным контактом в Зоне 3 означало возможность поступления значительных количеств воды. Из-за наличия столь различных притоков в модели было необходимо принять во внимание комплексное взаимодействие флюидов в стволе скважины. Могли потребоваться скважинные средства управления для дросселирования поступления воды или газа. Исходя из модели на пять лет эксплуатации, видно, что без скважинных устройств регулирования дебита может быть добыто большее количество нефти при последовательном заканчивании скважины при засорении забоя песком вместо одновременной эксплуатации всех трех пластов. Однако при использовании скважинных клапанов регулирования дебита наибольшую добычу из рассмотренных случаев обеспечивает смешанная эксплуатация всех трех зон. Когда газовый фактор Зоны 1 увеличивается, поток через верхний клапан ограничивают, чтобы установить предел дебита газа. Нижний клапан регулирует приток воды. При другом допустимом сочетании верхний клапан открывают, чтобы получить газ для создания искусственного газлифта, что может оказаться необходимым, если поступление воды из Зоны 3 не удастся дросселировать без существенного падения добычи нефти. В сравнении с типовым подходом к эксплуатации скважины схема усовершенствованного заканчивания не только продлевает срок ее эксплуатации, но и увеличивает норму отбора нефти на протяжении исследованного пятилетнего срока (рис. 7). Рис. 7. Увеличение добычи при регулировании дебита. Эксплуатация скважины при использовании клапанов регулирования дебита (синяя линия) дает значительно большую добычу, чем типовая эксплуатация без скважинных клапанов (зеленая линия). Заштрихованный участок зеленой кривой дебита скважины для типового варианта отражает падение добычи из нижней зоны, пока ее не перекроют и начнут эксплуатацию средней зоны. Быстрые изменения добычи (синяя штриховка) отражают управление притоком газа с помощью клапанов. 8. Algeroy J and Pollock R: “Equipment and Operation of Advanced Completions in the M-15 Wytch Farm Multilateral Well,” paper SPE 62951, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 1-4, 2000. Нефтегазовое Обозрение Рис. 6. Модель многосегментной скважины (MSW) с тремя песчаниковыми телами. Притоком флюида из каждой зоны управляет скважинный клапан регулирования дебита. Три раздельных набора координатных блоков моделируют поведение флюидов в этих зонах при использовании модуля MSW, что позволяет сегментировать ствол скважины за пределами пластовых координатных блоков. Весна 2002 65 в области, нарушенной сбросами, поэтому оно обсажено и перфорировано, тогда как южное ответвление закончено с открытым стволом. Потенциальные проблемы в ответвлениях отличны друг от друга. Компания «Бритиш Петролеум» (BP) предвидела ранний подход водного фронта в северной, нарушенной сбросами зоне, и приняла решение о контроле перепада давления в пласте во избежание обрушения стенок ствола скважины в южном необсаженном забое. При разделении основного ствола скважины предполагалась совершенно различная стратегия добычи нефти из боковых стволов — в северном ответвлении требовалось сильно снизить давление в пласте, по меньшей мере, до тех пор, пока не увеличится приток воды, однако в южном ответвлении сильное снижения давления невозможно. Предусмотренные в скважине клапаны регулирования дебита раздельно управляли добычей из двух боковых стволов, устраняя описанную проблему. Компания «Бритиш Петролеум» (BP) пробурила и закончила скважину с тремя извлекаемыми гидравлическими клапанами регулирования дебита WRFC-H. Расчетные значения дебита были больше в северном ответвлении, поэтому там были установлены два клапана в расчете на большой дебит. Третий клапан управлял южным стволом. Чтобы найти оптимальные условия управления клапанами регулирования, группа заканчивания скважин (Completions Technology Group), действующая в центре заканчивания скважин компании «Шлюмберже» («Шлюмберже Резервуар Комплишнз» или SRC), разработала модель процессов фильтрации в продуктивном пласте ECLIPSE100. При моделировании основного и двух боковых стволов группа применила модуль MSW. Клапаны регулирования моделировались как элементы с устройствами регулирования дебита. Типовые методы добычи, то есть без скважинных клапанов регулирования дебита, допускают два варианта: вначале эксплуатация одного бокового ствола, затем другого, либо эксплуатация обоих стволов одновременно. Модель ECLIPSE показала, что одновременная эксплуатация двух стволов даст больше нефти на исследованном интервале в пять лет. Для управления предусмотренной этим сценарием сильной обводненностью было использовано дросселирование добычи нефти из всей скважины. Дополнительная установка отдельных клапанов регулирования дебита к каждому ответвлению обеспечила значительную дополнительную добычу (рис. 5). Северное ответвление 64 Рис. 5. Модель прогноза добычи из месторождения Wytch Farm. Добыча нефти из смешанных зон скважины M-15 (зеленая кривая) была значительно улучшена дополнительной установкой клапанов регулирования дебита (синяя кривая). Резкое изменение наклона кривой нормы отбора нефти (заштрихованные участки) при типовом и усовершенствованном заканчивании связано с дросселированием потока для регулирования водопритока. можно дросселировать, не ухудшая добычу из другого ответвления. Скважина была введена в эксплуатацию в феврале 1999 г. При эксплуатации одного северного ствола в течение шести месяцев было получено свыше 10000 баррелей жидкости в сутки (1600 м3/сутки). В конце этого периода нефть составляла только приблизительно 3000 баррелей в сутки (477 м3/сутки). Затем компания-оператор перекрыла этот ствол и открыла южное ответвление. Добыча нефти оказалась такой же, как от северного ствола, однако поступление воды было значительно меньше. Спустя пять месяцев эксплуатации этого ствола с увеличенной обводненностью начали одновременно эксплуатировать оба боковых ствола8. Инженеры-эксплуатационники применили модель ECLIPSE для сопоставления предысторий эксплуатации месторождения. Сравнение вариантов с применением скважинных средств управления дебитом в скважине M-15 и без них показало расчетный рост добычи более чем на один миллион баррелей нефти (160000 м3) после пяти лет. Недавно скважинный насос вышел из строя, и компания «Бритиш Петролеум» (BP) решила заменить его на более мощный для увеличения производительности, поэтому необходимость в управлении клапанами регулирования дебита отпала. Однако результаты, полученные на этой скважине, убедили «Бритиш Петролеум» (BP) продолжать использование многоствольных скважин на месторождении Wytch Farm со средствами управления скважиной. В сентябре 2000 года в скважине F-22 на НКТ был установлен электрический клапан регулирования дебита (TRFC-E). Моделирование изолированных зон Компания «Шлюмберже» исследовала ряд простых русловых дельтовых песчаников с прослойками угля, рассматривая три изолированных песчаниковых тела. С верхним песчаником в Зоне 1 пересекался газонефтяной контакт (GOC), и внутри нижнего песчаника в Зоне 3 находился водонефтяной контакт (WOC), однако местонахождение водонефтяного контакта было неопределенным. В модели процессов фильтрации ECLIPSE100 было принято допущение, что продуктивные пласты вытянуты в стороны, однако флюиды в них не связаны. Для оценки взаимодействия флюидов в стволе скважины применили сегментированную модель ствола скважины, соединявшего эти три зоны (рис. 6). Газонефтяной контакт в Зоне 1 означал потенциально быстрое увеличение газового фактора в этой зоне. Существование неопределенности с водонефтяным контактом в Зоне 3 означало возможность поступления значительных количеств воды. Из-за наличия столь различных притоков в модели было необходимо принять во внимание комплексное взаимодействие флюидов в стволе скважины. Могли потребоваться скважинные средства управления для дросселирования поступления воды или газа. Исходя из модели на пять лет эксплуатации, видно, что без скважинных устройств регулирования дебита может быть добыто большее количество нефти при последовательном заканчивании скважины при засорении забоя песком вместо одновременной эксплуатации всех трех пластов. Однако при использовании скважинных клапанов регулирования дебита наибольшую добычу из рассмотренных случаев обеспечивает смешанная эксплуатация всех трех зон. Когда газовый фактор Зоны 1 увеличивается, поток через верхний клапан ограничивают, чтобы установить предел дебита газа. Нижний клапан регулирует приток воды. При другом допустимом сочетании верхний клапан открывают, чтобы получить газ для создания искусственного газлифта, что может оказаться необходимым, если поступление воды из Зоны 3 не удастся дросселировать без существенного падения добычи нефти. В сравнении с типовым подходом к эксплуатации скважины схема усовершенствованного заканчивания не только продлевает срок ее эксплуатации, но и увеличивает норму отбора нефти на протяжении исследованного пятилетнего срока (рис. 7). Рис. 7. Увеличение добычи при регулировании дебита. Эксплуатация скважины при использовании клапанов регулирования дебита (синяя линия) дает значительно большую добычу, чем типовая эксплуатация без скважинных клапанов (зеленая линия). Заштрихованный участок зеленой кривой дебита скважины для типового варианта отражает падение добычи из нижней зоны, пока ее не перекроют и начнут эксплуатацию средней зоны. Быстрые изменения добычи (синяя штриховка) отражают управление притоком газа с помощью клапанов. 8. Algeroy J and Pollock R: “Equipment and Operation of Advanced Completions in the M-15 Wytch Farm Multilateral Well,” paper SPE 62951, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 1-4, 2000. Нефтегазовое Обозрение Рис. 6. Модель многосегментной скважины (MSW) с тремя песчаниковыми телами. Притоком флюида из каждой зоны управляет скважинный клапан регулирования дебита. Три раздельных набора координатных блоков моделируют поведение флюидов в этих зонах при использовании модуля MSW, что позволяет сегментировать ствол скважины за пределами пластовых координатных блоков. Весна 2002 65 Рис. 9. Снимки фронтов флюида. Без скважинных клапанов регулирования дебита перепад давления максимален у пятки скважины с вытеснением на этом участке воды вверх и газа вниз. Вначале модель показывает прорыв воды, представленный двумя координатными блоками, затрагивающими ствол скважины (вверху). Через два года после прорыва воды все еще наблюдается плохая отдача коллектора около забоя скважины (внизу). Координатные блоки с исходной нефтенасыщенностью на иллюстрациях не показаны. Рис. 8. Простая модель продуктивного пласта с горизонтальным стволом скважины с одним газовым слоем, 13 нефтяными слоями и одним водным слоем. Модель состоит из 25 блоков в направлении простирания скважины и 17 блоков в поперечном направлении, при этом скважина идет между седьмым и восьмым блоками. Длина скважины равна 4000 футов (1220 м), внутренний диаметр обсадного хвостовика равен 6 дюймов, по скважине течет 16000 баррелей нефти в сутки (2540 м3/сутки). На модели в разрезе показаны профили давления (розовый), притока нефти (синий) и дебита (белый) внутри горизонтального ствола скважины. Скважинное управление при двух режимах вытеснения Простые модели позволяют истолковать некоторые реакции потока флюидов, которые могут скрываться в сложных пластах. Чтобы понять одновременное действие водонапорного и газонапорного режимов в горизонтальных стволах скважины, инженеры центра SRC промоделировали простой гомогенный продуктивный пласт9, 10. В первом случае рассматривалась скважина, перфорированная по всей прямой горизонтальной секции от колена, ведущего к вертикальной секции и называемого пяткой, к окончанию скважины или забою (рис. 8). Скорость флюида внутри обсадного хвостовика увеличивается от значения, близкого к нулю у забоя, до скорости, близкой к 10 футам в секунду (3 м/с) у пятки. При начальных условиях и течении по стволу скважины одной только нефти наибольший перепад давления в пласте наблюдается у пятки. Для заданных в этой модели геометрии 9. Sinha S, Kumar R, Vega L and Jalali Y: “Flow Equilibration Towards Horizontal Wells Using Downhole Valves,” paper SPE 68635, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia, April 17-19, 2001. 10. Yeten B and Jalali Y: “Effectiveness of Intelligent Completions in a Multiwell Development Context,” paper SPE 68077, presented at the 2001 SPE Middle East Oil Show, Bahrain, March 17-20, 2001. 66 и свойств пласта разность в перепаде давления между пяткой и забоем составляет всего лишь 40 psi (275 кПа), однако при этом приток нефти к пятке увеличивается почти до 3000 баррелей в сутки (477 м3/сутки). Вследствие значительного перепада давления и расхода у пятки скважины начнется вытеснение воды из водонефтяного контакта вверх и газа из газонефтяного контакта вниз (рис. 9). Через два года после прорыва фронта у пятки около забоя будет все еще наблюдаться значительное не вытесненное количество нефти. Если прорыв воды произойдет вначале у забоя, то обезвоженные зоны можно перекрыть с помощью пакера, однако установка пакера в пятке может привести к полному прекращению добычи. Заканчивание с применением клапанов ослабляет эти проблемы, разделяя пакером горизонтальную секцию на два участка и перемещая точку максимального перепада давления к середине каждого сегмента (рис. 10). При установке управляемого с поверхности клапана в секцию пятки можно оптимизировать профиль давления и согласовать уменьшение давления на забое. Создание зонированного пласта за счет установки клапана не предупредит прорыв фрон- та воды или газа, но сможет замедлить его и вместе с тем улучшить эффективность вытеснения нефти по всей длине ствола скважины (рис. 11). Продолжительность отсрочки зависит от нескольких факторов и, в частности, трения в стволе скважины, местонахождения горизонтального ствола в пласте по вертикали и общего расхода. При большом трении в стволе скважины, причиной которого могут быть волнистость ствола, снижение давления вдоль ствола скважины становится более крутым и усугубляется проблема с вытеснением. Таким образом, заканчивание скважины с клапаном является более прибыльным, поскольку по мере увеличения потерь на трение в стволе скважины с установленным клапана также увеличивается дополнительная отдача пласта. Суммарная нефтедобыча позволяет точнее оценить прохождение скважины между газо- и водоносной зонами, чем время прорыва фронта. Оптимальное прохождение скважины внутри нефтеносной зоны зависит от нормы отбора жидкости (при больших дебитах скважина должна быть ближе к водоносному слою). Конечно, реальные продуктивные пласты негомогенны, и на результатах скажутся относительные значения эффективности вытеснения для воды и газа. Нефтегазовое Обозрение Рис. 10. Устройство для заканчивания скважины с пакером делит горизонтальную секцию на два интервала (A и B). Поступающий из пласта флюид течет либо через отверстия в обсадном хвостовике на интервале до забоя, либо через управляемый с поверхности клапан на пяточном интервале. Максимальное снижение давления в пласте происходит у отверстий в хвостовике или у клапана. При правильном управлении клапаном снижение давления или норму отдачи пласта между двумя интервалами можно выровнять (розовая кривая). Весна 2002 67 Рис. 9. Снимки фронтов флюида. Без скважинных клапанов регулирования дебита перепад давления максимален у пятки скважины с вытеснением на этом участке воды вверх и газа вниз. Вначале модель показывает прорыв воды, представленный двумя координатными блоками, затрагивающими ствол скважины (вверху). Через два года после прорыва воды все еще наблюдается плохая отдача коллектора около забоя скважины (внизу). Координатные блоки с исходной нефтенасыщенностью на иллюстрациях не показаны. Рис. 8. Простая модель продуктивного пласта с горизонтальным стволом скважины с одним газовым слоем, 13 нефтяными слоями и одним водным слоем. Модель состоит из 25 блоков в направлении простирания скважины и 17 блоков в поперечном направлении, при этом скважина идет между седьмым и восьмым блоками. Длина скважины равна 4000 футов (1220 м), внутренний диаметр обсадного хвостовика равен 6 дюймов, по скважине течет 16000 баррелей нефти в сутки (2540 м3/сутки). На модели в разрезе показаны профили давления (розовый), притока нефти (синий) и дебита (белый) внутри горизонтального ствола скважины. Скважинное управление при двух режимах вытеснения Простые модели позволяют истолковать некоторые реакции потока флюидов, которые могут скрываться в сложных пластах. Чтобы понять одновременное действие водонапорного и газонапорного режимов в горизонтальных стволах скважины, инженеры центра SRC промоделировали простой гомогенный продуктивный пласт9, 10. В первом случае рассматривалась скважина, перфорированная по всей прямой горизонтальной секции от колена, ведущего к вертикальной секции и называемого пяткой, к окончанию скважины или забою (рис. 8). Скорость флюида внутри обсадного хвостовика увеличивается от значения, близкого к нулю у забоя, до скорости, близкой к 10 футам в секунду (3 м/с) у пятки. При начальных условиях и течении по стволу скважины одной только нефти наибольший перепад давления в пласте наблюдается у пятки. Для заданных в этой модели геометрии 9. Sinha S, Kumar R, Vega L and Jalali Y: “Flow Equilibration Towards Horizontal Wells Using Downhole Valves,” paper SPE 68635, presented at the SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia, April 17-19, 2001. 10. Yeten B and Jalali Y: “Effectiveness of Intelligent Completions in a Multiwell Development Context,” paper SPE 68077, presented at the 2001 SPE Middle East Oil Show, Bahrain, March 17-20, 2001. 66 и свойств пласта разность в перепаде давления между пяткой и забоем составляет всего лишь 40 psi (275 кПа), однако при этом приток нефти к пятке увеличивается почти до 3000 баррелей в сутки (477 м3/сутки). Вследствие значительного перепада давления и расхода у пятки скважины начнется вытеснение воды из водонефтяного контакта вверх и газа из газонефтяного контакта вниз (рис. 9). Через два года после прорыва фронта у пятки около забоя будет все еще наблюдаться значительное не вытесненное количество нефти. Если прорыв воды произойдет вначале у забоя, то обезвоженные зоны можно перекрыть с помощью пакера, однако установка пакера в пятке может привести к полному прекращению добычи. Заканчивание с применением клапанов ослабляет эти проблемы, разделяя пакером горизонтальную секцию на два участка и перемещая точку максимального перепада давления к середине каждого сегмента (рис. 10). При установке управляемого с поверхности клапана в секцию пятки можно оптимизировать профиль давления и согласовать уменьшение давления на забое. Создание зонированного пласта за счет установки клапана не предупредит прорыв фрон- та воды или газа, но сможет замедлить его и вместе с тем улучшить эффективность вытеснения нефти по всей длине ствола скважины (рис. 11). Продолжительность отсрочки зависит от нескольких факторов и, в частности, трения в стволе скважины, местонахождения горизонтального ствола в пласте по вертикали и общего расхода. При большом трении в стволе скважины, причиной которого могут быть волнистость ствола, снижение давления вдоль ствола скважины становится более крутым и усугубляется проблема с вытеснением. Таким образом, заканчивание скважины с клапаном является более прибыльным, поскольку по мере увеличения потерь на трение в стволе скважины с установленным клапана также увеличивается дополнительная отдача пласта. Суммарная нефтедобыча позволяет точнее оценить прохождение скважины между газо- и водоносной зонами, чем время прорыва фронта. Оптимальное прохождение скважины внутри нефтеносной зоны зависит от нормы отбора жидкости (при больших дебитах скважина должна быть ближе к водоносному слою). Конечно, реальные продуктивные пласты негомогенны, и на результатах скажутся относительные значения эффективности вытеснения для воды и газа. Нефтегазовое Обозрение Рис. 10. Устройство для заканчивания скважины с пакером делит горизонтальную секцию на два интервала (A и B). Поступающий из пласта флюид течет либо через отверстия в обсадном хвостовике на интервале до забоя, либо через управляемый с поверхности клапан на пяточном интервале. Максимальное снижение давления в пласте происходит у отверстий в хвостовике или у клапана. При правильном управлении клапаном снижение давления или норму отдачи пласта между двумя интервалами можно выровнять (розовая кривая). Весна 2002 67 Рис. 11. Улучшенное вытеснение нефти при управлении с помощью клапана. Разделение скважины на зоны и управление входной зоной с помощью клапана для получения такого же профиля снижения давления в пласте, что и в выходной зоне, улучшает эффективность вытеснения нефти при прорыве, поскольку вытеснение водой или газом происходит в большем количестве блоков около забоя скважины. Координатные блоки, сохранившие первоначальную нефтенасыщенность, на иллюстрации не показаны. Рис. 12. Модель с параллельными скважинами аналогична модели с одной скважиной, но расширена для размещения второй скважины. Скважины 1 и 2 могут размещаться пятка к забою, как показано здесь, когда флюид на горизонтальных интервалах течет в противоположные направления, либо пятка к пятке, когда в обеих скважинах поток флюида имеет одно направление. 68 Иногда в связи с особенностями геологии пласта или ограничениями со стороны наземного оборудования приходится размещать горизонтальные скважины столь близко, что они создают друг другу помехи в эксплуатации. Чтобы изучить такую ситуацию, к модели простого пласта с газовой шапкой и вытеснением из водоносного горизонта добавили вторую параллельную скважину (рис. 12). Обе скважины входят в пласт с одной и той же стороны, то есть пятка к пятке, либо с противоположных сторон, то есть пяткой к забою. На пяточном интервале скважин имеется скважинный клапан, который можно включить или отключить. Было исследовано шесть случаев: в обеих скважинах не установлены скважинные клапаны, в одной из скважин используются скважинные клапаны или в обеих скважинах установлены скважинные клапанные компоновки, при этом каждый случай рассмотрен для двух конфигураций скважин: пятка к пятке и пятка к забою. В случае пятка к пятке без установки клапанных компоновок наблюдается наименьшая отдача пласта, этот случай рассматривается как исходный. Эффективность вытеснения нефти плохая, особенно в околозабойной зоне модели (рис. 13). Спустя пять лет нефтеотдача составила 30,2 миллиона баррелей (4,8 миллиона м3), что представляет 34,5% первоначального количества нефти в месторождении. Переключение ориентации одной из скважин улучшает эффективность вытеснения между скважинами на 172000 баррелей (27400 м3), поскольку при такой конфигурации сильное уменьшение давления у пятки одной скважины дополняет слабое уменьшение давления на забое другой скважины. Дополнительная установка клапана к первой скважине улучшает отдачу обеих скважин. При конфигурации пятка к забою скважина со скважинным клапаном показывает лучшие результаты, чем для случая пятка к пятке, при этом не происходит существенного ухудшения отдачи в скважине без установленного клапана. При использовании клапанов в обеих скважинах отдача нефти оказывается еще выше. Снижение давления в пласте также оказывается более равномерным, что уменьшает значимость конфигурации — пятка к пятке или пятка к забою. Представленные два примера иллюстрируют эффективность простых моделей, которые помогают инженеру понять сложные случаи с пластами и разработать стратегию заканчивания скважин. Нефтегазовое Обозрение Параллельная обработка данных в Венесуэле Многие современные модели продуктивных пластов получаются очень большими и могут состоять из миллионов блоков, которые необходимы для того, чтобы учесть максимально большой объем геологических данных. На решение моделей со столь большим количеством координатных блоков, которое значительно превышает то, что было десять лет назад, требуется существенно больше времени. Добавление к моделям данных по эксплуатации за несколько десятков лет для сотен скважин еще более повышает сложность моделирования и увеличивает время нахождения решения. За одну ночь решить задачу с многотысячным количеством блоков один компьютерный процессор не сможет, однако можно заставить несколько процессоров работать одновременно, разделив модель на части. Именно таким образом осуществляется параллельная обработка данных в специально разработанных вариантах программы моделирования ECLIPSE. В идеале удвоение количества параллельно работающих процессоров может в два раза ускорить время решения задачи. Однако из-за неэффективного разделения задачи и межпроцессорной связи быстродействие падает. Параллельно работающие процессоры не начнут новый этап вычислений, пока не закончат предыдущий. Поэтому для оптимизации быстродействия необходимо правильно распределить задачу для выравнивания выполняемой процессорами работы. Рис. 13. Образование языков при вытеснении нефти с помощью газа и воды. На снимках, выполненных в начале моделирования слоя продуктивного пласта над горизонтальной скважиной, видны помехи газовому вытеснению (красный) между скважинами. В верхнем ряду показаны типовые скважины без скважинных клапанных компоновок. В среднем ряду скважина 1 оснащена скважинной клапанной компоновкой, в нижнем ряду в обе скважины установлены скважинные клапанные компоновки. Слева показаны конфигурации пятка к пятке, справа — конфигурации пятка к забою. Когда для управления потоком применяются скважинные компоновки, эффективность вытеснения улучшается. Суммарная отдача варианта без установки клапанной компоновки с конфигурацией пятка к пятке равна 30,16 миллиона баррелей нефти (4,8 миллиона м3). Для других случаев показано приращение отдачи (рядом с каждым снимком), при этом для каждого случая также показано улучшение отдачи в каждой скважине (внутри снимка). Весна 2002 Разделение проблемы требует связи между процессорами. В понятие связи входит передача данных о потоке и давлении между соседними координатными блоками, обсчитываемыми в различных процессорах, а также между наземными средствами и скважинами, также обсчитываемыми в различных процессорах. Разделение задачи по линиям естественного разрыва способствует управлению временем внутренней связи, то есть, большой разлом, по которому проходит флюид, должен полностью находиться в одном процессоре. Компания «Петролеос де Венесуэла», S. A. (PDVSA) исследовала быстродействие при параллельной обработке данных, чтобы найти наилучшую процессорную конфигурацию и баланс между использованием вычислительной мощности и памяти центрального процессора (CPU). В 1998 г. на начальном этапе исследований компания PDVSA обнаружила, что четыре процессора позволяют решать многие задачи приблизительно вдвое быстрее, чем один процессор. Однако для передачи данных между процессорами использовалась медленная шина — канал передачи данных — старой сети UNIX. Инженеры PDVSA считали, что более новые машины позволят достичь более высоких скоростей. Исследование эффективности распределения заданий было продолжено на новых, более мощных компьютерах IBM RS/6000 с использованием разработанного компанией IBM программного обеспечения для администрирования вычислительной нагрузки LoadLeveler. Программа LoadLeveler формирует параллельные узлы, действующие подобно одиночной машине. Программа также управляет всеми заданиями, как последовательными, так и параллельными, переадресовывая каждый новый запрос на наименее загруженный процессор или процессоры. Если для выполнения какого-либо особого задания требовалось такое количество узлов, которое превышало имеющееся на данный момент, то программа приостанавливала исполнение задания, пока не высвобождалось достаточное количество узлов. Когда начинается исполнение программы моделирования пласта, использование центральных процессоров становится непрерывным, при этом выполняются сравнения возможных прогонов. Исследования показали значительное ускорение вычислений при использовании параллельных процессоров: для восьми машин фактор ускорения равен шести, для четырех машин фактор ускорения близок к четырем (рис. 14). 69 Рис. 11. Улучшенное вытеснение нефти при управлении с помощью клапана. Разделение скважины на зоны и управление входной зоной с помощью клапана для получения такого же профиля снижения давления в пласте, что и в выходной зоне, улучшает эффективность вытеснения нефти при прорыве, поскольку вытеснение водой или газом происходит в большем количестве блоков около забоя скважины. Координатные блоки, сохранившие первоначальную нефтенасыщенность, на иллюстрации не показаны. Рис. 12. Модель с параллельными скважинами аналогична модели с одной скважиной, но расширена для размещения второй скважины. Скважины 1 и 2 могут размещаться пятка к забою, как показано здесь, когда флюид на горизонтальных интервалах течет в противоположные направления, либо пятка к пятке, когда в обеих скважинах поток флюида имеет одно направление. 68 Иногда в связи с особенностями геологии пласта или ограничениями со стороны наземного оборудования приходится размещать горизонтальные скважины столь близко, что они создают друг другу помехи в эксплуатации. Чтобы изучить такую ситуацию, к модели простого пласта с газовой шапкой и вытеснением из водоносного горизонта добавили вторую параллельную скважину (рис. 12). Обе скважины входят в пласт с одной и той же стороны, то есть пятка к пятке, либо с противоположных сторон, то есть пяткой к забою. На пяточном интервале скважин имеется скважинный клапан, который можно включить или отключить. Было исследовано шесть случаев: в обеих скважинах не установлены скважинные клапаны, в одной из скважин используются скважинные клапаны или в обеих скважинах установлены скважинные клапанные компоновки, при этом каждый случай рассмотрен для двух конфигураций скважин: пятка к пятке и пятка к забою. В случае пятка к пятке без установки клапанных компоновок наблюдается наименьшая отдача пласта, этот случай рассматривается как исходный. Эффективность вытеснения нефти плохая, особенно в околозабойной зоне модели (рис. 13). Спустя пять лет нефтеотдача составила 30,2 миллиона баррелей (4,8 миллиона м3), что представляет 34,5% первоначального количества нефти в месторождении. Переключение ориентации одной из скважин улучшает эффективность вытеснения между скважинами на 172000 баррелей (27400 м3), поскольку при такой конфигурации сильное уменьшение давления у пятки одной скважины дополняет слабое уменьшение давления на забое другой скважины. Дополнительная установка клапана к первой скважине улучшает отдачу обеих скважин. При конфигурации пятка к забою скважина со скважинным клапаном показывает лучшие результаты, чем для случая пятка к пятке, при этом не происходит существенного ухудшения отдачи в скважине без установленного клапана. При использовании клапанов в обеих скважинах отдача нефти оказывается еще выше. Снижение давления в пласте также оказывается более равномерным, что уменьшает значимость конфигурации — пятка к пятке или пятка к забою. Представленные два примера иллюстрируют эффективность простых моделей, которые помогают инженеру понять сложные случаи с пластами и разработать стратегию заканчивания скважин. Нефтегазовое Обозрение Параллельная обработка данных в Венесуэле Многие современные модели продуктивных пластов получаются очень большими и могут состоять из миллионов блоков, которые необходимы для того, чтобы учесть максимально большой объем геологических данных. На решение моделей со столь большим количеством координатных блоков, которое значительно превышает то, что было десять лет назад, требуется существенно больше времени. Добавление к моделям данных по эксплуатации за несколько десятков лет для сотен скважин еще более повышает сложность моделирования и увеличивает время нахождения решения. За одну ночь решить задачу с многотысячным количеством блоков один компьютерный процессор не сможет, однако можно заставить несколько процессоров работать одновременно, разделив модель на части. Именно таким образом осуществляется параллельная обработка данных в специально разработанных вариантах программы моделирования ECLIPSE. В идеале удвоение количества параллельно работающих процессоров может в два раза ускорить время решения задачи. Однако из-за неэффективного разделения задачи и межпроцессорной связи быстродействие падает. Параллельно работающие процессоры не начнут новый этап вычислений, пока не закончат предыдущий. Поэтому для оптимизации быстродействия необходимо правильно распределить задачу для выравнивания выполняемой процессорами работы. Рис. 13. Образование языков при вытеснении нефти с помощью газа и воды. На снимках, выполненных в начале моделирования слоя продуктивного пласта над горизонтальной скважиной, видны помехи газовому вытеснению (красный) между скважинами. В верхнем ряду показаны типовые скважины без скважинных клапанных компоновок. В среднем ряду скважина 1 оснащена скважинной клапанной компоновкой, в нижнем ряду в обе скважины установлены скважинные клапанные компоновки. Слева показаны конфигурации пятка к пятке, справа — конфигурации пятка к забою. Когда для управления потоком применяются скважинные компоновки, эффективность вытеснения улучшается. Суммарная отдача варианта без установки клапанной компоновки с конфигурацией пятка к пятке равна 30,16 миллиона баррелей нефти (4,8 миллиона м3). Для других случаев показано приращение отдачи (рядом с каждым снимком), при этом для каждого случая также показано улучшение отдачи в каждой скважине (внутри снимка). Весна 2002 Разделение проблемы требует связи между процессорами. В понятие связи входит передача данных о потоке и давлении между соседними координатными блоками, обсчитываемыми в различных процессорах, а также между наземными средствами и скважинами, также обсчитываемыми в различных процессорах. Разделение задачи по линиям естественного разрыва способствует управлению временем внутренней связи, то есть, большой разлом, по которому проходит флюид, должен полностью находиться в одном процессоре. Компания «Петролеос де Венесуэла», S. A. (PDVSA) исследовала быстродействие при параллельной обработке данных, чтобы найти наилучшую процессорную конфигурацию и баланс между использованием вычислительной мощности и памяти центрального процессора (CPU). В 1998 г. на начальном этапе исследований компания PDVSA обнаружила, что четыре процессора позволяют решать многие задачи приблизительно вдвое быстрее, чем один процессор. Однако для передачи данных между процессорами использовалась медленная шина — канал передачи данных — старой сети UNIX. Инженеры PDVSA считали, что более новые машины позволят достичь более высоких скоростей. Исследование эффективности распределения заданий было продолжено на новых, более мощных компьютерах IBM RS/6000 с использованием разработанного компанией IBM программного обеспечения для администрирования вычислительной нагрузки LoadLeveler. Программа LoadLeveler формирует параллельные узлы, действующие подобно одиночной машине. Программа также управляет всеми заданиями, как последовательными, так и параллельными, переадресовывая каждый новый запрос на наименее загруженный процессор или процессоры. Если для выполнения какого-либо особого задания требовалось такое количество узлов, которое превышало имеющееся на данный момент, то программа приостанавливала исполнение задания, пока не высвобождалось достаточное количество узлов. Когда начинается исполнение программы моделирования пласта, использование центральных процессоров становится непрерывным, при этом выполняются сравнения возможных прогонов. Исследования показали значительное ускорение вычислений при использовании параллельных процессоров: для восьми машин фактор ускорения равен шести, для четырех машин фактор ускорения близок к четырем (рис. 14). 69 С 1998 года скорость персональных компьютеров также значительно увеличилась. Компания «Шлюмберже» произвела оценку пласта с тяжелой нефтью в восточно-венесуэльском бассейне, применив вариант программы ECLIPSE для параллельной работы на двух ПК с операционной системой Windows NT. Геология пласта определялась продельтовыми сланцевыми глинами и устьевыми отмелями, которые иногда пересекали или перекрывали речными протоки. Часть месторождения представляла сложный комплекс из русел, вероятно, впадавших в дельту. Чтобы учесть геологические неопределенности, для модели пласта была использована стохастическая — или вероятностная — реализация, построенная на фациях и стратиграфических особенностях. В таком продуктивном пласте с тяжелой нефтью подвижность воды почти в 50 раз превышала подвижность нефти, поэтому вода не вытесняла нефть равномерным фронтом. Вместо этого вода образовала языки или узкие каналы, идущие через нефть. Числовые секущие и секторные модели показали, что для точного моделирования процесса вытеснения необходимо высокое разрешение по вертикали. Программа моделирования включала создание частой координатной сетки с разрешением в вертикальном направлении на уровне слоев от 1 до 3 футов (от 0,3 до 1 м). Координатные блоки имели такие же размеры, как блоки стохастической модели, то есть со стороной в 50 м (164 фута) для сохранения геологической гетерогенности. В числовую Рис. 14. Ускорение обработки моделей венесуэльских продуктивных пластов. Для крупной стохастической модели пласта C с тяжелой нефтью было достигнуто ускорение в 1,9 раза. Рис. 15. Стохастическая модель венесуэльского пласта. Пласт с тяжелой нефтью должен состоять из тонких слоев для учета водного потока и из малых блоков для учета сложной геологии. Реализация пласта с детальной координатной сеткой содержит 880000 ячеек. Различными цветами обозначены шесть типов блоков горной породы, представляющие шесть классификаций относительной проницаемости и капиллярных свойств. 70 модель входило почти 880000 ячеек. Моделирование этой задачи на двухузловой системе из ПК с операционной системой Windows NT заняло 62 часа в сравнении со 119 часами на одном ПК. Удвоение количества процессоров увеличило скорость моделирования в 1,9 раза. Вторая реализация модели пласта выполнялась с более грубой координатной сеткой — 150 м (492 футов) по стороне — и состояла лишь из 94080 блоков (рис. 15). Применение такого размера позволило согласовать предысторию при разумных вычислительных затратах. Моделирование на однопроцессорном ПК с ОЗУ в 1 Гигабайт, работающем на частоте 900 МГц, заняло приблизительно шесть часов. При моделировании с использованием параллельного варианта ECLIPSE на двух процессорах с таким же техническими параметрами время выполнения уменьшилось почти до трех часов, то есть получен почти идеальный коэффициент ускорения, близкий к двум. Компания ADCO приступила к исследованию обеих продуктивных зон с тем, чтобы разработать сценарии эксплуатации месторождения в будущем. Компанию беспокоили три момента. Первый был связан с неравномерным нагнетанием газа из-за местонахождения нагнетательных скважин, в связи с чем возникала разность давления между контурной и протяженной зонами, и нефть мигрировала далеко на юг. Кроме того, в контурной зоне чередовались плотные и проницаемые слои, что усложняло вытеснение нефти. Моделирование сложного движения флюидов Программа моделирования ECLIPSE была применена для моделирования карбонатного пласта на Среднем Востоке. Это среда осадконакопления осадочных пород на внешнем склоне с утолщением и улучшением качества пласта к югу. Периодические изменения уровня моря привели к созданию чередующихся рядов пористых и плотных известняков, что можно установить по сигналам кабельного каротажного прибора. Месторождение делится на северную зону малой проницаемости и южную зону большой проницаемости (рис. 16). Северная часть, называемая контурной зоной, исходно содержит на месте 1,7 миллиарда баррелей нефти (270 миллионов м3), а южная, или протяженная зона, содержит исходно 3,4 миллиарда баррелей (540 миллионов м3). Действующая в Абу-Даби компания-оператор ADCO начала эксплуатацию месторождения вскоре после его открытия в 1962 г., однако значительный уровень добычи был достигнут только в 1986 г. С 1974 г. осуществлялось периферийное нагнетание воды. В конце 1980-х годов добыча нефти в протяженной зоне достигла пика, приблизительно в 13000 баррелей в сутки (2000 м3/сутки). В 1996 году к низкокачественной контурной зоне добавили двенадцать скважин нагнетания газа, благодаря чему в 1999 и 2000 годах был достигнут почти такой же пиковый уровень добычи, при этом протяженная зона продолжала давать приблизительно 3000 баррелей нефти в сутки. Нефтегазовое Обозрение Второй момент был связан с тем, что снижение давления возле продуктивных скважин было слишком большим. В результате вблизи от скважины могло происходить выделение газа из жидких углеводородов, что уменьшало относительную проницаемость пласта для потока нефти и, соответственно, уменьшало продуктивность. И, наконец, плохое качество пласта на северном участке контурной зоны вело к уменьшению добычи и приемистости, в связи с чем компания ADCO надеялась улучшить положение, разработав новый план исчерпания запасов пласта. Предполагалось, что нагнетаемый газ является смешивающимся агентом, то есть при контакте с нефтью он переходит в раствор. Изменение состава нефти меняло ее свойства, в том числе плотность и вязкость, поэтому инженеры применили программу моделирования ECLIPSE 300, которая позволяет моделировать изменения в составе (см. «Составление псевдофлюидов», стр. 76). Чтобы учесть гетерогенность по вертикали в обеих зонах, требуется 37 слоев. Для охвата всего месторождения было достаточно координатной сетки из горизонтальных блоков в количестве 55 на 45 каждый со стороной 500 м (1640 футов), однако при этом количество блоков между скважинами в центре месторождения оказывалось недостаточным. Возникла необходимость разделить несколько блоков, чтобы задать градиент насыщенности между скважинами-нагнетателями и эксплуатационными скважинами. Решение заключалось в местном увеличении степени детализации координатной сетки, то есть создании меньших по размеру координатных блоков на некотором участке модели. В данном случае центральные блоки в количестве 15 в направлении с севера на юг и 11 в направлении с востока на запад были разделены на ячейки со стороной 100 м (328 футов), при этом по краям были оставлены крупные блоки. Одновременно с местным увеличением степени детализации координатной сетки компания ADCO воспользовалась предусмотренным в программе моделирования ECLIPSE300 режимом, называемым адаптивным методом с неявным заданием параметров, или AIM (см. «Связь пространства и времени», стр. 72). Такая модель состоит приблизительно из 238000 ячеек. Хотя это не самый детальный масштаб для исследования средневосточного месторождения, однако обсчет модели со столь большим количеством ячеек будет очень медленным, особенно из-за изменения состава флюида. Компания ADCO увеличила скорость моделирования, применив 12 параллельных процессоров. Рис. 16. Структурная карта карбонатного месторождения. Известные сбросы показаны красным. Большой пурпурный квадрат разграничивает область моделирования, синий прямоугольник охватывает область местного увеличения детализации координатной сетки. Внутри области местного увеличения детализации выделенные серым прямоугольники образуют контурную зону, тогда как расположенные ниже блоки образуют протяженную зону. Показаны местонахождения эксплуатационной скважины P и нагнетательной скважины I. Весна 2002 71 С 1998 года скорость персональных компьютеров также значительно увеличилась. Компания «Шлюмберже» произвела оценку пласта с тяжелой нефтью в восточно-венесуэльском бассейне, применив вариант программы ECLIPSE для параллельной работы на двух ПК с операционной системой Windows NT. Геология пласта определялась продельтовыми сланцевыми глинами и устьевыми отмелями, которые иногда пересекали или перекрывали речными протоки. Часть месторождения представляла сложный комплекс из русел, вероятно, впадавших в дельту. Чтобы учесть геологические неопределенности, для модели пласта была использована стохастическая — или вероятностная — реализация, построенная на фациях и стратиграфических особенностях. В таком продуктивном пласте с тяжелой нефтью подвижность воды почти в 50 раз превышала подвижность нефти, поэтому вода не вытесняла нефть равномерным фронтом. Вместо этого вода образовала языки или узкие каналы, идущие через нефть. Числовые секущие и секторные модели показали, что для точного моделирования процесса вытеснения необходимо высокое разрешение по вертикали. Программа моделирования включала создание частой координатной сетки с разрешением в вертикальном направлении на уровне слоев от 1 до 3 футов (от 0,3 до 1 м). Координатные блоки имели такие же размеры, как блоки стохастической модели, то есть со стороной в 50 м (164 фута) для сохранения геологической гетерогенности. В числовую Рис. 14. Ускорение обработки моделей венесуэльских продуктивных пластов. Для крупной стохастической модели пласта C с тяжелой нефтью было достигнуто ускорение в 1,9 раза. Рис. 15. Стохастическая модель венесуэльского пласта. Пласт с тяжелой нефтью должен состоять из тонких слоев для учета водного потока и из малых блоков для учета сложной геологии. Реализация пласта с детальной координатной сеткой содержит 880000 ячеек. Различными цветами обозначены шесть типов блоков горной породы, представляющие шесть классификаций относительной проницаемости и капиллярных свойств. 70 модель входило почти 880000 ячеек. Моделирование этой задачи на двухузловой системе из ПК с операционной системой Windows NT заняло 62 часа в сравнении со 119 часами на одном ПК. Удвоение количества процессоров увеличило скорость моделирования в 1,9 раза. Вторая реализация модели пласта выполнялась с более грубой координатной сеткой — 150 м (492 футов) по стороне — и состояла лишь из 94080 блоков (рис. 15). Применение такого размера позволило согласовать предысторию при разумных вычислительных затратах. Моделирование на однопроцессорном ПК с ОЗУ в 1 Гигабайт, работающем на частоте 900 МГц, заняло приблизительно шесть часов. При моделировании с использованием параллельного варианта ECLIPSE на двух процессорах с таким же техническими параметрами время выполнения уменьшилось почти до трех часов, то есть получен почти идеальный коэффициент ускорения, близкий к двум. Компания ADCO приступила к исследованию обеих продуктивных зон с тем, чтобы разработать сценарии эксплуатации месторождения в будущем. Компанию беспокоили три момента. Первый был связан с неравномерным нагнетанием газа из-за местонахождения нагнетательных скважин, в связи с чем возникала разность давления между контурной и протяженной зонами, и нефть мигрировала далеко на юг. Кроме того, в контурной зоне чередовались плотные и проницаемые слои, что усложняло вытеснение нефти. Моделирование сложного движения флюидов Программа моделирования ECLIPSE была применена для моделирования карбонатного пласта на Среднем Востоке. Это среда осадконакопления осадочных пород на внешнем склоне с утолщением и улучшением качества пласта к югу. Периодические изменения уровня моря привели к созданию чередующихся рядов пористых и плотных известняков, что можно установить по сигналам кабельного каротажного прибора. Месторождение делится на северную зону малой проницаемости и южную зону большой проницаемости (рис. 16). Северная часть, называемая контурной зоной, исходно содержит на месте 1,7 миллиарда баррелей нефти (270 миллионов м3), а южная, или протяженная зона, содержит исходно 3,4 миллиарда баррелей (540 миллионов м3). Действующая в Абу-Даби компания-оператор ADCO начала эксплуатацию месторождения вскоре после его открытия в 1962 г., однако значительный уровень добычи был достигнут только в 1986 г. С 1974 г. осуществлялось периферийное нагнетание воды. В конце 1980-х годов добыча нефти в протяженной зоне достигла пика, приблизительно в 13000 баррелей в сутки (2000 м3/сутки). В 1996 году к низкокачественной контурной зоне добавили двенадцать скважин нагнетания газа, благодаря чему в 1999 и 2000 годах был достигнут почти такой же пиковый уровень добычи, при этом протяженная зона продолжала давать приблизительно 3000 баррелей нефти в сутки. Нефтегазовое Обозрение Второй момент был связан с тем, что снижение давления возле продуктивных скважин было слишком большим. В результате вблизи от скважины могло происходить выделение газа из жидких углеводородов, что уменьшало относительную проницаемость пласта для потока нефти и, соответственно, уменьшало продуктивность. И, наконец, плохое качество пласта на северном участке контурной зоны вело к уменьшению добычи и приемистости, в связи с чем компания ADCO надеялась улучшить положение, разработав новый план исчерпания запасов пласта. Предполагалось, что нагнетаемый газ является смешивающимся агентом, то есть при контакте с нефтью он переходит в раствор. Изменение состава нефти меняло ее свойства, в том числе плотность и вязкость, поэтому инженеры применили программу моделирования ECLIPSE 300, которая позволяет моделировать изменения в составе (см. «Составление псевдофлюидов», стр. 76). Чтобы учесть гетерогенность по вертикали в обеих зонах, требуется 37 слоев. Для охвата всего месторождения было достаточно координатной сетки из горизонтальных блоков в количестве 55 на 45 каждый со стороной 500 м (1640 футов), однако при этом количество блоков между скважинами в центре месторождения оказывалось недостаточным. Возникла необходимость разделить несколько блоков, чтобы задать градиент насыщенности между скважинами-нагнетателями и эксплуатационными скважинами. Решение заключалось в местном увеличении степени детализации координатной сетки, то есть создании меньших по размеру координатных блоков на некотором участке модели. В данном случае центральные блоки в количестве 15 в направлении с севера на юг и 11 в направлении с востока на запад были разделены на ячейки со стороной 100 м (328 футов), при этом по краям были оставлены крупные блоки. Одновременно с местным увеличением степени детализации координатной сетки компания ADCO воспользовалась предусмотренным в программе моделирования ECLIPSE300 режимом, называемым адаптивным методом с неявным заданием параметров, или AIM (см. «Связь пространства и времени», стр. 72). Такая модель состоит приблизительно из 238000 ячеек. Хотя это не самый детальный масштаб для исследования средневосточного месторождения, однако обсчет модели со столь большим количеством ячеек будет очень медленным, особенно из-за изменения состава флюида. Компания ADCO увеличила скорость моделирования, применив 12 параллельных процессоров. Рис. 16. Структурная карта карбонатного месторождения. Известные сбросы показаны красным. Большой пурпурный квадрат разграничивает область моделирования, синий прямоугольник охватывает область местного увеличения детализации координатной сетки. Внутри области местного увеличения детализации выделенные серым прямоугольники образуют контурную зону, тогда как расположенные ниже блоки образуют протяженную зону. Показаны местонахождения эксплуатационной скважины P и нагнетательной скважины I. Весна 2002 71 Связь пространства и времени Основной задачей моделирования является опережающее определение свойств продук тивного пласта с течением времени под влия нием таких внешних факторов как нефтедо быча либо внутренних факторов как фазовые переходы флюида. Свойства пласта хранятся в компьютере в виде матриц, при этом каж дый блок модели описывается сочетанием не которых свойств. Изменение одного блока влияет на соседние подобно питью напитка через соломинку, когда втягивание жидкос ти участка ведет к перемещению воды, полу чаемой при таянии кусочков льда. В модели продуктивного пласта использу ются такие переменные как газо, нефте и водонасыщенность, а также давление. В основе определяющих уравнений лежат баланс веществ (в ходе процесса вещество не исчезает и не разрушается) и баланс сил, по сути представляющий второй закон Ньюто на, F = ma, где вместо силы использовано давление. Уравнения являются частными дифференциальными уравнениями, не име ющими аналитического решения, вследст вие чего задачу разбивают на части, постро енные на координатной сетке и решаемые в виде системы уравнений, выражающих различия между блоками1. Система стремит ся обрести равновесие, однако поскольку по ток флюида не является мгновенным, то при решении задачи необходимо учитывать фак тор времени. Время также делится на дис кретные шаги. В математические отношения программы моделирования вводят условия, существую щие в каждом блоке координатной сетки, и временные шаги и находят решения для этих условий на новом временном шаге. При меняют различные математические процеду ры, однако в настоящее время чаще других применяют две; первую называют моделью с неявным заданием параметров, вторую на зывают IMPES, то есть модель с заданием дав ления в неявном виде и насыщенности в яв ном виде. Модели с неявным заданием параметров решают относительно давления и насыщенности в конце временного шага, тогда как в модели IMPES используются зна чения насыщенности в начале временного ша га для решения относительно давления в конце шага. У каждой модели есть свои пре имущества и недостатки, и в наиболее распро страненных программах моделирования пре дусмотрена возможность использования любой из них. В вычислительном смысле модель IMPES быстрее, поскольку значения флюидонасы щенности решаются вычислением одной мат рицы. Затем программа моделирования вы полняет несколько итераций, пока не найдет внутренне согласованное решение для значе ний давления в блоках координатной сетки. Однако, поиск решения может оказаться за труднительным, если насыщенность, кото рая в методе IMPES предполагается постоян ной на временном шаге, на самом деле во время этого шага быстро меняется. Чтобы учесть это обстоятельство, в моделях умень шают временной шаг, однако, тогда количе ство используемых в модели временных шагов может вырасти до очень больших зна чений либо модель не сможет найти решение изза потери сходимости. Модель с неявным заданием параметров более стабильна. Насыщенность и давление получают одновременно, поэтому различия между одним и другим временными шагами не столь существенны. Временные шаги мо гут быть больше, чем в модели IMPES. Одна ко это требует дополнительного времени об работки, необходимого для одновременного решения по давлению и насыщенности. Ког да пласт быстро меняется, то решение моде ли с неявным заданием параметров часто происходит быстрее, хотя каждая итерация может быть продолжительней. В программе моделирования свойств плас та ECLIPSE300 предусмотрен режим под на званием AIM, то есть метод адаптивного ре шения с неявным заданием параметров, в котором применен гибкий подход. Про грамма находит части модели, характеризуе мые быстрым изменением свойств, где сходи мость вычислений по методу IMPES может быть затруднена, затем программа моделиро вания настраивает их на решение в неявном виде. В режиме AIM программа ищет такой размер временного шага, который оптимален для обоих методов решения. При этом поль зователь может задать ту максимальную до лю модели в процентах, которую программа может решать при неявном задании парамет ров. Если эта доля превышает 10–20%, то модель, вероятно, быстрее решить по методу неявного задания параметров. Параметры модели настроили так, чтобы обеспечить оптимизацию согласования по предыстории, то есть сравнение выходных параметров модели с отчетами по добыче с момента ввода месторождения в эксплуатацию. В начальные данные включили давление в пласте для продуктивных скважин и давление в НКТ для нагнетательных скважин (рис. 17). Хорошее согласование предыстории позволило компа- нии ADCO с высокой степенью достоверности оценить сценарии будущей эксплуатации. В результате исследования пласта была разработана первая рекомендация — перепрофилировать 24 вертикальные скважины в контурной области на севере месторождения, включая нагнетательные и эксплуатационные скважины, в горизонтальные за счет повторного бурения. Тем самым будет расширено экс- плуатационное плато и увеличится окончательная добыча в сравнении с предыдущими планами разработки (рис. 18). Ограничения, вносимые наземными производственными объектами, сдерживают добычу жидкости из контурной области до 30000 баррелей в сутки (4800 м3/сутки). Программа ECLIPSE позволила сгруппировать скважины, применив ограничения ко всей группе. Исходя из заданных пользо- 72 1. Mattax CC: “Modeling Concepts,” in Mattax CC and Dalton RL: Reservoir Simulation, SPE Monograph, Vol 13. Richardson, Texas, USA: Society of Petroleum Engineers, 1990. Нефтегазовое Обозрение Рис. 18. Влияние горизонтальных скважин. Перепрофилирование 24 скважин средневосточного месторождения в скважины с горизонтальным забоем значительно увеличивает добычу из контурной области (пурпурная линия) по сравнению с предыдущим планом (зеленая линия). Плато, достигающее 2017 года, отражает ограничения в 30000 баррелей в сутки (4800 м3/сутки) для производственных объектов, что программа моделирования пласта рассматривает как групповое ограничение для скважин. Рис. 17. Согласование предыстории для двух скважин. Результаты моделирования давления (оранжевая линия), согласованные с данными по месторождению (пурпурные точки), для давления в головке НКТ нагнетательной скважины I (вверху) и давления в эксплуатационной скважине P при закрытом устье (внизу). На графиках также показаны расходы нагнетания и добычи (голубая линия), однако согласование по предыстории не проводилось. вателем вводных данных, программа выбрала, какие скважины необходимо дросселировать для поддержания добычи в пределах, допускаемых месторождением. По мнению компании ADCO, возможность группового управления является ключевой особенностью программы. Перепрофилирование скважин в горизонтальные также уменьшит расстояние миграции нефти до протяженной зоны, поскольку такие скважины позволят увеличить добычу из контурной зоны. Сейчас приток или скорость миграции быстро падает, тогда как предложенная в бизнес-плане модель показывает продолжение притока из контурной зоны (рис. 19). В программе моделирования был учтен результирующий гистерезис или увеличение насыщенности жидкой фазы при ее уменьшении в результате изменения направления потока назад в контурную зону. Компания продолжает исследование с помощью программы моделирования, желая сравнить дальнейшие тенденции разработки Весна 2002 Рис. 19. Падение расхода. Добавление горизонтальных скважин к контурной области уменьшает количество нефти, текущей из контурной в протяженную зону на нижнем участке средневосточного пласта (пурпурный) по сравнению с предыдущим планом (зеленый). Отрицательный поток означает движение из контурной области. месторождения с различными сетками нагнетательных скважин. Помимо оценки газонагнетания в исследование включена оценка нагнетания воды, поочередного нагнетания воды и газа и комбинированного нагнетания газа и воды, что выходит за рамки настоящей статьи. Моделирование линий направления потока Подобно многим другим программам моделирования свойств продуктивного пласта, в пакете ECLIPSE использован метод конечных разностей. Однако проследить фронты насыщенности с помощью метода конечных разностей трудно, поскольку виртуальный пласт разделяется на блоки. Как только водонасыщенность в одном блоке превысит минимальную динамическую насыщенность, в поток флюида в соседние блоки поступит некоторое количество воды. Подобный эффект, называемый численной дисперсией, возникает в модели даже тогда, когда пластовая вода с момента ее поступления не сможет переместиться с одной стороны блока к другому за заданное время. Разработчики моделей часто обращаются к псевдофункциям или кривым относительной фазовой проницаемости, чтобы задержать переход воды из одной ячейки в другую. Другой вариант подхода заключается в решении проблемы с помощью линий направления потока. Наиболее простым визуальным представлением линий потока является путь потока красителя, уносимого потоком водой. Более сложную картину представляет путь 73 Связь пространства и времени Основной задачей моделирования является опережающее определение свойств продук тивного пласта с течением времени под влия нием таких внешних факторов как нефтедо быча либо внутренних факторов как фазовые переходы флюида. Свойства пласта хранятся в компьютере в виде матриц, при этом каж дый блок модели описывается сочетанием не которых свойств. Изменение одного блока влияет на соседние подобно питью напитка через соломинку, когда втягивание жидкос ти участка ведет к перемещению воды, полу чаемой при таянии кусочков льда. В модели продуктивного пласта использу ются такие переменные как газо, нефте и водонасыщенность, а также давление. В основе определяющих уравнений лежат баланс веществ (в ходе процесса вещество не исчезает и не разрушается) и баланс сил, по сути представляющий второй закон Ньюто на, F = ma, где вместо силы использовано давление. Уравнения являются частными дифференциальными уравнениями, не име ющими аналитического решения, вследст вие чего задачу разбивают на части, постро енные на координатной сетке и решаемые в виде системы уравнений, выражающих различия между блоками1. Система стремит ся обрести равновесие, однако поскольку по ток флюида не является мгновенным, то при решении задачи необходимо учитывать фак тор времени. Время также делится на дис кретные шаги. В математические отношения программы моделирования вводят условия, существую щие в каждом блоке координатной сетки, и временные шаги и находят решения для этих условий на новом временном шаге. При меняют различные математические процеду ры, однако в настоящее время чаще других применяют две; первую называют моделью с неявным заданием параметров, вторую на зывают IMPES, то есть модель с заданием дав ления в неявном виде и насыщенности в яв ном виде. Модели с неявным заданием параметров решают относительно давления и насыщенности в конце временного шага, тогда как в модели IMPES используются зна чения насыщенности в начале временного ша га для решения относительно давления в конце шага. У каждой модели есть свои пре имущества и недостатки, и в наиболее распро страненных программах моделирования пре дусмотрена возможность использования любой из них. В вычислительном смысле модель IMPES быстрее, поскольку значения флюидонасы щенности решаются вычислением одной мат рицы. Затем программа моделирования вы полняет несколько итераций, пока не найдет внутренне согласованное решение для значе ний давления в блоках координатной сетки. Однако, поиск решения может оказаться за труднительным, если насыщенность, кото рая в методе IMPES предполагается постоян ной на временном шаге, на самом деле во время этого шага быстро меняется. Чтобы учесть это обстоятельство, в моделях умень шают временной шаг, однако, тогда количе ство используемых в модели временных шагов может вырасти до очень больших зна чений либо модель не сможет найти решение изза потери сходимости. Модель с неявным заданием параметров более стабильна. Насыщенность и давление получают одновременно, поэтому различия между одним и другим временными шагами не столь существенны. Временные шаги мо гут быть больше, чем в модели IMPES. Одна ко это требует дополнительного времени об работки, необходимого для одновременного решения по давлению и насыщенности. Ког да пласт быстро меняется, то решение моде ли с неявным заданием параметров часто происходит быстрее, хотя каждая итерация может быть продолжительней. В программе моделирования свойств плас та ECLIPSE300 предусмотрен режим под на званием AIM, то есть метод адаптивного ре шения с неявным заданием параметров, в котором применен гибкий подход. Про грамма находит части модели, характеризуе мые быстрым изменением свойств, где сходи мость вычислений по методу IMPES может быть затруднена, затем программа моделиро вания настраивает их на решение в неявном виде. В режиме AIM программа ищет такой размер временного шага, который оптимален для обоих методов решения. При этом поль зователь может задать ту максимальную до лю модели в процентах, которую программа может решать при неявном задании парамет ров. Если эта доля превышает 10–20%, то модель, вероятно, быстрее решить по методу неявного задания параметров. Параметры модели настроили так, чтобы обеспечить оптимизацию согласования по предыстории, то есть сравнение выходных параметров модели с отчетами по добыче с момента ввода месторождения в эксплуатацию. В начальные данные включили давление в пласте для продуктивных скважин и давление в НКТ для нагнетательных скважин (рис. 17). Хорошее согласование предыстории позволило компа- нии ADCO с высокой степенью достоверности оценить сценарии будущей эксплуатации. В результате исследования пласта была разработана первая рекомендация — перепрофилировать 24 вертикальные скважины в контурной области на севере месторождения, включая нагнетательные и эксплуатационные скважины, в горизонтальные за счет повторного бурения. Тем самым будет расширено экс- плуатационное плато и увеличится окончательная добыча в сравнении с предыдущими планами разработки (рис. 18). Ограничения, вносимые наземными производственными объектами, сдерживают добычу жидкости из контурной области до 30000 баррелей в сутки (4800 м3/сутки). Программа ECLIPSE позволила сгруппировать скважины, применив ограничения ко всей группе. Исходя из заданных пользо- 72 1. Mattax CC: “Modeling Concepts,” in Mattax CC and Dalton RL: Reservoir Simulation, SPE Monograph, Vol 13. Richardson, Texas, USA: Society of Petroleum Engineers, 1990. Нефтегазовое Обозрение Рис. 18. Влияние горизонтальных скважин. Перепрофилирование 24 скважин средневосточного месторождения в скважины с горизонтальным забоем значительно увеличивает добычу из контурной области (пурпурная линия) по сравнению с предыдущим планом (зеленая линия). Плато, достигающее 2017 года, отражает ограничения в 30000 баррелей в сутки (4800 м3/сутки) для производственных объектов, что программа моделирования пласта рассматривает как групповое ограничение для скважин. Рис. 17. Согласование предыстории для двух скважин. Результаты моделирования давления (оранжевая линия), согласованные с данными по месторождению (пурпурные точки), для давления в головке НКТ нагнетательной скважины I (вверху) и давления в эксплуатационной скважине P при закрытом устье (внизу). На графиках также показаны расходы нагнетания и добычи (голубая линия), однако согласование по предыстории не проводилось. вателем вводных данных, программа выбрала, какие скважины необходимо дросселировать для поддержания добычи в пределах, допускаемых месторождением. По мнению компании ADCO, возможность группового управления является ключевой особенностью программы. Перепрофилирование скважин в горизонтальные также уменьшит расстояние миграции нефти до протяженной зоны, поскольку такие скважины позволят увеличить добычу из контурной зоны. Сейчас приток или скорость миграции быстро падает, тогда как предложенная в бизнес-плане модель показывает продолжение притока из контурной зоны (рис. 19). В программе моделирования был учтен результирующий гистерезис или увеличение насыщенности жидкой фазы при ее уменьшении в результате изменения направления потока назад в контурную зону. Компания продолжает исследование с помощью программы моделирования, желая сравнить дальнейшие тенденции разработки Весна 2002 Рис. 19. Падение расхода. Добавление горизонтальных скважин к контурной области уменьшает количество нефти, текущей из контурной в протяженную зону на нижнем участке средневосточного пласта (пурпурный) по сравнению с предыдущим планом (зеленый). Отрицательный поток означает движение из контурной области. месторождения с различными сетками нагнетательных скважин. Помимо оценки газонагнетания в исследование включена оценка нагнетания воды, поочередного нагнетания воды и газа и комбинированного нагнетания газа и воды, что выходит за рамки настоящей статьи. Моделирование линий направления потока Подобно многим другим программам моделирования свойств продуктивного пласта, в пакете ECLIPSE использован метод конечных разностей. Однако проследить фронты насыщенности с помощью метода конечных разностей трудно, поскольку виртуальный пласт разделяется на блоки. Как только водонасыщенность в одном блоке превысит минимальную динамическую насыщенность, в поток флюида в соседние блоки поступит некоторое количество воды. Подобный эффект, называемый численной дисперсией, возникает в модели даже тогда, когда пластовая вода с момента ее поступления не сможет переместиться с одной стороны блока к другому за заданное время. Разработчики моделей часто обращаются к псевдофункциям или кривым относительной фазовой проницаемости, чтобы задержать переход воды из одной ячейки в другую. Другой вариант подхода заключается в решении проблемы с помощью линий направления потока. Наиболее простым визуальным представлением линий потока является путь потока красителя, уносимого потоком водой. Более сложную картину представляет путь 73 Гольфстрима, то есть течения теплой воды из тропиков, идущего от восточного побережья США по Северной Атлантике, и струйные течения или потоки воздуха, быстро движущиеся в верхней стратосфере или тропосфере. При своем течении среда движется в энергетическом поле. Гольфстрим и струйные течения движутся под действием сочетания нескольких сил, в том числе вращения Земли и конвективного теплообмена с воздухом или океаном. Движение флюидов в пласте возникает в результате разности в плотности, возникающей из-за разности температур или различия в составе, а также разности давлений. Можно найти линии постоянной потенциальной энергии, подобно изолиниям на топографических картах и изобарам на картах погоды или пластов (рис. 20). В пласте на среду может действовать несколько сил — сила тяжести, температурные градиенты, дифференциальные скорости заглубления в бассейне и нагнетание флюида или его добыча. Линии направления потока всегда находятся под прямым углом к линиям постоянной вытесняющей силы. Линии направления потока представляют собой математические категории, и при заданном силовом поле количество линий бесконечно велико. Однако при практическом применении концепции линий направления потока в модели рассматривают ограниченное количество линий и среду, которая окружает линию направления потока, рассматривают как единый поток. Ситуацию можно распространить на трехмерное пространство, тогда линии направления потока становятся трубками потока, описывающими различные объемы совместно текущей жидкости. Поскольку флюид не переходит из одной линии потока в другую, то расход в одном потоке можно рассматривать независимо от другого. В результате происходит разъединение комплексного отношения баланса веществ и потоков, используемого в программах моделирования по методу конечных разностей. Теперь задача решается как ряд независимых квазиодномерных поточных режимов. Тем самым исключается проблема числовой дисперсии и дается четкое описание фронтов продвижения или проходов пробки флюида через пласт. Кроме того, можно определить источник флюида, текущего из эксплуатационной скважины, даже если он поступает от одной из нагнетательных скважин под напором водоносного горизонта из забоя или со стороны либо от столба нефти. Линии потока также позволяют выявить участки месторождения, через которые они проходят, либо скважины с неэффективным нагнетанием воды или газа, непрерывно поступающим в одну и ту же часть пласта, не вытесняя дополнительную нефть. Программы моделирования линий направления потока не заменяют стандартные программы моделирования пласта. При быстром изменении условий программа моделирования линий потока может дать неправильные результаты или не обеспечить сходимость. Программа моделирования линий потока решает поле давления, принимая гравитационные и температурные эффекты пренебрежимо малыми как первый шаг в направлении решении проблемы потока. Предлагаемая схема решения предполагает постепенное изменение давления, то есть она больше подходит к ситуации с поддержанием пластового давле- ния, чем к случаю быстрого истощения. Кроме того, при значительных изменениях в поле давления из-за добавления нагнетательных или эксплуатационных скважин может возникнуть необходимость в повторном согласовании модели линий направления потока по предыстории. В программах моделирования линий потока капиллярные силы рассматриваются как пренебрежимо малые. С другой стороны, программы моделирования линий направления потока могут быть очень быстрыми. Величина временного шага — интервала времени между шагами нахождения решения модели — в программах моделирования на принципе конечных разностей ограничена. Чем больше ячеек содержит координатная сетка и чем они меньше, тем больше времени требуется центральному процессору на вычисление одного шага. В программах моделирования линий направления потока нет ограничения на одинаковый временной шаг, поэтому при необходимости они могут выполнять большие временные шаги. Вследствие этого программа моделирования может обрабатывать крупные модели с большим числом скважин либо крупные геологические модели, решить которые за разумное время программой, действующей на принципе конечных элементов, может оказаться трудным или невозможным. Программа моделирования линий направления потока FrontSim может использовать такое же распределение координатных привязок и отличительных особенностей вроде пористости и проницаемости, как модель пласта ECLIPSE. Изменения в геологической модели, вносимые в одну программу моделирования, могут сразу же переноситься в другую. Рис. 20. Линии направления потока от нагнетательной скважины I2 к эксплуатационной скважине P3. Действие напора в горизонтальном пласте при постоянной температуре вызывает поток флюида. Линии постоянного давления вокруг эксплуатационной скважины убывают от высокого давления (желтые) до низкого давления (оранжевые). Пара из эксплуатационной и нагнетательной скважины оказывает влияние на существующее поле давления, постепенно убывающее слева направо. Линии потока перпендикулярны полю давления, при этом цвет указывает на падающую пропорцию воды, поступающей из нагнетательной скважины (синие с переходом в зеленые и затем желтые) при значительном потоке нефти в модели (пурпурные). Блоки подстилающей поверхности (светло-серые) содержат определения свойств пласта. 74 Нефтегазовое Обозрение В большинстве случаев разработанная для месторождения геологическая модель значительно более детализирована, чем модель пласта. Обычно масштаб моделей с высокой степенью детализации изменяют, чтобы уменьшить количество ячеек до начала моделирования пласта. При моделировании линий направления потока менять масштаб не надо, можно получить оценку эксплуатационного потенциала для большого количества ячеек геологической модели. Скорость работы программ моделирования линий направления потока делает их полезными для упорядочивания нескольких геостатистических реализаций продуктивного пласта. После прогона нескольких случаев можно осуществить дополнительную оценку некоторых из них, например, вариантов с большим, средним и малым коэффициентом нефтеотдачи11. Тем самым можно улучшить экономическую оценку перспективных пластов. Компания «Шлюмберже» применила программу моделирования FrontSim для построения структурно сложной объемной геологической модели со сбросами песчаникового месторождения в Мексиканском заливе. Для присваивания ячейкам свойств был использован геостатистический подход, основанный на относительном сейсмическом признаке. Присваивание проницаемости было выполнено на основе отношения к пористости. Чтобы создать модель FrontSim с теми же размерами, что и геологическая модель с двенадцатью эксплуатационными и двумя нагнетательными скважинами, была использована программа FloGrid. Исполнение состоящей из миллиона ячеек модели FrontSim заняло приблизительно шесть часов, что значительно быстрее, чем исполнение модели, реализованной на принципе конечных разностей12. Масштаб модели изменили для перехода к модели конечных разностей из приблизительно 120000 ячеек, применив гармонически усредненную проницаемость и арифметически усредненную пористость (рис. 21). Полученный вариант был выполнен на основе модели конечных разностей. После моделирования эксплуатации в течение девяти лет разность давления, найденная по модели линий потока и модели конечных разностей, составила приблизительно 1 psi для давления, близкого к 5200 psi (35,8 МПа). Обводненность месторождения отличалась всего лишь на 0,1% добываемой жидкости13. Превосходное совпадение результатов подтверждает правильность методики изменения масштаба. Рис. 21. Модель песчаникового продуктивного пласта в Мексиканском заливе для программы моделирования по методу линий направления потока с координатными блоками двух размеров. Передняя часть рисунка представляет половину случая из миллиона ячеек, тогда как задняя часть представляет вариант с измененным масштабом из 120000 ячеек, иллюстрируя разность в размерах координатных блоков. В обоих частях рисунка применено цветовое кодирование пористости. Течение потоков в месторождении Prudhoe Bay Существуют продуктивные пласты, которые трудно моделировать по методу конечных разностей. Чтобы описать сбросы и сложную геологию больших пластов, может потребоваться несколько миллионов координатных блоков. Нагнетание воды и газа добавляет динамические составляющие к фронтам продвижения, которые иногда необходимо точно проследить. В пластах может быть большое количество скважин, для каждой из которых необходимо сопоставить предысторию добычи или нагнетания. Поэтому время, требуемое для построения такой модели, может превышать бюджет компании и терпение инженера-эксплуатационника. Именно такую задачу поставило перед компанией-оператором «Бритиш Петролеум» (BP) месторождение Prudhoe Bay, расположенное на северном склоне Аляски, США. На сегодня предыстория разработки этого крупного месторождения — 26 миллиардов баррелей нефти в пласте (4 миллиарда м3) — насчитывает свыше 23 лет при нагнетании воды и поочередном нагнетании воды и газа в обводненные зоны. Промоделировать свыше 1000 скважин, проникающих в этот пласт, весьма сложно. Моделирование по методу конечных разностей ограниченного сбросами северо-западного блока (NWFB) месторождения Prudhoe Bay с использованием свыше 200000 координатных блоков прекратили через 10 месяцев из-за невозможности детального согласования предысторий более чем 200 скважин (рис. 22). Компания-оператор рассмотрела альтернативы модели конечных разностей и решила применить модель FrontSim14. Модель позволяла сохранить геологическую сложность и большое количество скважин, при этом в модель можно было включить такое количество координатных блоков, которое достаточно для охвата пласта. Один инженер с использованием модели FrontSim осуществил согласование сложной предыстории эксплуатации месторождения на склоне NWFB всего лишь за шесть месяцев. 11. Idrobo EA, Choudhary MK and Datta-Gupta A: “Swept Volume Calculations and Ranking of Geostatistical Reservoir Models Using Streamline Simulation,” paper SPE 62557, presented at the SPE/AAPG Western Regional Meeting, Long Beach, California, USA, June 19-23, 2000. 12. Lolomari T, Bratvedt K, Crane M, Milliken WJ and Tyrie JJ: “The Use of Streamline Simulation in Reservoir Management: Methodology and Case Studies,” paper SPE 63157, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 1-4, 2000. 13. Lolomari et al, ссылка 12. 14. Grinestaff GH and Caffrey DJ: “Waterflood Management: A Case Study of the Northwest Fault Block Area of Prudhoe Bay, Alaska, Using Streamline Simulation and Traditional Waterflood Analysis,” paper SPE 63152, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 1-4, 2000. (продолжение на стр. 78) Весна 2002 75 Гольфстрима, то есть течения теплой воды из тропиков, идущего от восточного побережья США по Северной Атлантике, и струйные течения или потоки воздуха, быстро движущиеся в верхней стратосфере или тропосфере. При своем течении среда движется в энергетическом поле. Гольфстрим и струйные течения движутся под действием сочетания нескольких сил, в том числе вращения Земли и конвективного теплообмена с воздухом или океаном. Движение флюидов в пласте возникает в результате разности в плотности, возникающей из-за разности температур или различия в составе, а также разности давлений. Можно найти линии постоянной потенциальной энергии, подобно изолиниям на топографических картах и изобарам на картах погоды или пластов (рис. 20). В пласте на среду может действовать несколько сил — сила тяжести, температурные градиенты, дифференциальные скорости заглубления в бассейне и нагнетание флюида или его добыча. Линии направления потока всегда находятся под прямым углом к линиям постоянной вытесняющей силы. Линии направления потока представляют собой математические категории, и при заданном силовом поле количество линий бесконечно велико. Однако при практическом применении концепции линий направления потока в модели рассматривают ограниченное количество линий и среду, которая окружает линию направления потока, рассматривают как единый поток. Ситуацию можно распространить на трехмерное пространство, тогда линии направления потока становятся трубками потока, описывающими различные объемы совместно текущей жидкости. Поскольку флюид не переходит из одной линии потока в другую, то расход в одном потоке можно рассматривать независимо от другого. В результате происходит разъединение комплексного отношения баланса веществ и потоков, используемого в программах моделирования по методу конечных разностей. Теперь задача решается как ряд независимых квазиодномерных поточных режимов. Тем самым исключается проблема числовой дисперсии и дается четкое описание фронтов продвижения или проходов пробки флюида через пласт. Кроме того, можно определить источник флюида, текущего из эксплуатационной скважины, даже если он поступает от одной из нагнетательных скважин под напором водоносного горизонта из забоя или со стороны либо от столба нефти. Линии потока также позволяют выявить участки месторождения, через которые они проходят, либо скважины с неэффективным нагнетанием воды или газа, непрерывно поступающим в одну и ту же часть пласта, не вытесняя дополнительную нефть. Программы моделирования линий направления потока не заменяют стандартные программы моделирования пласта. При быстром изменении условий программа моделирования линий потока может дать неправильные результаты или не обеспечить сходимость. Программа моделирования линий потока решает поле давления, принимая гравитационные и температурные эффекты пренебрежимо малыми как первый шаг в направлении решении проблемы потока. Предлагаемая схема решения предполагает постепенное изменение давления, то есть она больше подходит к ситуации с поддержанием пластового давле- ния, чем к случаю быстрого истощения. Кроме того, при значительных изменениях в поле давления из-за добавления нагнетательных или эксплуатационных скважин может возникнуть необходимость в повторном согласовании модели линий направления потока по предыстории. В программах моделирования линий потока капиллярные силы рассматриваются как пренебрежимо малые. С другой стороны, программы моделирования линий направления потока могут быть очень быстрыми. Величина временного шага — интервала времени между шагами нахождения решения модели — в программах моделирования на принципе конечных разностей ограничена. Чем больше ячеек содержит координатная сетка и чем они меньше, тем больше времени требуется центральному процессору на вычисление одного шага. В программах моделирования линий направления потока нет ограничения на одинаковый временной шаг, поэтому при необходимости они могут выполнять большие временные шаги. Вследствие этого программа моделирования может обрабатывать крупные модели с большим числом скважин либо крупные геологические модели, решить которые за разумное время программой, действующей на принципе конечных элементов, может оказаться трудным или невозможным. Программа моделирования линий направления потока FrontSim может использовать такое же распределение координатных привязок и отличительных особенностей вроде пористости и проницаемости, как модель пласта ECLIPSE. Изменения в геологической модели, вносимые в одну программу моделирования, могут сразу же переноситься в другую. Рис. 20. Линии направления потока от нагнетательной скважины I2 к эксплуатационной скважине P3. Действие напора в горизонтальном пласте при постоянной температуре вызывает поток флюида. Линии постоянного давления вокруг эксплуатационной скважины убывают от высокого давления (желтые) до низкого давления (оранжевые). Пара из эксплуатационной и нагнетательной скважины оказывает влияние на существующее поле давления, постепенно убывающее слева направо. Линии потока перпендикулярны полю давления, при этом цвет указывает на падающую пропорцию воды, поступающей из нагнетательной скважины (синие с переходом в зеленые и затем желтые) при значительном потоке нефти в модели (пурпурные). Блоки подстилающей поверхности (светло-серые) содержат определения свойств пласта. 74 Нефтегазовое Обозрение В большинстве случаев разработанная для месторождения геологическая модель значительно более детализирована, чем модель пласта. Обычно масштаб моделей с высокой степенью детализации изменяют, чтобы уменьшить количество ячеек до начала моделирования пласта. При моделировании линий направления потока менять масштаб не надо, можно получить оценку эксплуатационного потенциала для большого количества ячеек геологической модели. Скорость работы программ моделирования линий направления потока делает их полезными для упорядочивания нескольких геостатистических реализаций продуктивного пласта. После прогона нескольких случаев можно осуществить дополнительную оценку некоторых из них, например, вариантов с большим, средним и малым коэффициентом нефтеотдачи11. Тем самым можно улучшить экономическую оценку перспективных пластов. Компания «Шлюмберже» применила программу моделирования FrontSim для построения структурно сложной объемной геологической модели со сбросами песчаникового месторождения в Мексиканском заливе. Для присваивания ячейкам свойств был использован геостатистический подход, основанный на относительном сейсмическом признаке. Присваивание проницаемости было выполнено на основе отношения к пористости. Чтобы создать модель FrontSim с теми же размерами, что и геологическая модель с двенадцатью эксплуатационными и двумя нагнетательными скважинами, была использована программа FloGrid. Исполнение состоящей из миллиона ячеек модели FrontSim заняло приблизительно шесть часов, что значительно быстрее, чем исполнение модели, реализованной на принципе конечных разностей12. Масштаб модели изменили для перехода к модели конечных разностей из приблизительно 120000 ячеек, применив гармонически усредненную проницаемость и арифметически усредненную пористость (рис. 21). Полученный вариант был выполнен на основе модели конечных разностей. После моделирования эксплуатации в течение девяти лет разность давления, найденная по модели линий потока и модели конечных разностей, составила приблизительно 1 psi для давления, близкого к 5200 psi (35,8 МПа). Обводненность месторождения отличалась всего лишь на 0,1% добываемой жидкости13. Превосходное совпадение результатов подтверждает правильность методики изменения масштаба. Рис. 21. Модель песчаникового продуктивного пласта в Мексиканском заливе для программы моделирования по методу линий направления потока с координатными блоками двух размеров. Передняя часть рисунка представляет половину случая из миллиона ячеек, тогда как задняя часть представляет вариант с измененным масштабом из 120000 ячеек, иллюстрируя разность в размерах координатных блоков. В обоих частях рисунка применено цветовое кодирование пористости. Течение потоков в месторождении Prudhoe Bay Существуют продуктивные пласты, которые трудно моделировать по методу конечных разностей. Чтобы описать сбросы и сложную геологию больших пластов, может потребоваться несколько миллионов координатных блоков. Нагнетание воды и газа добавляет динамические составляющие к фронтам продвижения, которые иногда необходимо точно проследить. В пластах может быть большое количество скважин, для каждой из которых необходимо сопоставить предысторию добычи или нагнетания. Поэтому время, требуемое для построения такой модели, может превышать бюджет компании и терпение инженера-эксплуатационника. Именно такую задачу поставило перед компанией-оператором «Бритиш Петролеум» (BP) месторождение Prudhoe Bay, расположенное на северном склоне Аляски, США. На сегодня предыстория разработки этого крупного месторождения — 26 миллиардов баррелей нефти в пласте (4 миллиарда м3) — насчитывает свыше 23 лет при нагнетании воды и поочередном нагнетании воды и газа в обводненные зоны. Промоделировать свыше 1000 скважин, проникающих в этот пласт, весьма сложно. Моделирование по методу конечных разностей ограниченного сбросами северо-западного блока (NWFB) месторождения Prudhoe Bay с использованием свыше 200000 координатных блоков прекратили через 10 месяцев из-за невозможности детального согласования предысторий более чем 200 скважин (рис. 22). Компания-оператор рассмотрела альтернативы модели конечных разностей и решила применить модель FrontSim14. Модель позволяла сохранить геологическую сложность и большое количество скважин, при этом в модель можно было включить такое количество координатных блоков, которое достаточно для охвата пласта. Один инженер с использованием модели FrontSim осуществил согласование сложной предыстории эксплуатации месторождения на склоне NWFB всего лишь за шесть месяцев. 11. Idrobo EA, Choudhary MK and Datta-Gupta A: “Swept Volume Calculations and Ranking of Geostatistical Reservoir Models Using Streamline Simulation,” paper SPE 62557, presented at the SPE/AAPG Western Regional Meeting, Long Beach, California, USA, June 19-23, 2000. 12. Lolomari T, Bratvedt K, Crane M, Milliken WJ and Tyrie JJ: “The Use of Streamline Simulation in Reservoir Management: Methodology and Case Studies,” paper SPE 63157, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 1-4, 2000. 13. Lolomari et al, ссылка 12. 14. Grinestaff GH and Caffrey DJ: “Waterflood Management: A Case Study of the Northwest Fault Block Area of Prudhoe Bay, Alaska, Using Streamline Simulation and Traditional Waterflood Analysis,” paper SPE 63152, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 1-4, 2000. (продолжение на стр. 78) Весна 2002 75 Составление псевдофлюидов В простейшей модели пласта можно приме нить один флюид. Хотя однокомпонентная модель полезна при описании законтурных зон пласта, она не позволяет адекватно опи сать добычу углеводородов, в которой прини мают участие три динамические фазы — газ, нефть и вода. Трехкомпонентные модели, также называемые моделями «блэк ойл», на самом деле являются простыми композици онными моделями с водой и двумя углеводо родными фазами, поскольку газ может вхо дить в раствор с нефтью и выходить из него. Газовые и нефтяные компоненты обладают определенными свойствами, а именно: плот ностью и вязкостью, и газонефтяную фазу рассматривают как двухкомпонентную систе му. Это означает, что газ, выделившийся из нефти или присутствующий в виде газовой шапки, имеет заданный состав. Единствен ная переменная показывает, какое количест во газа растворено в нефти. Однако пластовый газ является не одиноч ным компонентом, а сочетанием таких ком понентов, как метан, этан, пропан, бутан и т.д. Количество каждого компонента в га зовой фазе определяется соотношением дав лениеобъемтемпература смеси или PVT1. В связи с этим важно разграничить понятие компонента, например, пентана, и фазы, то есть газа. При атмосферном давлении вода имеет простое фазовое соотношение. Она является одиночной фазой, которая переходит из твердого состояния в жидкое и в газообраз ное, то есть лед превращается в воду, а вода в пар. Если охладить воду до точки замерза ния, она начнет превращаться в лед. При этой температуре сосуществуют две фазы, поэтому мы можем говорить о процентном содержании каждой фазы, присутствующей на данный момент, однако и твердая, и жид кая фаза все равно остается H2O. В системе, состоящей из таких двух компо нентов, как пропан (C3H8) и гексадекан (C16H34), картина становится более сложной. При существующих в пласте температуре и давлении двухкомпонентная система может быть полностью газовой, полностью жидкой либо и жидкой и газообразной одновременно. Но теперь от пластовых условий зависят не только процентные содержания газовой и жидкой фаз, но и количество пропана или гексадекана в каждой фазе. Если начать с га зовой фазы и уменьшить давление, то мы до стигнем точки, где начнут появляться капли жидкости. Первые капли жидкости в «точке росы» будут богаче гексадеканом как более тяжелым компонентом. При уменьшении давления большая часть обоих компонентов перейдет из газообразного в жидкое состоя ние. Последний превратившийся в жидкость газовый пузырь будет более богат пропаном как более легкой фазой. В окончательном со стоянии все вещество станет жидкостью, при этом смесь обоих компонентов будет такой же, как в исходном газе. 1. Полное описание свойств углеводородного флюида см.: Muskat M: “The Physical Properties and Behavior of Petroleum Fluids,” in Muskat M: Physical Principles of Oil Production. Boston, Massachusetts, USA: IHRDC, 1981. Рис. 1. Огибающая углеводородной фа зы. Фазовая огибающая ограничена кривой начала кипения и кривой точки росы, соединяющимися в критической точке. При существующих в т. A значе ниях температуры и давления флюид полностью находится в жидком состоя нии. При истощении давление падает, и в т. B начинается образование пузы рей газа. По мере продолжения истоще ния в системе увеличивается доля сво бодного газа и линии постоянного состава пересекаются. При более высо кой температуре, например в т. C, исто щение пересекается с кривой точки ро сы в т. D, и начинают образовываться капли жидкости. Линии постоянного от ношения газа к жидкости встречаются в критической точке. Следуя по кривой от B к A к C к D вначале увеличивается давление, затем увеличивается темпе ратура и в завершение уменьшается давление, при этом флюид может пре вратиться из жидкости в газ, не испы тывая фазовое превращение. 76 Нефтегазовое Обозрение Рис. 2. Моделирование уравнения состояния. Параметры, описывающие псевдокомпонен ты, настраивают сравнением лабораторных замеров (квадраты) с выходными данными псевдокомпонентной модели (линии). Кривые плотности жидких углеводородов (зеленая линия) и давления насыщения (пурпурная линия) показаны в функции состава газа. Пластовые углеводороды представляют более сложную смесь компонентов, начиная от соединений, содержащих один атом угле рода, до соединений, где количество атомов превышает 40. Фазовая диаграмма анало гична случаю с двумя фазами, однако те перь распределение компонентов, которые могут входить в состав любой фазы, сущест венно шире. Некоторые существенные осо бенности фазового поведения показаны на фазовой диаграмме пластовой нефти средне восточного месторождения (рис. 1). Из фазо вой диаграммы видно, что при изменении давления и температуры и при неизменном объеме флюид переходит из одной фазы из вне диаграммы в две фазы внутри нее. Над кривой кипения флюид является жидкос тью, при этом пузыри вначале образуются при падении давления, и газом выше кри вой точки росы, где капельки жидкости вна чале образуются при падении давления. Точка встречи кривой кипения и кривой точки росы является критической точкой. В критической точке внутри диаграммы встречаются линии постоянного состава. Для газовой и жидкой фазы такие интенсив ные свойства, как плотность в критической точке, идентичны. Возле критической точки Весна 2002 небольшие изменения давления или темпе ратуры ведут к значительным изменениям в фазовом составе. Состав флюида определяет форму фазовой огибающей, положение критической точки на огибающей и местонахождение кривых постоянного состава. Поскольку в состав уг леводородных флюидов может входить 40 и более компонентов, то при учете каждого компонента моделировать поведение очень сложно. Чтобы упростить задачу, разработа ли принцип объединения или составления псевдокомпонентов. В ходе группировки все компоненты тяжелее гексана помещают в псевдокомпонент C7+. Более легкие ком поненты также можно сгруппировать в две или более групп. Разграничению псевдоком понентов помогают такие программные сред ства как PVTi. Физические свойства флюида описываются уравнением состояния. При использовании псевдокомпонентов необходимо для каждой группы задать исходные данные, вводимые в уравнение. Для настройки уравнения со стояния используют свойства флюида, най денные в ходе лабораторных исследований и в частности исследований на расширение при постоянном составе, исследований на се парацию и исследований на нефтенабухание, затем уравнение используют в композицион ной модели пласта (рис. 2). Пока удельный состав газовой фазы не критичен для пластовой ситуации, модель «блэк ойл» хорошо работает. Инженер дол жен решить, важен ли эффект изменения состава для свойств флюида и в конечном счете для рентабельной эксплуатации место рождения. Композиционная модель может потребо ваться в следующих ситуациях: •газонагнетание в связи с газопоглощением; •нагнетание в пласт смешивающихся с неф тью компонентов, когда газ переходит в раствор с нефтью; •нагнетание диоксида углерода с растворе нием газа в нефти и воде; •мощные продуктивные пласты с компози ционным градиентом в результате дейст вия силы тяжести; •пласты с ареальными вариациями в соста ве флюида; •пласты с состояниями возле критической точки; •пласты с высоким давлением и высокой температурой. 77 Составление псевдофлюидов В простейшей модели пласта можно приме нить один флюид. Хотя однокомпонентная модель полезна при описании законтурных зон пласта, она не позволяет адекватно опи сать добычу углеводородов, в которой прини мают участие три динамические фазы — газ, нефть и вода. Трехкомпонентные модели, также называемые моделями «блэк ойл», на самом деле являются простыми композици онными моделями с водой и двумя углеводо родными фазами, поскольку газ может вхо дить в раствор с нефтью и выходить из него. Газовые и нефтяные компоненты обладают определенными свойствами, а именно: плот ностью и вязкостью, и газонефтяную фазу рассматривают как двухкомпонентную систе му. Это означает, что газ, выделившийся из нефти или присутствующий в виде газовой шапки, имеет заданный состав. Единствен ная переменная показывает, какое количест во газа растворено в нефти. Однако пластовый газ является не одиноч ным компонентом, а сочетанием таких ком понентов, как метан, этан, пропан, бутан и т.д. Количество каждого компонента в га зовой фазе определяется соотношением дав лениеобъемтемпература смеси или PVT1. В связи с этим важно разграничить понятие компонента, например, пентана, и фазы, то есть газа. При атмосферном давлении вода имеет простое фазовое соотношение. Она является одиночной фазой, которая переходит из твердого состояния в жидкое и в газообраз ное, то есть лед превращается в воду, а вода в пар. Если охладить воду до точки замерза ния, она начнет превращаться в лед. При этой температуре сосуществуют две фазы, поэтому мы можем говорить о процентном содержании каждой фазы, присутствующей на данный момент, однако и твердая, и жид кая фаза все равно остается H2O. В системе, состоящей из таких двух компо нентов, как пропан (C3H8) и гексадекан (C16H34), картина становится более сложной. При существующих в пласте температуре и давлении двухкомпонентная система может быть полностью газовой, полностью жидкой либо и жидкой и газообразной одновременно. Но теперь от пластовых условий зависят не только процентные содержания газовой и жидкой фаз, но и количество пропана или гексадекана в каждой фазе. Если начать с га зовой фазы и уменьшить давление, то мы до стигнем точки, где начнут появляться капли жидкости. Первые капли жидкости в «точке росы» будут богаче гексадеканом как более тяжелым компонентом. При уменьшении давления большая часть обоих компонентов перейдет из газообразного в жидкое состоя ние. Последний превратившийся в жидкость газовый пузырь будет более богат пропаном как более легкой фазой. В окончательном со стоянии все вещество станет жидкостью, при этом смесь обоих компонентов будет такой же, как в исходном газе. 1. Полное описание свойств углеводородного флюида см.: Muskat M: “The Physical Properties and Behavior of Petroleum Fluids,” in Muskat M: Physical Principles of Oil Production. Boston, Massachusetts, USA: IHRDC, 1981. Рис. 1. Огибающая углеводородной фа зы. Фазовая огибающая ограничена кривой начала кипения и кривой точки росы, соединяющимися в критической точке. При существующих в т. A значе ниях температуры и давления флюид полностью находится в жидком состоя нии. При истощении давление падает, и в т. B начинается образование пузы рей газа. По мере продолжения истоще ния в системе увеличивается доля сво бодного газа и линии постоянного состава пересекаются. При более высо кой температуре, например в т. C, исто щение пересекается с кривой точки ро сы в т. D, и начинают образовываться капли жидкости. Линии постоянного от ношения газа к жидкости встречаются в критической точке. Следуя по кривой от B к A к C к D вначале увеличивается давление, затем увеличивается темпе ратура и в завершение уменьшается давление, при этом флюид может пре вратиться из жидкости в газ, не испы тывая фазовое превращение. 76 Нефтегазовое Обозрение Рис. 2. Моделирование уравнения состояния. Параметры, описывающие псевдокомпонен ты, настраивают сравнением лабораторных замеров (квадраты) с выходными данными псевдокомпонентной модели (линии). Кривые плотности жидких углеводородов (зеленая линия) и давления насыщения (пурпурная линия) показаны в функции состава газа. Пластовые углеводороды представляют более сложную смесь компонентов, начиная от соединений, содержащих один атом угле рода, до соединений, где количество атомов превышает 40. Фазовая диаграмма анало гична случаю с двумя фазами, однако те перь распределение компонентов, которые могут входить в состав любой фазы, сущест венно шире. Некоторые существенные осо бенности фазового поведения показаны на фазовой диаграмме пластовой нефти средне восточного месторождения (рис. 1). Из фазо вой диаграммы видно, что при изменении давления и температуры и при неизменном объеме флюид переходит из одной фазы из вне диаграммы в две фазы внутри нее. Над кривой кипения флюид является жидкос тью, при этом пузыри вначале образуются при падении давления, и газом выше кри вой точки росы, где капельки жидкости вна чале образуются при падении давления. Точка встречи кривой кипения и кривой точки росы является критической точкой. В критической точке внутри диаграммы встречаются линии постоянного состава. Для газовой и жидкой фазы такие интенсив ные свойства, как плотность в критической точке, идентичны. Возле критической точки Весна 2002 небольшие изменения давления или темпе ратуры ведут к значительным изменениям в фазовом составе. Состав флюида определяет форму фазовой огибающей, положение критической точки на огибающей и местонахождение кривых постоянного состава. Поскольку в состав уг леводородных флюидов может входить 40 и более компонентов, то при учете каждого компонента моделировать поведение очень сложно. Чтобы упростить задачу, разработа ли принцип объединения или составления псевдокомпонентов. В ходе группировки все компоненты тяжелее гексана помещают в псевдокомпонент C7+. Более легкие ком поненты также можно сгруппировать в две или более групп. Разграничению псевдоком понентов помогают такие программные сред ства как PVTi. Физические свойства флюида описываются уравнением состояния. При использовании псевдокомпонентов необходимо для каждой группы задать исходные данные, вводимые в уравнение. Для настройки уравнения со стояния используют свойства флюида, най денные в ходе лабораторных исследований и в частности исследований на расширение при постоянном составе, исследований на се парацию и исследований на нефтенабухание, затем уравнение используют в композицион ной модели пласта (рис. 2). Пока удельный состав газовой фазы не критичен для пластовой ситуации, модель «блэк ойл» хорошо работает. Инженер дол жен решить, важен ли эффект изменения состава для свойств флюида и в конечном счете для рентабельной эксплуатации место рождения. Композиционная модель может потребо ваться в следующих ситуациях: •газонагнетание в связи с газопоглощением; •нагнетание в пласт смешивающихся с неф тью компонентов, когда газ переходит в раствор с нефтью; •нагнетание диоксида углерода с растворе нием газа в нефти и воде; •мощные продуктивные пласты с компози ционным градиентом в результате дейст вия силы тяжести; •пласты с ареальными вариациями в соста ве флюида; •пласты с состояниями возле критической точки; •пласты с высоким давлением и высокой температурой. 77 Оператор стремился детально понять соотношения между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, чтобы распределить водонагнетание и регулировать заводнение. Применение модели NWFB для пошагового исследования скважин позволило выявить проблемы с притоком воды в пласт, проиллюстрировав, поступает ли вода из законтурной зоны или от ближайшей нагнетательной скважины (рис. 23). На основе выполненного анализа компания «Бритиш Петролеум» (BP) внесла изменения в программу нагнетания, в том числе повторное бурение скважин и распределение нагнетания. После внесения этих изменений структура потока стала более локализованной, и нагнетание воды уменьшилось на 40% (рис. 24). Компания «Бритиш Петролеум» (BP) хранит модели пластов FrontSim для всех участков обводнения месторождения Prudhoe Bay, считая их важным средством повседневного регулирования свойств пласта. Прогон моделей занимает от одного до двух часов, что делает их полез- Рис. 22. Ограниченный сбросами северо-западный блок (NWFB) месторождения Prudhoe Bay. Построенная с помощью программы FrontSim модель блока NWFB показывает нефтенасыщенность на 2001 год. Некоторые из показанных на модели скважин более не действуют. Рис. 23. Источник притока воды. На временном шаге от 1983 года ведущие к одной скважине трубки потоков иллюстрируют различие между чистой водой, текущей из законтурной зоны (темно-синий участок), и водой и нефтью, текущих из верхних слоев (голубая область). Трубки потока показывают, что до добычи часть воды идет мимо многих других скважин (пурпурная область). 78 ными при выборе местонахождения новых скважин для обводнения и при прогнозировании улучшенной нефтеотдачи. Организация моделей пластов с первого до последнего дня Резкие скачки цен на нефть привели к тому, что в нефтедобывающей отрасли возникли две крайности в организации моделей пластов. Некоторые компании-операторы давно разрабатываемых месторождений стремятся добывать нефть и газ в максимально возможных количествах при минимальных затратах капитала и инженерных ресурсов. Они стремятся использовать простые технологические решения. Хотя моделирование свойств продуктивного пласта всегда будет сопряжено с серьезными затратами, таким пользователям необходим интуитивно понятный пользовательский интерфейс. Поэтому для успешного продвижения будущих компьютерных программ в них будут включены такие вводимые по умолчанию разработки, которые помогут новичкам быстро получить обоснованные решения. На другом конце спектра находятся крупные месторождения, где идет добыча либо этапы оконтуривания и разведки, когда для защиты огромных капиталовложений необходимы последние инженерные разработки. Разработчики улучшают алгоритмы и внутреннее построение программ моделирования, чтобы удовлетворить непрестанную потребность в росте количества координатных блоков, повышении сложности и увеличении скорости при решении крупных задач. Возможность параллельной обработки данных в программах моделирования свойств пласта за последние несколько лет была лишь одной из возможных опций, однако в будущем она станет основным методом, особенно для решения моделей, состоящих из многих миллионов блоков. Для этого необходимо усовершенствовать методы передачи данных между процессорами и создать более совершенные программные средства для разделения моделей на логически согласованные части при упрощении выполнения программы. Разработчики моделей должны улучшить машинную обработку по двум основным направлениям. Во-первых, в программах необходимо упростить построение координатной сетки, реализовав машинные связи с геологическими моделями и улучшив импорт данных из геологических моделей в модели свойств пласта. Более тесная связь моделей обоих видов поможет геологам использовать модели пластов при оценке их перспектив. Нефтегазовое Обозрение Во-вторых, разработчики моделей должны решить задачу согласования предыстории месторождения. Вероятно, полное согласование предыстории станет возможным в далеком будущем, однако уже в ближайшее время могут появиться программы оптимизации, которые помогут пользователю сконцентрировать усилия на выявлении переменных, в наибольшей степени влияющих на решения. Пока что инженерная оценка сохранит ключевую роль. Однако совершенствование программ согласования предыстории месторождения приведет к революционным изменениям в алгоритмах моделирования. Значительная часть предшествующего материала посвящена вопросам пользовательского интерфейса либо внутренним изменениям в моделях. По мере совершенствования программ моделирования свойств пласта они найдут более широкое применение в других научных направлениях. Уже сегодня модуль Weltest 200 позволяет инженерам использовать средство числовой оценки при испытании скважины. Кроме того, включенный в программу ECLIPSE модуль MSW предоставляет инженерам по заканчиванию скважин новые возможности анализа многоствольных скважин и некоторые скважинные средства управления дебитом. Рис. 24. Результаты моделирования для 1997 и 2001 гг. Вверху показана ситуация до внесения изменений в программу нагнетания, когда трубки потока шли за пределами продуктивной зоны (см. длинные зеленые трубки на переднем плане). Внизу показаны результаты моделирования после того, как потоки останутся внутри продуктивной зоны. Цвет трубок потока отражает источник нагнетания, а длина трубки указывает расстояние, которое флюид проходит приблизительно за три года. Весна 2002 Усилия разработчиков направлены на совершенствование моделей в зоне, близкой к скважине. Большая гибкость в размещении скважин в моделях поможет оптимизировать места размещения будущих скважин не только на уровне одного блока координатной сетки относительно другого, но и устанавливать место нахождения скважины с точностью до нескольких метров. Инженеры и геофизики смогут оценить влияние сбросов и естественных изломов, песчаных или глинистых линзовидных тел и зон выклинивания для вызова некоторых геологических примеров, а также взаимодействия стволов существующих скважин и фронтов заводнения. Сегодня программы моделирования пластов содержат простые отношения для описания напряжений в толще земной коры. Моделирование изменений напряжения осуществляется на основе механических моделей горных пород. В будущем появятся программы моделирования, способные одновременно решать модель движения флюидов и модель напряжений. Пласты со значительным уплотнением и оседанием пород нуждаются в комплексных решениях для правильной оценки энергии продуктивного пласта. Увеличение или уменьшение проницаемости пласта необходимо увязывать с изменениями напряжения. В модели пластов будут включать большее количество методов эксплуатации, при этом будут добавлены модули для числового решения задач по разрыву пласта и выносу песка из скважины и управлением ее работой. В будущем стандартной частью модели станет описание взаимодействия бурового долота с пластом, где будут учтены разрушения пласта и проникновение бурового раствора, а также прорывы и обрушения. Всего лишь несколько лет назад астрономы и астрофизики не имели возможности обнаруживать планеты, обращающиеся вокруг других звезд, однако они усовершенствовали методы обнаружения и модели планетарных систем. Теперь едва ли не каждый месяц открываются новые планетарные объекты. Пока что в нефтехимической области возможность создания одной программы, обеспечивающей моделирование свойств пласта от обнаружения залежи до ее оставления остается мечтой, которая будет реализована в далеком будущем, однако уже сейчас существуют такие ее элементы, которые позволят создать программу намного быстрее, чем это было раньше. 79 Оператор стремился детально понять соотношения между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, чтобы распределить водонагнетание и регулировать заводнение. Применение модели NWFB для пошагового исследования скважин позволило выявить проблемы с притоком воды в пласт, проиллюстрировав, поступает ли вода из законтурной зоны или от ближайшей нагнетательной скважины (рис. 23). На основе выполненного анализа компания «Бритиш Петролеум» (BP) внесла изменения в программу нагнетания, в том числе повторное бурение скважин и распределение нагнетания. После внесения этих изменений структура потока стала более локализованной, и нагнетание воды уменьшилось на 40% (рис. 24). Компания «Бритиш Петролеум» (BP) хранит модели пластов FrontSim для всех участков обводнения месторождения Prudhoe Bay, считая их важным средством повседневного регулирования свойств пласта. Прогон моделей занимает от одного до двух часов, что делает их полез- Рис. 22. Ограниченный сбросами северо-западный блок (NWFB) месторождения Prudhoe Bay. Построенная с помощью программы FrontSim модель блока NWFB показывает нефтенасыщенность на 2001 год. Некоторые из показанных на модели скважин более не действуют. Рис. 23. Источник притока воды. На временном шаге от 1983 года ведущие к одной скважине трубки потоков иллюстрируют различие между чистой водой, текущей из законтурной зоны (темно-синий участок), и водой и нефтью, текущих из верхних слоев (голубая область). Трубки потока показывают, что до добычи часть воды идет мимо многих других скважин (пурпурная область). 78 ными при выборе местонахождения новых скважин для обводнения и при прогнозировании улучшенной нефтеотдачи. Организация моделей пластов с первого до последнего дня Резкие скачки цен на нефть привели к тому, что в нефтедобывающей отрасли возникли две крайности в организации моделей пластов. Некоторые компании-операторы давно разрабатываемых месторождений стремятся добывать нефть и газ в максимально возможных количествах при минимальных затратах капитала и инженерных ресурсов. Они стремятся использовать простые технологические решения. Хотя моделирование свойств продуктивного пласта всегда будет сопряжено с серьезными затратами, таким пользователям необходим интуитивно понятный пользовательский интерфейс. Поэтому для успешного продвижения будущих компьютерных программ в них будут включены такие вводимые по умолчанию разработки, которые помогут новичкам быстро получить обоснованные решения. На другом конце спектра находятся крупные месторождения, где идет добыча либо этапы оконтуривания и разведки, когда для защиты огромных капиталовложений необходимы последние инженерные разработки. Разработчики улучшают алгоритмы и внутреннее построение программ моделирования, чтобы удовлетворить непрестанную потребность в росте количества координатных блоков, повышении сложности и увеличении скорости при решении крупных задач. Возможность параллельной обработки данных в программах моделирования свойств пласта за последние несколько лет была лишь одной из возможных опций, однако в будущем она станет основным методом, особенно для решения моделей, состоящих из многих миллионов блоков. Для этого необходимо усовершенствовать методы передачи данных между процессорами и создать более совершенные программные средства для разделения моделей на логически согласованные части при упрощении выполнения программы. Разработчики моделей должны улучшить машинную обработку по двум основным направлениям. Во-первых, в программах необходимо упростить построение координатной сетки, реализовав машинные связи с геологическими моделями и улучшив импорт данных из геологических моделей в модели свойств пласта. Более тесная связь моделей обоих видов поможет геологам использовать модели пластов при оценке их перспектив. Нефтегазовое Обозрение Во-вторых, разработчики моделей должны решить задачу согласования предыстории месторождения. Вероятно, полное согласование предыстории станет возможным в далеком будущем, однако уже в ближайшее время могут появиться программы оптимизации, которые помогут пользователю сконцентрировать усилия на выявлении переменных, в наибольшей степени влияющих на решения. Пока что инженерная оценка сохранит ключевую роль. Однако совершенствование программ согласования предыстории месторождения приведет к революционным изменениям в алгоритмах моделирования. Значительная часть предшествующего материала посвящена вопросам пользовательского интерфейса либо внутренним изменениям в моделях. По мере совершенствования программ моделирования свойств пласта они найдут более широкое применение в других научных направлениях. Уже сегодня модуль Weltest 200 позволяет инженерам использовать средство числовой оценки при испытании скважины. Кроме того, включенный в программу ECLIPSE модуль MSW предоставляет инженерам по заканчиванию скважин новые возможности анализа многоствольных скважин и некоторые скважинные средства управления дебитом. Рис. 24. Результаты моделирования для 1997 и 2001 гг. Вверху показана ситуация до внесения изменений в программу нагнетания, когда трубки потока шли за пределами продуктивной зоны (см. длинные зеленые трубки на переднем плане). Внизу показаны результаты моделирования после того, как потоки останутся внутри продуктивной зоны. Цвет трубок потока отражает источник нагнетания, а длина трубки указывает расстояние, которое флюид проходит приблизительно за три года. Весна 2002 Усилия разработчиков направлены на совершенствование моделей в зоне, близкой к скважине. Большая гибкость в размещении скважин в моделях поможет оптимизировать места размещения будущих скважин не только на уровне одного блока координатной сетки относительно другого, но и устанавливать место нахождения скважины с точностью до нескольких метров. Инженеры и геофизики смогут оценить влияние сбросов и естественных изломов, песчаных или глинистых линзовидных тел и зон выклинивания для вызова некоторых геологических примеров, а также взаимодействия стволов существующих скважин и фронтов заводнения. Сегодня программы моделирования пластов содержат простые отношения для описания напряжений в толще земной коры. Моделирование изменений напряжения осуществляется на основе механических моделей горных пород. В будущем появятся программы моделирования, способные одновременно решать модель движения флюидов и модель напряжений. Пласты со значительным уплотнением и оседанием пород нуждаются в комплексных решениях для правильной оценки энергии продуктивного пласта. Увеличение или уменьшение проницаемости пласта необходимо увязывать с изменениями напряжения. В модели пластов будут включать большее количество методов эксплуатации, при этом будут добавлены модули для числового решения задач по разрыву пласта и выносу песка из скважины и управлением ее работой. В будущем стандартной частью модели станет описание взаимодействия бурового долота с пластом, где будут учтены разрушения пласта и проникновение бурового раствора, а также прорывы и обрушения. Всего лишь несколько лет назад астрономы и астрофизики не имели возможности обнаруживать планеты, обращающиеся вокруг других звезд, однако они усовершенствовали методы обнаружения и модели планетарных систем. Теперь едва ли не каждый месяц открываются новые планетарные объекты. Пока что в нефтехимической области возможность создания одной программы, обеспечивающей моделирование свойств пласта от обнаружения залежи до ее оставления остается мечтой, которая будет реализована в далеком будущем, однако уже сейчас существуют такие ее элементы, которые позволят создать программу намного быстрее, чем это было раньше. 79 Продуктивные пропластки Cупер-ГРП повышает рентабельность разработки Ачимовской свиты Ярайнерского месторождения (Западная Сибирь) Гигантские запасы углеводородов Западной Сибири сосредоточены в низкопроницаемых коллекторах. Традиционные методы не дают способа Трещина после супер-ГРП рентабельного освоения таких ресурсов. Понимание задач и всесторонняя поддержка руководства компании «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» позволили специалистам компании Шлюмберже найти самый эффективный на сегодняшний день способ вовлечения в разработку пластов типа Ачимовской свиты. Проведение большеобъемных глубокопроникающих ГРП на Ярайнерском месторождении не только обеспечило интенсификацию притока, но и стало ключевым элементом разработки месторождения. Дияшев И. Р. Сибнефть Москва, Россия Небесный А. И. Ноябрьск, Россия Гиллард М. Р. Абердин, Великобритания 80 В последнее время ученые и государственные деятели все конкретнее ставят задачу более активного геологического изучения и вовлечения в разработку Ачимовского комплекса1. Всесторонняя поддержка руководства компании «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» в лице Матевосова A. Р., Ставского M. Е., Некипелова Ю. В., Красневского Ю. С., Розенбергера Е. Б. способствовала успешному, как с технической, так и с экономической точки зрения, проведению и всестороннему анализу супер-ГРП на Ярайнерском месторождении. Данная статья является логическим продолжением статьи Дияшева И. Р. и др., ранее опубликованной в журнале «Нефтяное хозяйство», посвященной поискам путей наиболее эффективного извлечения запасов углеводородов из Ачимовских пластов Ярайнерского месторождения, а также излагающей основные аспекты процесса моделирования ГРП2. Цель данной статьи — доложить результаты развития, а также представить более глубокий анализ технологии супер-ГРП на примере 4-х скважин №№ 303, 5228, 5230, 5222 Ачимовской залежи Ярайнерского месторождения (рис. 1). За помощь в подготовке данной статьи благодарим: Сенченко Д. Н., Сибнефть, Россия; Жерома Маньера, Шлюмберже, Россия; Смаровозова А. А., Шлюмберже, Россия. DataFRAC, PropNET являются марками Шлюмберже. Операции прошли успешно, как с технической, так и с экономической точки зрения, благодаря всесторонней поддержке руководства компании «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» в лице Матевосова A. Р., Ставского M. Е., Некипелова Ю. В., Красневского Ю. С., Розенбергера Е. Б.. Нефтегазовое Обозрение Эффективный охват изолированных продуктивных пластов возможен только при проведении большеобьемных глубокопроникающих ГРП. Особенности геолого-физического строения Ярайнерское месторождение расположено в 60 км к северу от посёлка Вынгапуровский. Разработка месторождения началась в 2000 году. Первый ГРП на месторождении был проведен компанией Шлюмберже на скважине № 603 в пласте ЮС 1-2. На сегодняшний день работа 13 эксплуатационных скважин и 2 разведочных скважин подтвердила нефтегазоносность пластов: БВ-1, БВ-2, БВ-4, БВ-5, БВ-6, Ач-1 1. Брехунцов А. М., Левинзон И. Л. и др. «Анализ ресурсной базы ЯНАО», доля в ней Ачимовского комплекса и региональные особенности его строения. 2. Дияшев И. Р., Гиллард М. Р., Смаровозов А. А. «CуперГРП на Ярайнерском месорождении», Нефтяное хозяйство, № 2, 2001 г. Нефтяные и нефтегазовые месторождения Северо-Пайсятское Газовая шапка СевероИнгтинское Пайсятское Разведанные площади ЮжноУмсейское Пурпейское Сугмутское Пякутинское МалоПякутинское СевероПямалияхское Муравленковское ЗападноСуторминское Крайнее Вынгаяхинское Суторминское Романовское Новогоднее СевероСоимпорское Средне-Итурское Ярайнерское НОЯБРЬСК Карамовское Источное Холмогорское Пограничное Вынгапуровское Рис. 1. Обзорная карта района работ. Весна 2002 81 Продуктивные пропластки Cупер-ГРП повышает рентабельность разработки Ачимовской свиты Ярайнерского месторождения (Западная Сибирь) Гигантские запасы углеводородов Западной Сибири сосредоточены в низкопроницаемых коллекторах. Традиционные методы не дают способа Трещина после супер-ГРП рентабельного освоения таких ресурсов. Понимание задач и всесторонняя поддержка руководства компании «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» позволили специалистам компании Шлюмберже найти самый эффективный на сегодняшний день способ вовлечения в разработку пластов типа Ачимовской свиты. Проведение большеобъемных глубокопроникающих ГРП на Ярайнерском месторождении не только обеспечило интенсификацию притока, но и стало ключевым элементом разработки месторождения. Дияшев И. Р. Сибнефть Москва, Россия Небесный А. И. Ноябрьск, Россия Гиллард М. Р. Абердин, Великобритания 80 В последнее время ученые и государственные деятели все конкретнее ставят задачу более активного геологического изучения и вовлечения в разработку Ачимовского комплекса1. Всесторонняя поддержка руководства компании «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» в лице Матевосова A. Р., Ставского M. Е., Некипелова Ю. В., Красневского Ю. С., Розенбергера Е. Б. способствовала успешному, как с технической, так и с экономической точки зрения, проведению и всестороннему анализу супер-ГРП на Ярайнерском месторождении. Данная статья является логическим продолжением статьи Дияшева И. Р. и др., ранее опубликованной в журнале «Нефтяное хозяйство», посвященной поискам путей наиболее эффективного извлечения запасов углеводородов из Ачимовских пластов Ярайнерского месторождения, а также излагающей основные аспекты процесса моделирования ГРП2. Цель данной статьи — доложить результаты развития, а также представить более глубокий анализ технологии супер-ГРП на примере 4-х скважин №№ 303, 5228, 5230, 5222 Ачимовской залежи Ярайнерского месторождения (рис. 1). За помощь в подготовке данной статьи благодарим: Сенченко Д. Н., Сибнефть, Россия; Жерома Маньера, Шлюмберже, Россия; Смаровозова А. А., Шлюмберже, Россия. DataFRAC, PropNET являются марками Шлюмберже. Операции прошли успешно, как с технической, так и с экономической точки зрения, благодаря всесторонней поддержке руководства компании «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» в лице Матевосова A. Р., Ставского M. Е., Некипелова Ю. В., Красневского Ю. С., Розенбергера Е. Б.. Нефтегазовое Обозрение Эффективный охват изолированных продуктивных пластов возможен только при проведении большеобьемных глубокопроникающих ГРП. Особенности геолого-физического строения Ярайнерское месторождение расположено в 60 км к северу от посёлка Вынгапуровский. Разработка месторождения началась в 2000 году. Первый ГРП на месторождении был проведен компанией Шлюмберже на скважине № 603 в пласте ЮС 1-2. На сегодняшний день работа 13 эксплуатационных скважин и 2 разведочных скважин подтвердила нефтегазоносность пластов: БВ-1, БВ-2, БВ-4, БВ-5, БВ-6, Ач-1 1. Брехунцов А. М., Левинзон И. Л. и др. «Анализ ресурсной базы ЯНАО», доля в ней Ачимовского комплекса и региональные особенности его строения. 2. Дияшев И. Р., Гиллард М. Р., Смаровозов А. А. «CуперГРП на Ярайнерском месорождении», Нефтяное хозяйство, № 2, 2001 г. Нефтяные и нефтегазовые месторождения Северо-Пайсятское Газовая шапка СевероИнгтинское Пайсятское Разведанные площади ЮжноУмсейское Пурпейское Сугмутское Пякутинское МалоПякутинское СевероПямалияхское Муравленковское ЗападноСуторминское Крайнее Вынгаяхинское Суторминское Романовское Новогоднее СевероСоимпорское Средне-Итурское Ярайнерское НОЯБРЬСК Карамовское Источное Холмогорское Пограничное Вынгапуровское Рис. 1. Обзорная карта района работ. Весна 2002 81 2596 KB 84.2 m TD 3050.0 m 2600 301 KB 84.2 m TD 2960.0 m 2592 2596 601 2596 2600 KB 84.2 m TD 2865.0 m 2600 5230 Рис. 2. Геологический профиль по скважинам №№ 5228, 301, 601, 5230. 2604 2608 2604 ACH 1 TOP 2954/·2615.8 2608 2612 2612 ACH1t ACH 1 TOP 2616 2616 GNK ACH1t 65 B·2 c·10 2620 2624 2620 2620 2628 2624 2624 2628 2628 2632 2632 2632 2636 2636 2636 ACH1b ACH1b 2640 2640 ACH 1 DOT 2648 и ЮС 1-2. Одним из основных объектов по величине и площади распространения является Ачимовская толща. Ачимовский пласт является нижне-меловым, представленный характерным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глинистых пропластков3. Общие геолого-физические характеристики объекта Ач-1 представлены в таблице 1. Геологический профиль по скважинам № 5228, 301, 601, 5230 отражает высокую степень неоднородности Ачимовской толщи, что выражается в характерном для региона линзовидном строении пластов, большой мощности, гидродинамической изолированности Давление, атм 200 2644 2648 2648 Характеристики пластового флюида Лабораторный физико-химический анализ глубинных проб насыщающей Ачимовский пласт нефти, проведенный Тюменской центральной лабораторией, определил, что жидкость является легкой нефтью с давлением насыщения 260 атм, что очень близко к первоначальному пластовому давлению 270 атм, с высоким газосодержанием до 400 м3/м3 4. V = 0,2 V = 0,3 V = 0,4 V = 0,5 V = 0,6 Рис. 3. Фазовая диаграмма. Скв. № 600. 2903/2642 отдельных пропластков. Вышеуказанные особенности геологического строения делают неэффективной разработку залежи традиционными методами эксплуатации (рис. 2). 100 0 82 2644 Давление насыщения: 260 атм Температура: 79°C Пластовое давление: 270 атм Кривая начала кипения Кривая точки росы V = 0,1 Пористость 13–17% 100 Температура, °С Проницаемоть 0,3–3 мД Пластовое давление 270 атм Давление насыщения 260 атм Нефтенасыщенность 50–60% Плотность нефти 0,82 г/см3 Вязкость нефти 0,24 ср Объемный коэффициент 1,84 Газовый фактор 400 м3/м3 200 Таблица 1. Общие геолого-физические характеристики объекта Ач-1. На рис. 3 представлена фазовая диаграмма, построенная на данных лабораторного анализа. Как видно из диаграммы, давление насыщения равно 260 атм при пластовой температуре 79°C. Со временем, при снижении пластового давления ниже давления насыщения, происходит снижение фазовой проницаемости по нефти за счет влияния выделившегося в свободную фазу газа. Таким образом, возникает многофазовый поток в призабойной зоне, что в конечном счете ведет к резкому снижению продуктивности. История эксплуатации скважин до ГРП Все скважины, подвергшиеся обработке ГРП, являются обычными наклонно-направленными скважинами с максимальным углом наклона в интервале перфорации 12 градусов. Перфорирование продуктивной части Ачимовской толщи проводилось от кровли до подошвы. Представленный на рис. 4 график работы скважины № 303 до ГРП показывает характерное резкое снижение производительности во времени. Так, значительный спад уровня добычи произошел в течение 5 месяцев, дебит снизился с 38 м3/сут до 18 т/сут, вместе с тем значительно увеличилась депрессия на пласт до 212 атм. Забойное давление варьировалось в диапазоне 48–70 атм, что намного ниже давления насыщения, равного 260 атм. Эксплуатация ниже давления насыщения приводила к значительному высвобождению газа. Нефтегазовое Обозрение 24 51 50 48 50 38,1 18 15 13 12 30 12 27 24,6 23,9 20 9 6 10 21 Средний дебит, м3/сут Забойное давление, атм Обводненность 40 4 17,9 6 3 3 0 0 Mарт-00 2640 ACH1b 2644 79°С H-129.6 B-24.64 d·8.2 2978/·2639.8 Пластовая температура ACH 1 TOP 2616 GNK 2875/2614 56 Обводненность 2612 2608 66 60 ACHOt ACHOb 30 27 KB 84.2 m TD 2960.0 m ACH 0 TOP 2604 70 Апрель-00 Май-00 Время Июнь-00 Июль-00 Рис. 4. История эксплуатации до производства ГРП. Скв. № 303. Коэффициент продуктивности по нефти в среднем составил 0,1 м3/сут/атм. Остальные скважины, такие как №№ 5228, 5230 и 5222, до обработки ГРП эксплуатировались недолго, примерно в течение месяца, при этом работа скважин характеризовалась резким снижением дебита по нефти с одновременным увеличением депрессии на пласт — более 200 атм. После успешного производства супер-ГРП на скв. № 303 было принято решение подвергнуть ГРП все скважины, пробуренные на Ачимовском объекте. Оптимизация проводимости трещины и полудлины трещины В целях достижения оптимальной полудлины трещины должен быть соблюден один из основных критериев проектирования ГРП — безразмерная проводимость трещины, которая является функцией средней ширины закрепленной проппантом трещины, эффективной полудлины трещины, проницаемости пласта и проницаемости проппантной пачки согласно следующему уравнению: FCD = Kfw . kXf Данное безразмерное значение отражает контраст проводимости упакованной проппантом трещины и резервуара для конкретной трещины5, 6. В предыдущей статье был подробно описан механизм определения оптимальной полудлины трещины, которая составила 100 м, при этом принимались во внимание экономичес- Весна 2002 кие факторы и эксплуатационные ограничения, такие как возможности оборудования и сетка разработки месторождения. Что касается прогноза дебита после производства ГРП, средняя эффективная проницаемость по нефти была принята в диапазоне от 0,3 до 1,5 мД, средняя начальная нефтенасыщенность — 57%. Проницаемость Ачимовского пласта была оценена как путем сопоставления рабочих точек, так и на основе ГДИ. Так, результаты исследования КВД на скважине № 5228, показали низкое значение проницаемости в пределах 0,33–0,5 мД (рис. 5). Зная полудлину трещины и проницаемость, а также принимая во внимание, что оптимальное значение безразмерной проводимости находится в пределах 2–4, перед нами стояла задача добиться Fcd более 40, ввиду образования многофазового потока в трещине и, следовательно, существенного снижения проводимости трещины. Эффективная проводимость упакованной проппантом трещины в основном зависит от давления закрытия трещины и степени очистки проппантной пачки от геля. Выбор расклинивающего агента зависит от величины закрытия трещины, в нашем случае верхняя граница давления закрытия трещины может достигать 27173 кПа, учитывая создаваемую депрессию на пласт. Таким образом, керамический проппант является приемлемым материалом для поддержания необходимой ширины раскрытия трещины. Проппант типоразмером 16/30 был выбран для проведения ГРП с целью достижения максимальной проводимости трещины, но, к сожалению, из-за отсутствия на тот период времени проппанта 16/30 был использован проппант типоразмером 20/40. Проектирование ГРП с применением технологии концевого экранирования трещины (TSO) позволило дополнительно увеличить проводимость трещины. 3. «Схема разработки Ярайнерского месторождения», Ноябрьск, 2000. 4. Лабораторный отчет анализа сырой нефти Ачимовской залежи, Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз, 2000. 5. Economides, M. J., Nolte, K. G., “Reservoir Stimulation”, third edition, 2000. 6. W. J. McGuire, V. J. Sikora, “The Effect of Vertical Fractures on Well Productivity”, 1960. 100 10 Безразмерное давление 5228 2592 Средний дебит нефти; Забойное давление 2592 1 0,1 Среднее пластовое давление: 250 атм Проницаемость: 0,334 миллидарси Скинфактор: 1,994 0,01 0,001 0,0001 0,001 0,01 0,1 1 10 100 1000 10000 Безразмерное время 105 106 107 108 109 Рис. 5. Анализ КВД. Метод типовых кривых. Скв. № 5228. 83 2596 KB 84.2 m TD 3050.0 m 2600 301 KB 84.2 m TD 2960.0 m 2592 2596 601 2596 2600 KB 84.2 m TD 2865.0 m 2600 5230 Рис. 2. Геологический профиль по скважинам №№ 5228, 301, 601, 5230. 2604 2608 2604 ACH 1 TOP 2954/·2615.8 2608 2612 2612 ACH1t ACH 1 TOP 2616 2616 GNK ACH1t 65 B·2 c·10 2620 2624 2620 2620 2628 2624 2624 2628 2628 2632 2632 2632 2636 2636 2636 ACH1b ACH1b 2640 2640 ACH 1 DOT 2648 и ЮС 1-2. Одним из основных объектов по величине и площади распространения является Ачимовская толща. Ачимовский пласт является нижне-меловым, представленный характерным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глинистых пропластков3. Общие геолого-физические характеристики объекта Ач-1 представлены в таблице 1. Геологический профиль по скважинам № 5228, 301, 601, 5230 отражает высокую степень неоднородности Ачимовской толщи, что выражается в характерном для региона линзовидном строении пластов, большой мощности, гидродинамической изолированности Давление, атм 200 2644 2648 2648 Характеристики пластового флюида Лабораторный физико-химический анализ глубинных проб насыщающей Ачимовский пласт нефти, проведенный Тюменской центральной лабораторией, определил, что жидкость является легкой нефтью с давлением насыщения 260 атм, что очень близко к первоначальному пластовому давлению 270 атм, с высоким газосодержанием до 400 м3/м3 4. V = 0,2 V = 0,3 V = 0,4 V = 0,5 V = 0,6 Рис. 3. Фазовая диаграмма. Скв. № 600. 2903/2642 отдельных пропластков. Вышеуказанные особенности геологического строения делают неэффективной разработку залежи традиционными методами эксплуатации (рис. 2). 100 0 82 2644 Давление насыщения: 260 атм Температура: 79°C Пластовое давление: 270 атм Кривая начала кипения Кривая точки росы V = 0,1 Пористость 13–17% 100 Температура, °С Проницаемоть 0,3–3 мД Пластовое давление 270 атм Давление насыщения 260 атм Нефтенасыщенность 50–60% Плотность нефти 0,82 г/см3 Вязкость нефти 0,24 ср Объемный коэффициент 1,84 Газовый фактор 400 м3/м3 200 Таблица 1. Общие геолого-физические характеристики объекта Ач-1. На рис. 3 представлена фазовая диаграмма, построенная на данных лабораторного анализа. Как видно из диаграммы, давление насыщения равно 260 атм при пластовой температуре 79°C. Со временем, при снижении пластового давления ниже давления насыщения, происходит снижение фазовой проницаемости по нефти за счет влияния выделившегося в свободную фазу газа. Таким образом, возникает многофазовый поток в призабойной зоне, что в конечном счете ведет к резкому снижению продуктивности. История эксплуатации скважин до ГРП Все скважины, подвергшиеся обработке ГРП, являются обычными наклонно-направленными скважинами с максимальным углом наклона в интервале перфорации 12 градусов. Перфорирование продуктивной части Ачимовской толщи проводилось от кровли до подошвы. Представленный на рис. 4 график работы скважины № 303 до ГРП показывает характерное резкое снижение производительности во времени. Так, значительный спад уровня добычи произошел в течение 5 месяцев, дебит снизился с 38 м3/сут до 18 т/сут, вместе с тем значительно увеличилась депрессия на пласт до 212 атм. Забойное давление варьировалось в диапазоне 48–70 атм, что намного ниже давления насыщения, равного 260 атм. Эксплуатация ниже давления насыщения приводила к значительному высвобождению газа. Нефтегазовое Обозрение 24 51 50 48 50 38,1 18 15 13 12 30 12 27 24,6 23,9 20 9 6 10 21 Средний дебит, м3/сут Забойное давление, атм Обводненность 40 4 17,9 6 3 3 0 0 Mарт-00 2640 ACH1b 2644 79°С H-129.6 B-24.64 d·8.2 2978/·2639.8 Пластовая температура ACH 1 TOP 2616 GNK 2875/2614 56 Обводненность 2612 2608 66 60 ACHOt ACHOb 30 27 KB 84.2 m TD 2960.0 m ACH 0 TOP 2604 70 Апрель-00 Май-00 Время Июнь-00 Июль-00 Рис. 4. История эксплуатации до производства ГРП. Скв. № 303. Коэффициент продуктивности по нефти в среднем составил 0,1 м3/сут/атм. Остальные скважины, такие как №№ 5228, 5230 и 5222, до обработки ГРП эксплуатировались недолго, примерно в течение месяца, при этом работа скважин характеризовалась резким снижением дебита по нефти с одновременным увеличением депрессии на пласт — более 200 атм. После успешного производства супер-ГРП на скв. № 303 было принято решение подвергнуть ГРП все скважины, пробуренные на Ачимовском объекте. Оптимизация проводимости трещины и полудлины трещины В целях достижения оптимальной полудлины трещины должен быть соблюден один из основных критериев проектирования ГРП — безразмерная проводимость трещины, которая является функцией средней ширины закрепленной проппантом трещины, эффективной полудлины трещины, проницаемости пласта и проницаемости проппантной пачки согласно следующему уравнению: FCD = Kfw . kXf Данное безразмерное значение отражает контраст проводимости упакованной проппантом трещины и резервуара для конкретной трещины5, 6. В предыдущей статье был подробно описан механизм определения оптимальной полудлины трещины, которая составила 100 м, при этом принимались во внимание экономичес- Весна 2002 кие факторы и эксплуатационные ограничения, такие как возможности оборудования и сетка разработки месторождения. Что касается прогноза дебита после производства ГРП, средняя эффективная проницаемость по нефти была принята в диапазоне от 0,3 до 1,5 мД, средняя начальная нефтенасыщенность — 57%. Проницаемость Ачимовского пласта была оценена как путем сопоставления рабочих точек, так и на основе ГДИ. Так, результаты исследования КВД на скважине № 5228, показали низкое значение проницаемости в пределах 0,33–0,5 мД (рис. 5). Зная полудлину трещины и проницаемость, а также принимая во внимание, что оптимальное значение безразмерной проводимости находится в пределах 2–4, перед нами стояла задача добиться Fcd более 40, ввиду образования многофазового потока в трещине и, следовательно, существенного снижения проводимости трещины. Эффективная проводимость упакованной проппантом трещины в основном зависит от давления закрытия трещины и степени очистки проппантной пачки от геля. Выбор расклинивающего агента зависит от величины закрытия трещины, в нашем случае верхняя граница давления закрытия трещины может достигать 27173 кПа, учитывая создаваемую депрессию на пласт. Таким образом, керамический проппант является приемлемым материалом для поддержания необходимой ширины раскрытия трещины. Проппант типоразмером 16/30 был выбран для проведения ГРП с целью достижения максимальной проводимости трещины, но, к сожалению, из-за отсутствия на тот период времени проппанта 16/30 был использован проппант типоразмером 20/40. Проектирование ГРП с применением технологии концевого экранирования трещины (TSO) позволило дополнительно увеличить проводимость трещины. 3. «Схема разработки Ярайнерского месторождения», Ноябрьск, 2000. 4. Лабораторный отчет анализа сырой нефти Ачимовской залежи, Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз, 2000. 5. Economides, M. J., Nolte, K. G., “Reservoir Stimulation”, third edition, 2000. 6. W. J. McGuire, V. J. Sikora, “The Effect of Vertical Fractures on Well Productivity”, 1960. 100 10 Безразмерное давление 5228 2592 Средний дебит нефти; Забойное давление 2592 1 0,1 Среднее пластовое давление: 250 атм Проницаемость: 0,334 миллидарси Скинфактор: 1,994 0,01 0,001 0,0001 0,001 0,01 0,1 1 10 100 1000 10000 Безразмерное время 105 106 107 108 109 Рис. 5. Анализ КВД. Метод типовых кривых. Скв. № 5228. 83 84 303 5228 Mини-ГРП + + Глубинный манометр + + ГДИ 5230 5222 + + + Термометрия + Нагнетательный тест + + + 9 75000 8 Забойное давление, кПа 60000 7 Жид. ГРП 6 45000 Нагнетательный тест Замещение жид. ГРП 5 4 30000 3 + 15000 Забойное давление (kPa) 2 Давление нагнетания (kPa) Скорость закачки (m3/min) 1 0 0 0 50 100 150 Время закачки, мин Рис. 6. График закачки мини-ГРП. Скв. № 5228. Скорость закачки, м3/мин 0,5 2,2 2,5 8 80000 7 Забойное давление (kPa) 6 Расчетное забойное давление (kPa) Скорость закачки (m3/min) 60000 5 4 40000 3 + 2 20000 1 0 0 22 44 66 88 110 132 Время закачки, мин 154 176 198 220 Рис. 7. График закачки DataFRAC. Расчетное и реальное забойное давление. Скв. № 5228. 2872 Температура через 2 ч после проведения DataFrac 2876 1.7 1.2 2880 01CCL 2884 Возможный рост трещины 3.6 02CCL 2888 Тип жидкости Трение, psi/1000 ft YF-140 9 100000 Забойное давление, кПа Метод исследования данных коэффициентов трения в программе FracCADE и гидростатического давления. С момента начала применения глубинных манометров стало возможным как определение характера поведения развития трещины в процессе ГРП на основании графика Нолти и Смита, так и точная оценка фактического эффекта TSO (концевого экранирования трещины). До этого эффект TSO определялся из расчета поверхностного давления, что не обеспечивало 100% точности данных, т. к. потери давления на трение были неизвестны. Применение глубинных манометров при производстве как информационного, так и обычных ГРП получило широкое применение практически на всех месторождениях «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», что привело к повышению качества производимых ГРП и получению широкого спектра данных, таких как гидропроводность, пластовое давление и т. д., которые могут применяться и в контроле за разработкой месторождений в целом. На рис. 7 представлен график фактического забойного давления по данным глубинных манометров в сравнении с расчетным давлением по скв. № 5228. В таблице 3 представлено сравнение фактических коэффициентов трения и аналогичных коэффициентов из базы данных. Полученные результаты позволили скорректировать расчеты базы данных коэффициентов трения для последующего проектирования ГРП. Такой подход позволяет использовать точные данные забойного давления, что в свою очередь делает анализ гидроразрыва более эффективным и качественным. Скорость закачки, м3/мин Схема проведения мини-ГРП (DataFRAC) График закачки при производстве DataFRAC состоял из следующих этапов: 1-й этап — закачка нагнетательного теста для оценки границ пластового давления, гидропроводности пласта при условии достижения радиального режима течения жидкости после закрытия трещины. 2-й этап — замещение жидкости глушения реальной жидкостью ГРП на малых скоростях закачки для минимизации влияния жидкости ствола скважины на геометрию трещины в процессе закачки калибрационной жидкости. 3-й этап — закачка реальной жидкости ГРП (калибрационный тест) в объеме, соизмеримом с планируемым объемом буферной жидкости для определения фильтрационных характеристик геля, а так же разницы напряжений между продуктивной зоной и глинистыми перемычками. Рис. 6 демонстрирует обычную процедуру проведения мини-ГРП (зеленая линия отображает данные записи глубинного манометра). Таблица 2. Виды исследований. Скважина Скорость закачки, м3/мин Методология проектирования ГРП В данном разделе мы остановимся на процедуре проектирования и проведения ГРП. Вследствие высокой стоимости и технической сложности большеобъемных гидроразрывов был проведен значительный объем предварительных испытаний и исследований. Таким образом, ГДИ были выполнены с использованием записывающих глубинных манометров на скв. № 5228; эти же манометры были установлены в призабойной зоне при проведении DataFRAC (мини-ГРП) на скв. №№ 303, 5228; термометрия была проведена до и после производства мини-ГРП на скв. № 5230. В таблице 2 приведены виды исследований, проведенных на всех скважинах, подвергавшихся ГРП на Ярайнерском месторождении. Все вышеперечисленные исследования были проведены в целях определения параметров, необходимых для оптимального проектирования ГРП, в частности: • давление разрыва пласта, • эффективность жидкости разрыва, • коэффициент фильтрации жидкости ГРП, • высота трещины, • модель гидроразрыва, • пластовое давление, • гидропроводность пласта, • механические свойства пластов в интервале обработки. База данных. Факт. 150 143,7 База данных. Факт. 250 Нет данных База данных. Факт. 300 309,5 WF-120 50 Нет данных 400 Нет данных 550 296,2 2% KCl 73 79,6 800 685,2 1000 Нет данных Таблица 3. Сравнительная таблица коэффициентов трения для различных типов жидкостей. Скв. № 5228. Использование глубинных манометров с функцией памяти Мини-ГРП был проведен с применением записывающих глубинных манометров, спускаемых на НКТ, для установления параметров трения жидкости и точного измерения забойного давления. Обычно в корпусе специального контейнера устанавливаются два маномет- ра для получения данных давления и температуры с периодичностью в 5 сек. Запись длится в среднем 6–7 суток. Ярайнерское месторождение стало первым месторождением, где при производстве ГРП были использованы глубинные манометры. До этого использовались расчетные данные забойного давления на основе встроенной базы Нефтегазовое Обозрение Применение термометрии Основная цель проведения температурного каротажа заключалась в определении фактического интервала инициирования трещины. Так, по изменению кривой температуры, записанной в интервале ГРП, можно определить характер распространения трещины, зоны, которые обладают наименьшим напряжением, а также точнее определить фильтрационные характеристики жидкости разрыва. На рис. 8 замеры температуры до и после проведения мини-ГРП, совмещенные с диаграммой стандартного электрокаротажа, показывают возможные интервалы образования трещины, скв. № 5230. Таким образом, было проведено три спуска термометра. Первый спуск был осуществлен до закачки мини-ГРП с целью регистрации базовой температуры (кривая голубого цвета) до закачки какой-либо жидкости в пласт. Весна 2002 2.3 2892 Температура через 4 ч после проведения DataFrac 1.4 2896 0.7 0.8 2900 2.4 Возможный рост трещины 2904 Фоновая температурная линия 2908 Рис. 8. Диаграмма термометрии. Скв. № 5230. 85 84 303 5228 Mини-ГРП + + Глубинный манометр + + ГДИ 5230 5222 + + + Термометрия + Нагнетательный тест + + + 9 75000 8 Забойное давление, кПа 60000 7 Жид. ГРП 6 45000 Нагнетательный тест Замещение жид. ГРП 5 4 30000 3 + 15000 Забойное давление (kPa) 2 Давление нагнетания (kPa) Скорость закачки (m3/min) 1 0 0 0 50 100 150 Время закачки, мин Рис. 6. График закачки мини-ГРП. Скв. № 5228. Скорость закачки, м3/мин 0,5 2,2 2,5 8 80000 7 Забойное давление (kPa) 6 Расчетное забойное давление (kPa) Скорость закачки (m3/min) 60000 5 4 40000 3 + 2 20000 1 0 0 22 44 66 88 110 132 Время закачки, мин 154 176 198 220 Рис. 7. График закачки DataFRAC. Расчетное и реальное забойное давление. Скв. № 5228. 2872 Температура через 2 ч после проведения DataFrac 2876 1.7 1.2 2880 01CCL 2884 Возможный рост трещины 3.6 02CCL 2888 Тип жидкости Трение, psi/1000 ft YF-140 9 100000 Забойное давление, кПа Метод исследования данных коэффициентов трения в программе FracCADE и гидростатического давления. С момента начала применения глубинных манометров стало возможным как определение характера поведения развития трещины в процессе ГРП на основании графика Нолти и Смита, так и точная оценка фактического эффекта TSO (концевого экранирования трещины). До этого эффект TSO определялся из расчета поверхностного давления, что не обеспечивало 100% точности данных, т. к. потери давления на трение были неизвестны. Применение глубинных манометров при производстве как информационного, так и обычных ГРП получило широкое применение практически на всех месторождениях «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», что привело к повышению качества производимых ГРП и получению широкого спектра данных, таких как гидропроводность, пластовое давление и т. д., которые могут применяться и в контроле за разработкой месторождений в целом. На рис. 7 представлен график фактического забойного давления по данным глубинных манометров в сравнении с расчетным давлением по скв. № 5228. В таблице 3 представлено сравнение фактических коэффициентов трения и аналогичных коэффициентов из базы данных. Полученные результаты позволили скорректировать расчеты базы данных коэффициентов трения для последующего проектирования ГРП. Такой подход позволяет использовать точные данные забойного давления, что в свою очередь делает анализ гидроразрыва более эффективным и качественным. Скорость закачки, м3/мин Схема проведения мини-ГРП (DataFRAC) График закачки при производстве DataFRAC состоял из следующих этапов: 1-й этап — закачка нагнетательного теста для оценки границ пластового давления, гидропроводности пласта при условии достижения радиального режима течения жидкости после закрытия трещины. 2-й этап — замещение жидкости глушения реальной жидкостью ГРП на малых скоростях закачки для минимизации влияния жидкости ствола скважины на геометрию трещины в процессе закачки калибрационной жидкости. 3-й этап — закачка реальной жидкости ГРП (калибрационный тест) в объеме, соизмеримом с планируемым объемом буферной жидкости для определения фильтрационных характеристик геля, а так же разницы напряжений между продуктивной зоной и глинистыми перемычками. Рис. 6 демонстрирует обычную процедуру проведения мини-ГРП (зеленая линия отображает данные записи глубинного манометра). Таблица 2. Виды исследований. Скважина Скорость закачки, м3/мин Методология проектирования ГРП В данном разделе мы остановимся на процедуре проектирования и проведения ГРП. Вследствие высокой стоимости и технической сложности большеобъемных гидроразрывов был проведен значительный объем предварительных испытаний и исследований. Таким образом, ГДИ были выполнены с использованием записывающих глубинных манометров на скв. № 5228; эти же манометры были установлены в призабойной зоне при проведении DataFRAC (мини-ГРП) на скв. №№ 303, 5228; термометрия была проведена до и после производства мини-ГРП на скв. № 5230. В таблице 2 приведены виды исследований, проведенных на всех скважинах, подвергавшихся ГРП на Ярайнерском месторождении. Все вышеперечисленные исследования были проведены в целях определения параметров, необходимых для оптимального проектирования ГРП, в частности: • давление разрыва пласта, • эффективность жидкости разрыва, • коэффициент фильтрации жидкости ГРП, • высота трещины, • модель гидроразрыва, • пластовое давление, • гидропроводность пласта, • механические свойства пластов в интервале обработки. База данных. Факт. 150 143,7 База данных. Факт. 250 Нет данных База данных. Факт. 300 309,5 WF-120 50 Нет данных 400 Нет данных 550 296,2 2% KCl 73 79,6 800 685,2 1000 Нет данных Таблица 3. Сравнительная таблица коэффициентов трения для различных типов жидкостей. Скв. № 5228. Использование глубинных манометров с функцией памяти Мини-ГРП был проведен с применением записывающих глубинных манометров, спускаемых на НКТ, для установления параметров трения жидкости и точного измерения забойного давления. Обычно в корпусе специального контейнера устанавливаются два маномет- ра для получения данных давления и температуры с периодичностью в 5 сек. Запись длится в среднем 6–7 суток. Ярайнерское месторождение стало первым месторождением, где при производстве ГРП были использованы глубинные манометры. До этого использовались расчетные данные забойного давления на основе встроенной базы Нефтегазовое Обозрение Применение термометрии Основная цель проведения температурного каротажа заключалась в определении фактического интервала инициирования трещины. Так, по изменению кривой температуры, записанной в интервале ГРП, можно определить характер распространения трещины, зоны, которые обладают наименьшим напряжением, а также точнее определить фильтрационные характеристики жидкости разрыва. На рис. 8 замеры температуры до и после проведения мини-ГРП, совмещенные с диаграммой стандартного электрокаротажа, показывают возможные интервалы образования трещины, скв. № 5230. Таким образом, было проведено три спуска термометра. Первый спуск был осуществлен до закачки мини-ГРП с целью регистрации базовой температуры (кривая голубого цвета) до закачки какой-либо жидкости в пласт. Весна 2002 2.3 2892 Температура через 4 ч после проведения DataFrac 1.4 2896 0.7 0.8 2900 2.4 Возможный рост трещины 2904 Фоновая температурная линия 2908 Рис. 8. Диаграмма термометрии. Скв. № 5230. 85 0 L1-S L2-S Забойное давление, кПа 34000 -2000 32000 -3000 Давление [Rng. 3] Производная 30000 -4000 28000 L2-E 26000 0 Рассмотрение конкретного случая. Ярайнерское месторождение, скв. № 5228 Cкв. № 5228 была второй скважиной, обработанной ГРП на Ачимовском пласте после успешно проведенного ГРП на скв. № 303. Целью, поставленной «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», было создание полудлины трещины 100 метров с объемом проппанта 100 тонн. Обсадная колонна типоразмером 65/8 дюйма была перфорирована в условиях репрессии на пласт в интервале 2953–2979 м с использо- m_G >> GdP/dG >> 8000 34000 P* = 8770 m 3/4 = 5905 6000 mGc = 5330; fc = 1,65 32000 mGc.fc = 8770 efficiency = 0,17 4000 30000 28000 2000 26000 1,0 2,0 3,0 Функция G Рис. 10. Анализ кривой падения давления после нагнетательного теста. Скв. № 5228. ванием перфоратора ПК105M, с плотностью 20 отверстий на метр и с фазировкой 90°. Операция выполнялась в три стадии: 1. Гидродинамические исследования с записью КВД. 2. Проведение мини-ГРП с использованием записывающего глубинного манометра в интервале перфорации. 3. Основной ГРП с закачкой проппанта. Геофизический материал свидетельствует, что продуктивная толща Ачимовских отложений представлена сильнозаглинизированным песчаным телом общей мощностью 26 метров с неоднородной структурой, выраженной значительной расчленённостью пласта. Для упрощения моделирования процесса гидроразрыва пласт Ач-1 был разбит на два объекта, разделенных хорошо выраженным 2-метровым глинистым пропластком. Оба объекта характеризуются примерно одинаковыми механическими и фильтрационно-емкостными свойствами. Гидродинамические исследования (КВД) Перед закрытием скважины на КВД суточный дебит скважины составлял 15 м3/сут. Запись КВД проводилась в течение 6 дней, что позволило добиться полного восстановления пластового давления, а так же достичь максимального радиуса исследования, тем самым увеличив точность вычислений. Интерпрета7. After-Closure Analysis of Fracture Calibration Tests. K. G. Nolte, SPE, Dowell, J. L. Maniere, SPE, Dowell, and K. A. Owens, SPE, Texaco/Trinmar, SPE 38676, 1997. 8. G. R. Talley, K. G. Nolte et al, “Field Application of AfterClosure Analysis of Fracture Calibration Tests”, paper SPE 52220, 1999. Нефтегазовое Обозрение Информационный ГРП скв. № 5228 Нагнетательный тест Глубинный манометр был установлен на 11 метров выше верхних перфорационных отверстий на глубине 2942 м. Для проведения нагнетательного теста была использована продавочная жидкость с небольшой концентрацией полимера. Таким образом, общий объем закачанной в пласт жидкости глушения плотностью 1,01 составил 5 м3. Затем работа насосов была остановлена для наблюдения за снижением давления на устье до нуля. Был проведен анализ данных, полученных в процессе информационного ГРП. Давление разрыва пласта было с большой точностью определено на основании различных методик оценки минимального напряжения. Таким образом, минимальное напряжение и градиент гидроразрыва были определены равными 32173 кПа и 11,9 кПа/м соответственно. На рис. 9–11 представлен один из примеров определения давления закрытия/разрыва. Анализ последующих технологических закачек подтвердил правильность расчетов давления разрыва. С помощью программы Mini Fall Off Prototype были оценены: эффективность закачанного раствора, пластовое давление и гидропроводность пласта. В процессе фильтрации закачанной жидкости был отмечен псевдо-радиальный характер течения, но участок кривой, поддающийся анализу, был недостаточно продолжительный по причине превышения гидростатического давления над пластовым. Эффективность жидкости глушения была определена в районе 17%. Значение пластового давления 24855 кПа, оцененное по результатам нагнетательного теста, практически не отличается от полученного в результате независимо проведенного ГДИ (25000 кПа). Гидропроводность пласта была оценена достаточно высокой 267 md.m/cp. Калибрационный тест Обладая эффективностью 17%, жидкость глушения, заполняющая НКТ, может влиять на геометрию трещины, тем самым, на дальнейший анализ мини-ГРП. Поэтому после того, как скважинная жидкость была вытеснена реальной жидкостью разрыва, закачка была пре- Весна 2002 << P-Pres << f.dP/df << P-Pres (TC) << fdP/df (TC) Slope (TC) >> Slope >> 0,8 1000 0,6 T p = 0,1 100 Match der = 8259 kPa 0,4 P Cl = 32173 kPa 10 P res = 24855,2 kPa kh/mu = 267,08 md.m/cp 0,2 1000 1 1 10 100 f(t) = 1/Fl^2 Рис. 11. Анализ гидропроводности пласта. Скв. № 5228. кращена для того, чтобы позволить трещине закрыться. Затем был выполнен калибрационный тест с закачкой 15 м3 жидкости ГРП в пласт с расходом 2,5 м3/мин. Калибрационный тест дал четкое представление о характере распространения трещины. Характер падения давления отразил характерный для мощного пласта рост трещины в высоту, что, в свою очередь, позволило оценить разницу напряжений между глинистыми перемычками и собственно продуктивными пластами. Анализ кривой падения давления показал эффективность геля, равную 47% (рис. 12). Основной ГРП После завершения анализа данных, полученных в процессе информационного ГРП, был проведен окончательный расчет программы на основе уточненных параметров. Перед тем, как осуществить основную обработку, была закачана проппантная пачка с концентрацией 240 кг/м3 и массой 700 кг для того, чтобы очистить перфорационные отверстия, обеспечив хорошую сообщаемость между стволом скважины и трещиной, а также оценить ожидаемые сопротивления при прохождении проппанта через интервал перфорации. Работа по закачке 100269 кг проппанта 20/40 Боровичи была выполнена успешно, при этом объем 38000 5000 36000 4000 34000 Spurt % = 0 P* = 2267 m 3/4 = 1488 mGc = 1695; fc = 1,34 mGc.fc = 2267 efficiency = 0,47 32000 30000 3000 кПа кПа Забойное давление, кПа 3 Рис. 9. Пример определения давления закрытия/разрыва трещины. Скв. № 5228. Spurt % = 0 86 -6000 1 2 Время закрытия трещины, мин 36000 0,0 -5000 L1-E 38000 Давление 10000 -1000 Давление закрытия/разрыва 1,0 100000 kPa dP 36000 Производная Нагнетательный тест Mini Fall Off (MFO) Основным предназначением нагнетательного теста является анализ кривой падения давления с достижением радиального режима течения жидкости, который позволяет произвести оценку гидропроводности пласта, а также границы пластового давления. Помимо определения вышеуказанных параметров представляется возможным определение давления разрыва пласта, а так же коэффициента эффективности жидкости, нагнетаемой в пласт7, 8. ция полученных данных показала, что эффективная проницаемость по нефти составляет 0,33 миллиДарси, пластовое давление — 3626 psi (25000 кПа). Sqrt Shutin Falloff Plot Забойное давление, кПа Закачка мини-ГРП и запись давления продолжались два часа, после чего снова был проведен спуск геофизических приборов для регистрации изменений температуры. Отклонение кривой температуры после мини-ГРП относительно фоновой кривой дало представление о распространении трещины в пласте. Первоначально предполагалось, что разрыв произойдет по всему интервалу проявления Ачимовской толщи, трещина будет ограничена естественными барьерами в кровле и подошве пласта. Фактически же, после анализа термометрии было определено, что трещина инициировалась в отдельных интервалах, где, очевидно, градиент разрыва наименьший. Зная интервал распространения гидроразрыва, появилась возможность корректного определения фильтрационных характеристик закачиваемой жидкости, что, в свою очередь, позволило оптимизировать объем буферной жидкости с 34 м3 до 40 м3 на скважине № 5230 и возможно избежать преждевременного выпадения проппанта (стоп-эффекта). 2000 28000 1000 << Давление m_G >> GdP/dG- >> 26000 0 1 2 3 4 Функция G 5 6 7 8 Рис. 12. Анализ кривой падения давления после калибрационного теста. Скв. № 5228.2 87 0 L1-S L2-S Забойное давление, кПа 34000 -2000 32000 -3000 Давление [Rng. 3] Производная 30000 -4000 28000 L2-E 26000 0 Рассмотрение конкретного случая. Ярайнерское месторождение, скв. № 5228 Cкв. № 5228 была второй скважиной, обработанной ГРП на Ачимовском пласте после успешно проведенного ГРП на скв. № 303. Целью, поставленной «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», было создание полудлины трещины 100 метров с объемом проппанта 100 тонн. Обсадная колонна типоразмером 65/8 дюйма была перфорирована в условиях репрессии на пласт в интервале 2953–2979 м с использо- m_G >> GdP/dG >> 8000 34000 P* = 8770 m 3/4 = 5905 6000 mGc = 5330; fc = 1,65 32000 mGc.fc = 8770 efficiency = 0,17 4000 30000 28000 2000 26000 1,0 2,0 3,0 Функция G Рис. 10. Анализ кривой падения давления после нагнетательного теста. Скв. № 5228. ванием перфоратора ПК105M, с плотностью 20 отверстий на метр и с фазировкой 90°. Операция выполнялась в три стадии: 1. Гидродинамические исследования с записью КВД. 2. Проведение мини-ГРП с использованием записывающего глубинного манометра в интервале перфорации. 3. Основной ГРП с закачкой проппанта. Геофизический материал свидетельствует, что продуктивная толща Ачимовских отложений представлена сильнозаглинизированным песчаным телом общей мощностью 26 метров с неоднородной структурой, выраженной значительной расчленённостью пласта. Для упрощения моделирования процесса гидроразрыва пласт Ач-1 был разбит на два объекта, разделенных хорошо выраженным 2-метровым глинистым пропластком. Оба объекта характеризуются примерно одинаковыми механическими и фильтрационно-емкостными свойствами. Гидродинамические исследования (КВД) Перед закрытием скважины на КВД суточный дебит скважины составлял 15 м3/сут. Запись КВД проводилась в течение 6 дней, что позволило добиться полного восстановления пластового давления, а так же достичь максимального радиуса исследования, тем самым увеличив точность вычислений. Интерпрета7. After-Closure Analysis of Fracture Calibration Tests. K. G. Nolte, SPE, Dowell, J. L. Maniere, SPE, Dowell, and K. A. Owens, SPE, Texaco/Trinmar, SPE 38676, 1997. 8. G. R. Talley, K. G. Nolte et al, “Field Application of AfterClosure Analysis of Fracture Calibration Tests”, paper SPE 52220, 1999. Нефтегазовое Обозрение Информационный ГРП скв. № 5228 Нагнетательный тест Глубинный манометр был установлен на 11 метров выше верхних перфорационных отверстий на глубине 2942 м. Для проведения нагнетательного теста была использована продавочная жидкость с небольшой концентрацией полимера. Таким образом, общий объем закачанной в пласт жидкости глушения плотностью 1,01 составил 5 м3. Затем работа насосов была остановлена для наблюдения за снижением давления на устье до нуля. Был проведен анализ данных, полученных в процессе информационного ГРП. Давление разрыва пласта было с большой точностью определено на основании различных методик оценки минимального напряжения. Таким образом, минимальное напряжение и градиент гидроразрыва были определены равными 32173 кПа и 11,9 кПа/м соответственно. На рис. 9–11 представлен один из примеров определения давления закрытия/разрыва. Анализ последующих технологических закачек подтвердил правильность расчетов давления разрыва. С помощью программы Mini Fall Off Prototype были оценены: эффективность закачанного раствора, пластовое давление и гидропроводность пласта. В процессе фильтрации закачанной жидкости был отмечен псевдо-радиальный характер течения, но участок кривой, поддающийся анализу, был недостаточно продолжительный по причине превышения гидростатического давления над пластовым. Эффективность жидкости глушения была определена в районе 17%. Значение пластового давления 24855 кПа, оцененное по результатам нагнетательного теста, практически не отличается от полученного в результате независимо проведенного ГДИ (25000 кПа). Гидропроводность пласта была оценена достаточно высокой 267 md.m/cp. Калибрационный тест Обладая эффективностью 17%, жидкость глушения, заполняющая НКТ, может влиять на геометрию трещины, тем самым, на дальнейший анализ мини-ГРП. Поэтому после того, как скважинная жидкость была вытеснена реальной жидкостью разрыва, закачка была пре- Весна 2002 << P-Pres << f.dP/df << P-Pres (TC) << fdP/df (TC) Slope (TC) >> Slope >> 0,8 1000 0,6 T p = 0,1 100 Match der = 8259 kPa 0,4 P Cl = 32173 kPa 10 P res = 24855,2 kPa kh/mu = 267,08 md.m/cp 0,2 1000 1 1 10 100 f(t) = 1/Fl^2 Рис. 11. Анализ гидропроводности пласта. Скв. № 5228. кращена для того, чтобы позволить трещине закрыться. Затем был выполнен калибрационный тест с закачкой 15 м3 жидкости ГРП в пласт с расходом 2,5 м3/мин. Калибрационный тест дал четкое представление о характере распространения трещины. Характер падения давления отразил характерный для мощного пласта рост трещины в высоту, что, в свою очередь, позволило оценить разницу напряжений между глинистыми перемычками и собственно продуктивными пластами. Анализ кривой падения давления показал эффективность геля, равную 47% (рис. 12). Основной ГРП После завершения анализа данных, полученных в процессе информационного ГРП, был проведен окончательный расчет программы на основе уточненных параметров. Перед тем, как осуществить основную обработку, была закачана проппантная пачка с концентрацией 240 кг/м3 и массой 700 кг для того, чтобы очистить перфорационные отверстия, обеспечив хорошую сообщаемость между стволом скважины и трещиной, а также оценить ожидаемые сопротивления при прохождении проппанта через интервал перфорации. Работа по закачке 100269 кг проппанта 20/40 Боровичи была выполнена успешно, при этом объем 38000 5000 36000 4000 34000 Spurt % = 0 P* = 2267 m 3/4 = 1488 mGc = 1695; fc = 1,34 mGc.fc = 2267 efficiency = 0,47 32000 30000 3000 кПа кПа Забойное давление, кПа 3 Рис. 9. Пример определения давления закрытия/разрыва трещины. Скв. № 5228. Spurt % = 0 86 -6000 1 2 Время закрытия трещины, мин 36000 0,0 -5000 L1-E 38000 Давление 10000 -1000 Давление закрытия/разрыва 1,0 100000 kPa dP 36000 Производная Нагнетательный тест Mini Fall Off (MFO) Основным предназначением нагнетательного теста является анализ кривой падения давления с достижением радиального режима течения жидкости, который позволяет произвести оценку гидропроводности пласта, а также границы пластового давления. Помимо определения вышеуказанных параметров представляется возможным определение давления разрыва пласта, а так же коэффициента эффективности жидкости, нагнетаемой в пласт7, 8. ция полученных данных показала, что эффективная проницаемость по нефти составляет 0,33 миллиДарси, пластовое давление — 3626 psi (25000 кПа). Sqrt Shutin Falloff Plot Забойное давление, кПа Закачка мини-ГРП и запись давления продолжались два часа, после чего снова был проведен спуск геофизических приборов для регистрации изменений температуры. Отклонение кривой температуры после мини-ГРП относительно фоновой кривой дало представление о распространении трещины в пласте. Первоначально предполагалось, что разрыв произойдет по всему интервалу проявления Ачимовской толщи, трещина будет ограничена естественными барьерами в кровле и подошве пласта. Фактически же, после анализа термометрии было определено, что трещина инициировалась в отдельных интервалах, где, очевидно, градиент разрыва наименьший. Зная интервал распространения гидроразрыва, появилась возможность корректного определения фильтрационных характеристик закачиваемой жидкости, что, в свою очередь, позволило оптимизировать объем буферной жидкости с 34 м3 до 40 м3 на скважине № 5230 и возможно избежать преждевременного выпадения проппанта (стоп-эффекта). 2000 28000 1000 << Давление m_G >> GdP/dG- >> 26000 0 1 2 3 4 Функция G 5 6 7 8 Рис. 12. Анализ кривой падения давления после калибрационного теста. Скв. № 5228.2 87 104 м Ширина трещины у скважины 10 мм Средняя ширина трещины 8 мм Гидравлическая полудлина трещины 104 м Высота трещины в конце закачки 39,4 м Эффективное давление в конце работы 98 бар 0,58 Эффективная проводимость трещины 1321 мД · м 700 1400 1300 Давление в линии (атм) Давление в затрубье (атм) Расход смеси (м3/мин) Концентрация проппанта (кг/м3) Концентрация проппанта на забое (кг/м3) 500 1200 1100 1000 900 400 800 700 600 300 500 200 400 300 100 200 100 0 0 8 2 6,6 0,0 10 ,35 10 ,68 93 ,02 86 ,35 80 ,68 73 ,02 66 ,35 60 ,68 53 ,02 46 ,35 40 ,68 33 ,02 26 20 8 ,35 13 1 6,6 0,0 Время Рис. 13. Индикаторная диаграмма параметров закачки. Скв. № 5228, куст 28. Обработка ГРП проведена 01.04.2001, всего проппанта — 100269 кг, всего смеси — 247 м3. 50000 4 9 3 2 35000 Скорость закачки 40000 6 5 4 3 1 Калибровка эффективного давления 30000 2 Pc 1 1100 1000 900 800 700 200 600 500 400 100 300 200 Концентрация проппанта (кг/м3) Концентрация проппанта на забое (кг/м3) 100 0 0 :03 3 2:2 :43 :49 15 :4 15 :03 :23 :35 15 :29 15 :43 :22 15 :03 :23 :15 15 :09 15 :43 :02 15 :03 :55 14 9. Michael C. Vincent et al, “Non Darcy and Multiphase Flow in Propped Fractures: Case Studies Illustrate the Dramatic Effect on Well Productivity”, paper SPE 54630, 1999. 10. Glenn S. and Liang Jin, Stim-Lab Inc. “The Development of Laboratory Correlations Showing the Impact of Multiphase Flow, Fluid, and Proppant Selection Upon Gas Well Productivity”. Нефтегазовое Обозрение 1200 300 :23 Рис. 14. Калибровка проектных параметров с реальными данными. Скв. № 5228, куст 28. Калибровка давления 03.28.2001. 1300 :49 14 80 жинах №№ 5230 и 5222. Результаты анализа проведенных ГРП также подтвердили достижение планируемых параметров: полудлина трещины более 100 м, проводимость более 1000 мд.м, объем проппанта не менее 100 тонн. Скважина № 5222 была последней в серии супер-ГРП на Ярайнерском месторождении. При проектировании гидроразрыва был учтен опыт предыдущих трёх ГРП, что позволило нам добиться наилучших результатов. Так, прирост эффективного давления в конце закачки составил 86 бар по сравнению с остановочным давлением после мини-ГРП. Правильность выбранной технологии проектирования ГРП была так же подтверждена и результатами работы скважин (рис. 16). Давление в линии (атм) Давление в затрубье (атм) Расход смеси (м3/мин) :42 70 оборот, ведёт к существенному снижению проводимости трещины, упакованной проппантом9, 10. Изначально, при проектировании ГРП на Ачимовских пластах, мы искали пути максимального увеличения проводимости трещины, в то же самое время добиваясь необходимой длины. Также следует отметить, что мы добились равномерного распределения пропанта по всей длине трещины, при этом как максимальная ширина трещины, так и максимальное количество проппанта на единицу площади были достигнуты в призабойной зоне, что является критическим моментом при проведении ГРП. Хотелось бы отметить, что помимо уже упомянутых скважин №№ 303 и 5228, ГРП были успешно проведены и на двух последующих сква- 400 :43 60 Индикаторная диаграмма, представленная на рис. 15, отражает драматическое влияние многофазового потока на проводимость трещины и безразмерную проводимость (нефтяная скв. 20/40 проппант с концентрацией 4 фунта/фут2, 3160 psi (215 Атм), SPE 54630). До недавних пор данному явлению не уделялось должного внимания при проектировании ГРП. Так, считалось, что при проведении ГРП на низкопроницаемых коллекторах нет необходимости создавать широкие и, следовательно, высокопроводимые трещины. Но недавно проведенные исследования в этой области как нефтяными компаниями, так и производителями расклинивающих агентов и проппантов, доказали, что даже незначительное присутствие какой-либо из фаз, будь то вода в нефти, либо газ и на- 14 40 50 Время закачки, мин С учетом многофазового потока Рис. 15. Влияние многофазового потока. :35 30 Без учета многофазового потока 4 20 0,1 1 14 10 1 10 8:2 0 0 100 4:1 0 25000 88 7 Концентрация проппанта 8 45000 Забойное давление 10 10 Концентрация проппанта (кг/м3) Заб. давление (расчитанное), kPa Заб. давление (симулированное), kPa Скорость закачки, m3/min Концентрация проппанта, PPA Концентрация проппанта (кг/м3) Давление (атм), Расход (м3/мин / 100) 600 1000 44,2 Калибровка проектных значений с реальными данными Оценка окончательных параметров трещины проводилась путем калибровки так называемого эффективного давления, созданного в конце закачки (перепад давления в трещине) (рис. 14). Как и ожидалось, проектные параметры трещины после мини-ГРП и полученные в процессе калибровки после основной работы оказались очень близки. Мгновенное давление остановки (ISIP) после проведения основного ГРП составило 41543 кПа, что на 5751 кПа больше, чем давление остановки после калибрационного теста. Это свидетельствует о хорошей упаковке трещины проппантом. Одной из характеристик качества упаковки трещины, а также определения достижения TSO является коэффициент упаковки, выражающийся отношением эффективного давления, созданного после мини-ГРП, к эффективному давлению после основной работы. В нашем случае это значение равно 2,7, что еще раз подтверждает, что цель эффективной упаковки трещины была достигнута. Окончательные выводы по основным характеристикам гидроразрыва, полученным от закачки 100265 кг проппанта, представлены в таблице 4. Как видно из представленного на рис. 14 графика, проектные параметры трещины были достигнуты. Значение безразмерной эффективности 44,2 выглядит слишком высоким (оптимальное значение в пределах 2–4), но это то, чего мы и добивались. Как было упомянуто выше, эксплуатация ведётся в условиях, когда забойное давление намного ниже давления насыщения, что, в свою очередь, ведёт к образованию многофазового потока нефть/газ плюс незначительное количество воды, таким образом снижая эффективную проводимость проппантной пачки примерно до 10 раз. 100 10000 Давление (атм); Расход (м3/мин / 100) Эффективная безразмерная проводимость буферной жидкости составил 36 м3, скорость закачки — 3,2 м3/мин, максимальная концентрация проппанта — 1080 м3/сут. Время закачки составило 74 минуты без учета стадии закачки проппантной пачки. На рис. 13 представлена индикаторная диаграмма, отражающая процесс ГРП, в виде графического изображения ключевых параметров операции: поверхностное давление, скорость закачки, концентрация проппанта и т. д. Fcd Эффективность жидкости разрыва Таблица 4. Окончательные выводы по основным характеристикам гидроразрыва. Проводимость, мД.м Полудлина трещины Время Рис. 16. Запись работы. Скв. № 5222, куст 15. Обработка ГРП проведена 06.08.2001, всего проппанта — 106826 кг, всего смеси — 280,2 м3. Весна 2002 89 104 м Ширина трещины у скважины 10 мм Средняя ширина трещины 8 мм Гидравлическая полудлина трещины 104 м Высота трещины в конце закачки 39,4 м Эффективное давление в конце работы 98 бар 0,58 Эффективная проводимость трещины 1321 мД · м 700 1400 1300 Давление в линии (атм) Давление в затрубье (атм) Расход смеси (м3/мин) Концентрация проппанта (кг/м3) Концентрация проппанта на забое (кг/м3) 500 1200 1100 1000 900 400 800 700 600 300 500 200 400 300 100 200 100 0 0 8 2 6,6 0,0 10 ,35 10 ,68 93 ,02 86 ,35 80 ,68 73 ,02 66 ,35 60 ,68 53 ,02 46 ,35 40 ,68 33 ,02 26 20 8 ,35 13 1 6,6 0,0 Время Рис. 13. Индикаторная диаграмма параметров закачки. Скв. № 5228, куст 28. Обработка ГРП проведена 01.04.2001, всего проппанта — 100269 кг, всего смеси — 247 м3. 50000 4 9 3 2 35000 Скорость закачки 40000 6 5 4 3 1 Калибровка эффективного давления 30000 2 Pc 1 1100 1000 900 800 700 200 600 500 400 100 300 200 Концентрация проппанта (кг/м3) Концентрация проппанта на забое (кг/м3) 100 0 0 :03 3 2:2 :43 :49 15 :4 15 :03 :23 :35 15 :29 15 :43 :22 15 :03 :23 :15 15 :09 15 :43 :02 15 :03 :55 14 9. Michael C. Vincent et al, “Non Darcy and Multiphase Flow in Propped Fractures: Case Studies Illustrate the Dramatic Effect on Well Productivity”, paper SPE 54630, 1999. 10. Glenn S. and Liang Jin, Stim-Lab Inc. “The Development of Laboratory Correlations Showing the Impact of Multiphase Flow, Fluid, and Proppant Selection Upon Gas Well Productivity”. Нефтегазовое Обозрение 1200 300 :23 Рис. 14. Калибровка проектных параметров с реальными данными. Скв. № 5228, куст 28. Калибровка давления 03.28.2001. 1300 :49 14 80 жинах №№ 5230 и 5222. Результаты анализа проведенных ГРП также подтвердили достижение планируемых параметров: полудлина трещины более 100 м, проводимость более 1000 мд.м, объем проппанта не менее 100 тонн. Скважина № 5222 была последней в серии супер-ГРП на Ярайнерском месторождении. При проектировании гидроразрыва был учтен опыт предыдущих трёх ГРП, что позволило нам добиться наилучших результатов. Так, прирост эффективного давления в конце закачки составил 86 бар по сравнению с остановочным давлением после мини-ГРП. Правильность выбранной технологии проектирования ГРП была так же подтверждена и результатами работы скважин (рис. 16). Давление в линии (атм) Давление в затрубье (атм) Расход смеси (м3/мин) :42 70 оборот, ведёт к существенному снижению проводимости трещины, упакованной проппантом9, 10. Изначально, при проектировании ГРП на Ачимовских пластах, мы искали пути максимального увеличения проводимости трещины, в то же самое время добиваясь необходимой длины. Также следует отметить, что мы добились равномерного распределения пропанта по всей длине трещины, при этом как максимальная ширина трещины, так и максимальное количество проппанта на единицу площади были достигнуты в призабойной зоне, что является критическим моментом при проведении ГРП. Хотелось бы отметить, что помимо уже упомянутых скважин №№ 303 и 5228, ГРП были успешно проведены и на двух последующих сква- 400 :43 60 Индикаторная диаграмма, представленная на рис. 15, отражает драматическое влияние многофазового потока на проводимость трещины и безразмерную проводимость (нефтяная скв. 20/40 проппант с концентрацией 4 фунта/фут2, 3160 psi (215 Атм), SPE 54630). До недавних пор данному явлению не уделялось должного внимания при проектировании ГРП. Так, считалось, что при проведении ГРП на низкопроницаемых коллекторах нет необходимости создавать широкие и, следовательно, высокопроводимые трещины. Но недавно проведенные исследования в этой области как нефтяными компаниями, так и производителями расклинивающих агентов и проппантов, доказали, что даже незначительное присутствие какой-либо из фаз, будь то вода в нефти, либо газ и на- 14 40 50 Время закачки, мин С учетом многофазового потока Рис. 15. Влияние многофазового потока. :35 30 Без учета многофазового потока 4 20 0,1 1 14 10 1 10 8:2 0 0 100 4:1 0 25000 88 7 Концентрация проппанта 8 45000 Забойное давление 10 10 Концентрация проппанта (кг/м3) Заб. давление (расчитанное), kPa Заб. давление (симулированное), kPa Скорость закачки, m3/min Концентрация проппанта, PPA Концентрация проппанта (кг/м3) Давление (атм), Расход (м3/мин / 100) 600 1000 44,2 Калибровка проектных значений с реальными данными Оценка окончательных параметров трещины проводилась путем калибровки так называемого эффективного давления, созданного в конце закачки (перепад давления в трещине) (рис. 14). Как и ожидалось, проектные параметры трещины после мини-ГРП и полученные в процессе калибровки после основной работы оказались очень близки. Мгновенное давление остановки (ISIP) после проведения основного ГРП составило 41543 кПа, что на 5751 кПа больше, чем давление остановки после калибрационного теста. Это свидетельствует о хорошей упаковке трещины проппантом. Одной из характеристик качества упаковки трещины, а также определения достижения TSO является коэффициент упаковки, выражающийся отношением эффективного давления, созданного после мини-ГРП, к эффективному давлению после основной работы. В нашем случае это значение равно 2,7, что еще раз подтверждает, что цель эффективной упаковки трещины была достигнута. Окончательные выводы по основным характеристикам гидроразрыва, полученным от закачки 100265 кг проппанта, представлены в таблице 4. Как видно из представленного на рис. 14 графика, проектные параметры трещины были достигнуты. Значение безразмерной эффективности 44,2 выглядит слишком высоким (оптимальное значение в пределах 2–4), но это то, чего мы и добивались. Как было упомянуто выше, эксплуатация ведётся в условиях, когда забойное давление намного ниже давления насыщения, что, в свою очередь, ведёт к образованию многофазового потока нефть/газ плюс незначительное количество воды, таким образом снижая эффективную проводимость проппантной пачки примерно до 10 раз. 100 10000 Давление (атм); Расход (м3/мин / 100) Эффективная безразмерная проводимость буферной жидкости составил 36 м3, скорость закачки — 3,2 м3/мин, максимальная концентрация проппанта — 1080 м3/сут. Время закачки составило 74 минуты без учета стадии закачки проппантной пачки. На рис. 13 представлена индикаторная диаграмма, отражающая процесс ГРП, в виде графического изображения ключевых параметров операции: поверхностное давление, скорость закачки, концентрация проппанта и т. д. Fcd Эффективность жидкости разрыва Таблица 4. Окончательные выводы по основным характеристикам гидроразрыва. Проводимость, мД.м Полудлина трещины Время Рис. 16. Запись работы. Скв. № 5222, куст 15. Обработка ГРП проведена 06.08.2001, всего проппанта — 106826 кг, всего смеси — 280,2 м3. Весна 2002 89 50 20 10 3 10 10 1 0 Се 2 2 т-0 Ок нт т-0 -0 1 1 1 1 Ав г-0 -0 1 -0 нь Ию Ию -0 ай М ль 1 01 1 М Время Рис. 17. Уровень добычи до и после обработки ГРП. Скв. № 303. Рис. 18. Уровень добычи до и после обработки ГРП. Скв. № 5230. плуатация скважины № 303 (рис. 17) представляется более показательной, так как добыча на скважине после обработки ГРП ведется более года, следовательно, в стабильном режиме эксплуатации (рис. 18). Было бы неправильным оставить без внимания некоторые отрицательные моменты в работе скважин №№ 5228 и 5222 после проведения на них ГРП. Так, по скважине №5228 был получен превосходный первоначальный результат, что выразилось в дебите по нефти до 253 м3/сут при незначительной депрессии на пласт. Со временем, через месяц произошел значительный спад производительности, при этом были отмечены большие газовые проявления. Данный феномен не был до конца изучен, но предварительный анализ работы скважины позволил предположить, что снижение происходит за счет пересыпания интервала перфорации, либо по причине прорыва трещины в газовую шапку залежи, либо их комбинации (рис. 19). При проектировании ГРП на скважине № 5222 принимался во внимание тот факт, что подошвенная заглинизированная часть зале- Нефтегазовое Обозрение 70 180 167 Средний дебит нефти; Обводненность м3/сут 60 141 131 Средний дебит, Забойное давление, атм Обводненность 137 50 160 140 120 111 107 40 91 100 88 90 80 30 22 24 53 20 60 14 9 10 6 8 9 14 14 11 11 40 20 5 0 ай -0 1 Ию нь -0 1 Ию ль -0 1 Ав г-0 1 Се нт -0 1 Ок т-0 1 Но яб -0 1 Де к-0 1 Ян в-0 2 Фе вр -0 2 М ар т-0 2 М -0 1 0 ар т М 120 100 Забойное давление Проблема была решена путем реконструкции как фонтанной арматуры скважины, так и непосредственно обвязки устья скважины, а также установки керамических штуцеров, что позволило стабилизировать дебит скважины в начальный период около 145 м3/сут. при давлении на устье скважины до 150 атм. Значительный вынос проппанта может быть объяснен как большим дебитом в первые дни отработки скважины, так и тем, что данное проявление было предсказуемым ввиду большого объема проппанта, закачанного в пласт. Теоретически, обратному выносу подвержено до 10% от закачанной массы проппанта, по причине частичного разрушения проппанта, нестабильности проппантной пачки, а также остаточной вязкости геля. Эффективно решить проблему выноса проппанта после ГРП помогла технология РropNET, значительно снизившая обратный вынос расклинивающего агента. Также был рекомендован режим ступенчатого вывода скважины на режим с начальным ограниченным дебитом до 70 м3/сут. История эксплуатации скважин №№ 5228, 5230, 5222 после ГРП невелика, поэтому экс- 10 6 4 4 3 0 Ок Но т-00 яб Де -00 кЯн 00 Фе в-01 в М р-01 ар т Ап -01 рМ 01 а Ию й-01 н Ию ь-0 ль 1 Ав 01 Се г-01 нт Ок 01 Но т-01 яб Де -01 к Ян -01 в Фе -02 в М р-02 ар т-0 2 ар т Ап -00 рМ 00 а Ию й-0 н 0 Ию ь-0 ль 0 -0 0 М 12 40 0 Время 90 12 20 0 Анализ эксплуатации скважин после ГРП После обработки ГРП две скважины № 303 и № 5228 были введены в эксплуатацию после непродолжительного свабирования, скважины № 5230 и 5222 были закончены путем освоения азотированием через ГНКТ, последний метод оказался самым эффективным и быстрым. Все скважины работают в режиме естественного фонтанирования с установленными штуцерами 8–10 мм. Начальный уровень добычи жидкости (нефть, газ, вода) у всех скважин был, как правило, очень высокий, достигая порой 450 м3/сут. Имея недостаточный опыт эксплуатации скважин после больших ГРП, «СибнефтьНоябрьскнефтегаз» столкнулась с проблемой разрушения фонтанной арматуры и наземной обвязки скважины. Износ оборудования происходил из-за высокого начального дебита скважины, что приводило к выносу не только проппанта, но и твердых механических примесей горной породы, которые воздействовали на фонтанную арматуру и манифольды как абразивный материал. 20 14 14 -0 6 60 ар 17 16 18 18 М 19 19 30 26 70 2 19 19 80 вр 16 16 30 79 Фе 19 17 79 т-0 4 18 21 13 12 40 20 50 48 23 100 р- 56 30 40 Ап 51 90 120 ар 60 23 25 40 1 25 66 100 89 50 128 в-0 До ГРП 105 143 Ян 100 140 150 1 124 111 109 60 160 Средний дебит, Забойное давление, атм Обводненность к-0 118 116 165 м3/сут Обводненность После ГРП 131 169 160 -0 132 120 80 180 60 141 140 179 176 Де 147 198 179 яб 152 70 200 Но 160 Средний дебит, м3/сут Забойное давление, атм Обводненность Обводненность Средний дебит нефти; Забойное давление 70 185 169 161 Средний дебит нефти; Забойное давление 186 180 Время Рис. 19. Уровень добычи до и после обработки ГРП. Скв. № 5228. Весна 2002 91 50 20 10 3 10 10 1 0 Се 2 2 т-0 Ок нт т-0 -0 1 1 1 1 Ав г-0 -0 1 -0 нь Ию Ию -0 ай М ль 1 01 1 М Время Рис. 17. Уровень добычи до и после обработки ГРП. Скв. № 303. Рис. 18. Уровень добычи до и после обработки ГРП. Скв. № 5230. плуатация скважины № 303 (рис. 17) представляется более показательной, так как добыча на скважине после обработки ГРП ведется более года, следовательно, в стабильном режиме эксплуатации (рис. 18). Было бы неправильным оставить без внимания некоторые отрицательные моменты в работе скважин №№ 5228 и 5222 после проведения на них ГРП. Так, по скважине №5228 был получен превосходный первоначальный результат, что выразилось в дебите по нефти до 253 м3/сут при незначительной депрессии на пласт. Со временем, через месяц произошел значительный спад производительности, при этом были отмечены большие газовые проявления. Данный феномен не был до конца изучен, но предварительный анализ работы скважины позволил предположить, что снижение происходит за счет пересыпания интервала перфорации, либо по причине прорыва трещины в газовую шапку залежи, либо их комбинации (рис. 19). При проектировании ГРП на скважине № 5222 принимался во внимание тот факт, что подошвенная заглинизированная часть зале- Нефтегазовое Обозрение 70 180 167 Средний дебит нефти; Обводненность м3/сут 60 141 131 Средний дебит, Забойное давление, атм Обводненность 137 50 160 140 120 111 107 40 91 100 88 90 80 30 22 24 53 20 60 14 9 10 6 8 9 14 14 11 11 40 20 5 0 ай -0 1 Ию нь -0 1 Ию ль -0 1 Ав г-0 1 Се нт -0 1 Ок т-0 1 Но яб -0 1 Де к-0 1 Ян в-0 2 Фе вр -0 2 М ар т-0 2 М -0 1 0 ар т М 120 100 Забойное давление Проблема была решена путем реконструкции как фонтанной арматуры скважины, так и непосредственно обвязки устья скважины, а также установки керамических штуцеров, что позволило стабилизировать дебит скважины в начальный период около 145 м3/сут. при давлении на устье скважины до 150 атм. Значительный вынос проппанта может быть объяснен как большим дебитом в первые дни отработки скважины, так и тем, что данное проявление было предсказуемым ввиду большого объема проппанта, закачанного в пласт. Теоретически, обратному выносу подвержено до 10% от закачанной массы проппанта, по причине частичного разрушения проппанта, нестабильности проппантной пачки, а также остаточной вязкости геля. Эффективно решить проблему выноса проппанта после ГРП помогла технология РropNET, значительно снизившая обратный вынос расклинивающего агента. Также был рекомендован режим ступенчатого вывода скважины на режим с начальным ограниченным дебитом до 70 м3/сут. История эксплуатации скважин №№ 5228, 5230, 5222 после ГРП невелика, поэтому экс- 10 6 4 4 3 0 Ок Но т-00 яб Де -00 кЯн 00 Фе в-01 в М р-01 ар т Ап -01 рМ 01 а Ию й-01 н Ию ь-0 ль 1 Ав 01 Се г-01 нт Ок 01 Но т-01 яб Де -01 к Ян -01 в Фе -02 в М р-02 ар т-0 2 ар т Ап -00 рМ 00 а Ию й-0 н 0 Ию ь-0 ль 0 -0 0 М 12 40 0 Время 90 12 20 0 Анализ эксплуатации скважин после ГРП После обработки ГРП две скважины № 303 и № 5228 были введены в эксплуатацию после непродолжительного свабирования, скважины № 5230 и 5222 были закончены путем освоения азотированием через ГНКТ, последний метод оказался самым эффективным и быстрым. Все скважины работают в режиме естественного фонтанирования с установленными штуцерами 8–10 мм. Начальный уровень добычи жидкости (нефть, газ, вода) у всех скважин был, как правило, очень высокий, достигая порой 450 м3/сут. Имея недостаточный опыт эксплуатации скважин после больших ГРП, «СибнефтьНоябрьскнефтегаз» столкнулась с проблемой разрушения фонтанной арматуры и наземной обвязки скважины. Износ оборудования происходил из-за высокого начального дебита скважины, что приводило к выносу не только проппанта, но и твердых механических примесей горной породы, которые воздействовали на фонтанную арматуру и манифольды как абразивный материал. 20 14 14 -0 6 60 ар 17 16 18 18 М 19 19 30 26 70 2 19 19 80 вр 16 16 30 79 Фе 19 17 79 т-0 4 18 21 13 12 40 20 50 48 23 100 р- 56 30 40 Ап 51 90 120 ар 60 23 25 40 1 25 66 100 89 50 128 в-0 До ГРП 105 143 Ян 100 140 150 1 124 111 109 60 160 Средний дебит, Забойное давление, атм Обводненность к-0 118 116 165 м3/сут Обводненность После ГРП 131 169 160 -0 132 120 80 180 60 141 140 179 176 Де 147 198 179 яб 152 70 200 Но 160 Средний дебит, м3/сут Забойное давление, атм Обводненность Обводненность Средний дебит нефти; Забойное давление 70 185 169 161 Средний дебит нефти; Забойное давление 186 180 Время Рис. 19. Уровень добычи до и после обработки ГРП. Скв. № 5228. Весна 2002 91 Средний дебит, м3/сут Забойное давление, атм Обводненность 167 160 150 137 140 120 109 102 95 100 94 91 100 80 60 58 51 50 45 40 61 60 44 40 Обводненность Средний дебит нефти; Забойное давление 180 60 Накопленное движение денежной наличности 200 187 Движение денежной наличности, $ 200 50 40 13 20 4 2 2 ар т-0 -0 М вр Фе в-0 2 1 Ян 1 к-0 Де -0 яб Но т-0 1 1 Ок -0 нт 1 г-0 Ав Се 1 -0 1 -0 ль Ию нь Ию Без ГРП Время, месяцы Время Рис. 20. Уровень добычи до и после обработки ГРП. Скв. № 5222. жи является нефтеводонасыщенной, следовательно, обводненность скважинной продукции ожидалась в районе 40–50%. Фактическая эксплуатация скважины в первые месяцы работы после ГРП подтвердила прогнозный процент воды в пределах 35–40, при этом дебит по нефти колебался в районе 35–40 т/сут. На декабрь 2001 г. процент обводнённости вырос до 61. Тенденция роста доли воды в продукции скважины может быть объяснена подтягиванием водонефтяного контакта (рис. 20). Коэффициент продуктивности скважин после ГРП в среднем вырос в десять раз с 0,1 м3/сут/атм до 1 м3/сут/атм. Существенный прирост продуктивности скважин после ГРП произошел за счет комплекса факторов, таких как увеличение эффективного радиуса скважины, вовлечение в разработку всей нефтенасыщенной мощности пласта, глубокое проникновение в пласт, что позволило приобщить к эксплуатации максимальное количество продуктивных пропластков и удаленных, гидродинамически изолированных, объектов залежи, которые не вырабатываются без ГРП. 92 Сравнительный экспресс-анализ периода окупаемости после 100-тонного ГРП Упрощенное экономическое обоснование применения 100-тонного ГРП может быть продемонстрировано на примере скважины № 303. Анализ проведен не столько для того, чтобы оценить количественно, сколько для того, чтобы показать качественную оценку применения супер-ГРП. Хотя капитальные затраты на проведение супер-ГРП значительные, так со стоимостью бурения скважины это составляет около 700 тыс. $, период окупаемости достаточно недолог — 5–6 месяцев. И это несомненно лучший результат, чем отсутствие окупаемости после почти двух лет эксплуатации, при этом для случая «без ГРП» делалось допущение, что производительность скважины будет неизменной на протяжении последующих месяцев и равной остановочным параметрам работы скважины — 15 т/сут. Рис. 21 графически отображает движение денежной наличности для обоих случаев. 100 тонн ГРП Ян Фе в-0 в 0 М р-0 ар 0 т Ап -00 р М -00 Июай-0 н 0 Ию ь-0 ль 0 Ав -00 Се г-00 нт Ок -00 Но т-00 яб Де -00 к Я -00 Фенв-0 в 1 М р-0 ар 1 т Ап -01 М р-01 а Ию й-0 1 Июнь-0 ль 1 Ав -01 Се г-01 нт Ок -01 Но т-0 яб 1 Де -01 к Ян -01 Фе в-02 М вр-0 ар 2 т Ап -02 р М -02 ай -0 2 0 0 1 100 000 1 000 000 900 000 800 000 700 000 600 000 500 000 400 000 300 000 200 000 100 000 0 (100 000) (200 000) (300 000) (400 000) (500 000) Рис. 21. Период окупаемости. Совершенствование процесса В соответствии с планами «СибнефтьНоябрьскнефтегаз» в отношении производства супер-ГРП планируются дополнительные объёмы работ на проведение аналогичного рода операций не только на скважинах Ярайнерского месторождения, но и на месторождениях со схожими геолого-физическими характеристиками, таких как Вынгапуровское, Вынгаяхинское и Приобское. Представляется целесообразным проведение всестороннего анализа, включающего ГДИ и информационный ГРП, в случае применения технологии супер-ГРП на вышеуказанных месторождениях. В целях повышения качества и оптимизации последующих обработок предлагается предпринять следующие шаги. • Использование жидкости разрыва, которая загрязняет трещину в меньшей степени, такая как YF-130HTD. Это позволит увеличить остаточную проницаемость проппантной пачки и таким образом увеличить проводимость трещины. Нефтегазовое Обозрение • Использовать проппант большего размера 16/30–12/20, что позволит увеличить проводимость трещины более, чем на 60%. • Рекомендуется в целях получения более качественной оценки фильтрационно-емкостных свойств обрабатываемых объектов проведение полного комплекса промыслового каротажа (PLT). • Процедура освоения скважины после ГРП должна проводиться без предварительного глушения, так как ведет к загрязнению проппантной пачки. Применение ГНКТ (гибкие НКТ) для очистки ствола скважины от проппанта и нестабильного проппанта в трещине, а также для разгрузки скважины являются на сегодняшний день самым эффективным способом освоения после ГРП. • В эксплуатационных целях рекомендуется оставлять пакер в скважине после обработки. Весна 2002 Выводы Всесторонний анализ супер-ГРП, проведенный специалистами компании Шлюмберже совместно с «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», подтвердил на практике, что большеобъемные глубокопроникающие ГРП на коллекторах Ачимовской свиты являются на сегодняшний день самым эффективным методом не только интенсификации притока, но и ключевым элементом разработки месторождения. В течение почти тридцати лет ведется интенсивное освоение углеводородных ресурсов Западной Сибири. К сегодняшнему дню все без исключения нефтяные компании достигли того порога, когда месторождения с «легкой нефтью», требующие минимум капитальных вложений, находятся на последней стадии разработки, падающей добычи. В то же самое время гигантские запасы углеводородов сосредоточены в низкопроницаемых коллекторах, либо обладают такими геолого-физическими свойствами, которые делают разработку данных залежей традиционными методами неэффективной. Распространение технологии большеобъемных ГРП на месторождениях Западной Сибири позволит сделать рентабельной разработку углеводородных залежей, аналогичных Ачимовским, ранее считавшихся неперспективными. 93 Средний дебит, м3/сут Забойное давление, атм Обводненность 167 160 150 137 140 120 109 102 95 100 94 91 100 80 60 58 51 50 45 40 61 60 44 40 Обводненность Средний дебит нефти; Забойное давление 180 60 Накопленное движение денежной наличности 200 187 Движение денежной наличности, $ 200 50 40 13 20 4 2 2 ар т-0 -0 М вр Фе в-0 2 1 Ян 1 к-0 Де -0 яб Но т-0 1 1 Ок -0 нт 1 г-0 Ав Се 1 -0 1 -0 ль Ию нь Ию Без ГРП Время, месяцы Время Рис. 20. Уровень добычи до и после обработки ГРП. Скв. № 5222. жи является нефтеводонасыщенной, следовательно, обводненность скважинной продукции ожидалась в районе 40–50%. Фактическая эксплуатация скважины в первые месяцы работы после ГРП подтвердила прогнозный процент воды в пределах 35–40, при этом дебит по нефти колебался в районе 35–40 т/сут. На декабрь 2001 г. процент обводнённости вырос до 61. Тенденция роста доли воды в продукции скважины может быть объяснена подтягиванием водонефтяного контакта (рис. 20). Коэффициент продуктивности скважин после ГРП в среднем вырос в десять раз с 0,1 м3/сут/атм до 1 м3/сут/атм. Существенный прирост продуктивности скважин после ГРП произошел за счет комплекса факторов, таких как увеличение эффективного радиуса скважины, вовлечение в разработку всей нефтенасыщенной мощности пласта, глубокое проникновение в пласт, что позволило приобщить к эксплуатации максимальное количество продуктивных пропластков и удаленных, гидродинамически изолированных, объектов залежи, которые не вырабатываются без ГРП. 92 Сравнительный экспресс-анализ периода окупаемости после 100-тонного ГРП Упрощенное экономическое обоснование применения 100-тонного ГРП может быть продемонстрировано на примере скважины № 303. Анализ проведен не столько для того, чтобы оценить количественно, сколько для того, чтобы показать качественную оценку применения супер-ГРП. Хотя капитальные затраты на проведение супер-ГРП значительные, так со стоимостью бурения скважины это составляет около 700 тыс. $, период окупаемости достаточно недолог — 5–6 месяцев. И это несомненно лучший результат, чем отсутствие окупаемости после почти двух лет эксплуатации, при этом для случая «без ГРП» делалось допущение, что производительность скважины будет неизменной на протяжении последующих месяцев и равной остановочным параметрам работы скважины — 15 т/сут. Рис. 21 графически отображает движение денежной наличности для обоих случаев. 100 тонн ГРП Ян Фе в-0 в 0 М р-0 ар 0 т Ап -00 р М -00 Июай-0 н 0 Ию ь-0 ль 0 Ав -00 Се г-00 нт Ок -00 Но т-00 яб Де -00 к Я -00 Фенв-0 в 1 М р-0 ар 1 т Ап -01 М р-01 а Ию й-0 1 Июнь-0 ль 1 Ав -01 Се г-01 нт Ок -01 Но т-0 яб 1 Де -01 к Ян -01 Фе в-02 М вр-0 ар 2 т Ап -02 р М -02 ай -0 2 0 0 1 100 000 1 000 000 900 000 800 000 700 000 600 000 500 000 400 000 300 000 200 000 100 000 0 (100 000) (200 000) (300 000) (400 000) (500 000) Рис. 21. Период окупаемости. Совершенствование процесса В соответствии с планами «СибнефтьНоябрьскнефтегаз» в отношении производства супер-ГРП планируются дополнительные объёмы работ на проведение аналогичного рода операций не только на скважинах Ярайнерского месторождения, но и на месторождениях со схожими геолого-физическими характеристиками, таких как Вынгапуровское, Вынгаяхинское и Приобское. Представляется целесообразным проведение всестороннего анализа, включающего ГДИ и информационный ГРП, в случае применения технологии супер-ГРП на вышеуказанных месторождениях. В целях повышения качества и оптимизации последующих обработок предлагается предпринять следующие шаги. • Использование жидкости разрыва, которая загрязняет трещину в меньшей степени, такая как YF-130HTD. Это позволит увеличить остаточную проницаемость проппантной пачки и таким образом увеличить проводимость трещины. Нефтегазовое Обозрение • Использовать проппант большего размера 16/30–12/20, что позволит увеличить проводимость трещины более, чем на 60%. • Рекомендуется в целях получения более качественной оценки фильтрационно-емкостных свойств обрабатываемых объектов проведение полного комплекса промыслового каротажа (PLT). • Процедура освоения скважины после ГРП должна проводиться без предварительного глушения, так как ведет к загрязнению проппантной пачки. Применение ГНКТ (гибкие НКТ) для очистки ствола скважины от проппанта и нестабильного проппанта в трещине, а также для разгрузки скважины являются на сегодняшний день самым эффективным способом освоения после ГРП. • В эксплуатационных целях рекомендуется оставлять пакер в скважине после обработки. Весна 2002 Выводы Всесторонний анализ супер-ГРП, проведенный специалистами компании Шлюмберже совместно с «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», подтвердил на практике, что большеобъемные глубокопроникающие ГРП на коллекторах Ачимовской свиты являются на сегодняшний день самым эффективным методом не только интенсификации притока, но и ключевым элементом разработки месторождения. В течение почти тридцати лет ведется интенсивное освоение углеводородных ресурсов Западной Сибири. К сегодняшнему дню все без исключения нефтяные компании достигли того порога, когда месторождения с «легкой нефтью», требующие минимум капитальных вложений, находятся на последней стадии разработки, падающей добычи. В то же самое время гигантские запасы углеводородов сосредоточены в низкопроницаемых коллекторах, либо обладают такими геолого-физическими свойствами, которые делают разработку данных залежей традиционными методами неэффективной. Распространение технологии большеобъемных ГРП на месторождениях Западной Сибири позволит сделать рентабельной разработку углеводородных залежей, аналогичных Ачимовским, ранее считавшихся неперспективными. 93 Авторы Бред Айви (Brad Ivie) является руководителем специальных проектов сегмента буровых долот компании Schlumberger в подразделении Reed Hycalog, Хьюстон, штат Техас. В основном зани мается проектом компьютерной программы моделирования характеристик долот, направлен ной на улучшение выбора долот, моделирование скорости проходки и срока службы долот, оценку затрат на бурение и выявление областей потенци альных осложнений при бурении. Свою карьеру начал в 1990 г. конструктором в компании Dresser/Security Diamond Products. В 1992 г. за нял позицию технического инженера и участво вал в различных проектах разработки. С 1994 по 1996 г. руководил конструкторским отделом фир мы, участвовал в проектах разработки продук ции, в разработке новых технологий, определении проектных критериев и распространении техниче ской информации. Следующий год проработал в Венесуэле в качестве промыслового специалиста и инженераконструктора. В 1997 г. поступил на работу в компанию Camco/ReedHycalog в качест ве старшего инженераконструктора, отвечая за проектирование и анализ буровых долот с поли кристаллическими алмазными вставками, а так же за различные проекты исследований и испытаний. Впоследствии стал руководителем проектных работ, отвечая за деятельность проект ных групп и поддержки производства на предпри ятии в Хьюстоне. С 1998 по 1999 г. руководил группой по долотам с фиксированными режущи ми элементами на хьюстонском предприятии. До того, как занять настоящую должность был ди ректором по проектированию долот с фиксирован ными режущими элементами. Отвечал за общую разработку продукции, техническую поддержку на промыслах и систему обеспечения качества на предприятиях в Хьюстоне и Стоунхаусе, Англия. Имеет степень бакалавра по машиностроению, полученную в Университете штат Монтана в Боузмене, США. Крейг Айви (Craig Ivie) является директором по исследованиям компании ReedHycalog, Хьюстон, штат Техас. В этой должности разрабатывает, ру ководит и координирует программы и методы ис следований для обеспечения усовершенствованных конструкций продукции и технологий испытаний. Проработав четыре года промысловым инженером в компании Christensen Diamond Products, в 1986 г. поступил на работу в компанию Reed в качестве инженераконструктора. Директором по исследованиям стал в 1994 г. Имеет степень ба калавра по машиностроению, полученную в Кол ледже минераловедения и технологий штата Монтана в Бутте. 94 Сайед Али (Syed Ali), старший научный сотруд ник в компании Chevron Petroleum Technology в Хьюстоне, штат Техас, США. Занимается техни ческим консультированием, обучением инженеров по взаимодействию горной породы с жидкостями, кислотной обработке песчаных пластов, предот вращению загрязнений пласта, химии жидкости, заканчиванию горизонтальных скважин, упаков ка расклинивающих материалов в трещине и ми нералогии пластов. В 1976 г. поступил на работу в компанию Gulf Research & Development в Хьюс тоне геологом проекта, позднее стал старшим гео логом проекта. После кратковременной работы седиментологом в компании Sohio Petroleum в СанФранциско, штат Калифорния, США, пере шел в компанию Gulf Science & Technology в штате Пенсильвания, США, в качестве старшего геолога исследователя. С 1981 по 1984 г. работал старшим геологом в компании Gulf Oil Exploration & Production в Новом Орлеане, штат Луизиана, США. Перешел в компанию Chevron Production в Новом Орлеане, где проработал 10 лет руководи телем инженернотехнологической лаборатории. Прежде чем занять настоящую должность в 1999 г., был техническим консультантом компа нии Chevron в Новом Орлеане. Автор многих публикаций и отраслевой эксперт по борьбе с повреждением пласта и кислотной обработке пе счаных пластов, Сайед получил степень бакалавра в Университете Карачи, Пакистан, степени магис тра в Университете Карачи и Университете штата Огайо в Колумбусе, США, и докторскую степень в Политехническом институте Ренслера в г. Трой, штат НьюЙорк, США. Джон O. Афилака (John O. Afilaka) является ру ководителем по маркетингу программного обеспе чения для моделирования подразделения Schlumberger GeoQuest в Каракасе, Венесуэла. С 1989 г. до поступления на постоянную работу в компанию Schlumberger в 1992 г. работал кон сультантом разных компаний во Франции, помогая проектировать пакеты программ и разрабатывать методики для выполнения исследований место рождений. В Schlumberger начал свою карьеру в качестве старшего геофизика и специалиста по ПО для моделирования коллекторов RM*, карто графической программе CPS3* и программному обеспечению StratLog* оказывал помощь несколь ким нефтяным компаниям в выполнении исследо ваний месторождений в Африке. В 1996 г. был переведен в компанию GeoQuest, Хьюстон, штат Техас, США на должность старшего руководителя по маркетингу, отвечающего за определение стра тегий маркетинга по всем программным продук там для моделирования. Кроме того, сыграл важную роль в разработке и реализации програм мы геологического моделирования Property3D* и использовании стохастического моделирования при исследованиях месторождений. Джон имеет степени бакалавра по машиностроению и магист ра по механике горных пород, полученные в Коро левском колледже Лондона, Англия; имеет также степени магистра и доктора инженерной геоло гии, полученные в Национальном институте гор ного дела в Париже, Франция. Джамал Бахамайш (Jamal Bahamaish) работает в компании Abu Dhabi Company for Onshore Operations (ADCO) старшим промысловым инже нером. В настоящее время занимается улучшением эксплуатационных характеристик коллекторов, используя технологии закачки смешивающихся и несмешивающихся газов, а также использования горизонтальных скважин для повышения продук тивности. Имеет степень бакалавра по петрологии, полученную в Университете Объединенных Араб ских Эмиратов в Аль Аине. Клайв Беннетт (Clive Bennett) является инжене ром по разработке месторождений компании BP Exploration и работает под Лондоном, Англия. Получив степень бакалавра в Бристольском уни верситете Англии в 1984 г., в 1987 г. он получил докторскую степень. В следующем году поступил в компанию ВР, где работал специалистом по фи зической химии и инженеромхимиком в химичес ком и нефтеперерабатывающем подразделении компании ВР, в 1993 г. был принят на работу под разделение по разработке месторождений и добы че. В течение последних семи лет работал в секторе по контролю за выносом песка и технологий закан чивания скважин. Его нынешние обязанности включают оказание технической поддержки ком мерческим группам ВР в Анголе и Азербайджане и выполнение функций руководителя проектов компании в области борьбы с выносом песка, обо рудования для заканчивания скважин и сетей. Клайв работал официальным лектором SPE (с 1999 по 2000 г.) и опубликовал большое ко личество докладов SPE по заканчиванию скважин с использованием оборудования для борьбы с выносом песка. Брюс Берр (Bruce Burr), технический руководи тель (шарошечные долота), работает в центре разработкок компании ReedHycalog в Хьюстоне, штат Техас. Брюс руководит группой инженеров, занимающихся разработкой новых шарошечных долот, включая долота с режущей структурой из готовленной методом порошковой металлургии, и такие элементы долот, как подшипники, уплот нения, системы смазки и вооружение. Занимается исследованиями, разработками и проектировани ем шарошечных долот с 1970 г. В компанию Reed Hycalog пришел в 1994 г. Обладатель девяти патентов на шарошечные долота, Брюс получил степень бакалавра по теоретической механике в Университете штата Аризона в Темпе, США, и степень магистра по машиностроению в Хьюс тонском университете. Является зарегистриро ванным профессиональным инженером в Техасе с 1991 г. Нефтегазовое Обозрение Ален Бессон (Alain Besson), работает в Парижском офисе компании TotalFinaElf и возглавляет сектор скважинного бурового инструмента. После углуб ленного изучения математики и специальных дис циплин в колледже и университете Ален работал в авиационной промышленности. В 1977 г. поступил на работу в компанию TotalFinaElf. Восемь лет занимался исследования ми и разработками буровых долот и связанного с ними оборудования. Позднее проработал четыре года инженеромбуровиком в Норвегии. С 1989 г. участвовал в создании сектора буровых долот и скважинного оборудования призванного оптими зировать результаты бурения филиалами TotalFinaElf. Пэт Биксенман (Pat Bixenman), руководитель группы разработки технологий контроля выноса песка, работающей в Центре Шлюмбреже по за канчиванию скважин (SRC), расположенного в Ро шароне, штат Техас. Пэт оказывает поддержку проведению на промыслах работ силами группы быстрого реагирования, занимающейся проекти рованием схем заканчивания скважин. Поступил на работу в Schlumberger в 1985 г. в качестве ин женераконструктора из компании Vector Cable. Далее (с 1989 по 1994 г.) работал инженеромкон структором и руководителем проекта в компании Houston Downhole Systems, где занимался проек тированием и коммерческой реализацией модуль ной системы для определения динамических характеристик пластов MDT*. Следующие четыре года работал руководителем отдела по оборудова нию для операций с использованием гибких НКТ в центре SRC. Настоящую должность занимает с 1998 г. Степень бакалавра получил в Технологи ческом университете штата Теннесси в Куквилле, США, а степень магистра в хьюстонском Универ ситете Райс, причем обе степени по машинострое нию. Два срока прослужил сопредседателем Международной ассоциации по гибким НКТ. Гарфилд Боуэн (Garfield Bowen) является руково дителем по разработке программ для моделирова ния в компании GeoQuest, Абингдон, Англия, где отвечает за сопровождение и разработку семейства программных продуктов ECLIPSE*, а также разра ботку программы моделирования приствольной зо ны. Трудовую деятельность начал научным сотрудником в рамках программы по реактору на быстрых нейтронах Управления по атомной энер гии Великобритании в Уинфрите, Англия (с 1980 по 1985 г.), а затем провел год в группе по повыше нию продуктивности пласта. С 1986 по 1987 г. ра ботал промысловым инженером в компании ERC Ltd. в Лондоне, Англия как независимый консуль тант. В 1987 г. поступил в компанию Intera Henley, где отвечал за установку программного обеспечения для моделирования на предприятиях заказчиков. Восемь лет проработал ведущим про граммистом по системе ECLIPSE 100* в компании Intera в Абингдоне. В 1996 г. пришел в компанию Quest, где работал ведущим программистом по сис теме ECLIPSE 100, прежде чем занять сегодняш нюю должность в 1997 г. Гарфилд имеет степень бакалавра по математике, полученную в Бристольском университете в Англии. Весна 2002 Кирр Братведт (Kyrre Bratvedt) является началь ником сектора по разработке системы FrontSim* в составе группы разработки программного обеспе чения для моделирования компании GeoQuest в Абингдоне, Англия. Перед приходом в компанию Schlumberger с 1988 по 1998 г. был основателем и директоромраспорядителем фирмы Technical Software Consultants (TSC), где отвечал за разра ботку и маркетинг программного обеспечения для моделирования коллекторов FrontSim. Кирр имеет степень магистра по численным методам, получен ную в Университете Осло, Норвегия. Матт Гиллард — недавно переведен в Абердин и занимает позицию технического инженера, обес печивая техническую поддержку подразделению «Работы в скважинах», включая также такие об ласти как повышение интенсификации скважин и решения по управлению водой на месторождени ях Северного моря. До этого назначения с середи ны 1998 года он работал преимуществено как инженерпроектировщик в Западной Сибири на месторождениях крупнейших заказчиков в Рос сии, с которыми Шлюмберже работала в рамках Альянса. В сферу его деятельности входили рабо ты по оптимизации добычи, дизайн и разработка методов интенсификации скважин как для старых так и для новых месторождений Западной Сибири. Кейт Годвин (Keith Godwin) является промысло вым инженером в Stone Energy Corporation в Ла файете, штат Луизиана. Отвечает за оценку и консультирование новых проектов, расчет запа сов, проектирование заканчивания скважин и оп тимизацию эксплуатационных скважин в Мексиканском заливе. Трудовую деятельность начал в компании Chevron USA в 1983 г. в течение 15 лет работал промысловым инженером в Новом Орлеане и Лафайете. Последние три года работает на настоящей должности. Получил степень бака лавра по технологиям добычи нефти в Университе те штата Луизиана в БатонРуже. Джордж Грайнстафф (George Grinestaff) является инженеромконсультантом по коллекторам груп пы Upstream Technology Group компании ВР в Дайсе, Абердин, Шотландия. 10 лет проработал промысловым инженером в компании Arco Alaska, занимаясь заводнением на месторождениях в Прадхобей (с 1983 по 1993 г.). Затем он посту пил на работу в компанию BP Amoco и продолжал заниматься заводнением на месторождениях в Прадхобей (с 1994 по 2000 г.). Джордж получил степень бакалавра по технологиям добычи нефти в Университете Вайоминга, Ларами, США. Жан Дерош (Jean Desroches) является начальни ком сектора моделирования и механики отдела инженерных приложений Производственного центра Шугарлэнд с 1998 г. В 1990 г. после рабо ты инженеромисследователем в Observatoire Volcanologiques, а затем в CNRS Institute de Physique du Globe во Франции поступил на работу в компанию Schlumberger Cambridge Research в Англии помощником научного сотрудника. Там он занимался разработкой уникальных моде лей гидроразрыва пласта. С 1995 по 1998 г. рабо тал старшим инженером в Schlumberger Well Services в Шугарлэнде, штат Техас, где был специ алистом по измерениям напряжений. Автор мно гих научных работ, Жан получил степень магистра по геологии и геофизике в высшей наци ональной геологической школе в г. Нанси, степень магистра в Политехническом институте в Лота рингии и степень доктора по геофизике в Париж ском университете (все учебные заведения находятся во Франции). Йоунс Джалали (Younes Jalali) пришел в компа нию Schlumberger в 1990 г. после трехлетней рабо ты доцентом по технологиям добычи нефти в Стэнфордском университете в штате Калифор ния, США. Пять лет проработал в отделе оценки параметров пласта и испытаний скважин промыс ловым инженером на месторождениях африкан скосредиземноморского региона, а затем перешел в производственный центр Schlumberger Riboud в Кламаре, Франция, для оказания поддержки группам по контролю и управлению коллекторами, а также проведению испытаний и работ на ранней стадии эксплуатации. С 2000 г. работает в Рошаро не, штат Техас, возглавляя группу по технологиям разработки коллекторов, занимающуюся усовер шенствованными методами заканчивания сква жин. Получил степени бакалавра и магистра в Университете Талсы, штат Оклахома, США, и докторскую степень в Университете южной Ка лифорнии в ЛосАнджелесе, причем все степени в области технологий добычи нефти. Рик Дикерсон (Rick Dickerson) является инжене ром по заканчиванию скважин и старшим кон сультантом компании Chevron Petroleum Technology в Хьюстоне, штат Техас. Трудовую дея тельность начал в Gulf Oil Corp. в 1972 г. В тече ние 22 лет работал в Мексиканском заливе, занимаясь вопросами заканчивания скважин, эксплуатационных работ, а также технологий раз работки коллекторов и добычи. В последние годы работает в Хьюстоне в Chevron Well Completion Group, отвечая за разработку и реализацию техно логий борьбы с выносом песка и работ в горизон тальных скважинах. Получил степень бакалавра по технологиям нефтедобычи в Техническом уни верситете штат Луизиана в Растоне и имеет патент на пакер для гравийной набивки, разработанный для крупной обслуживающей компании. 95 Авторы Бред Айви (Brad Ivie) является руководителем специальных проектов сегмента буровых долот компании Schlumberger в подразделении Reed Hycalog, Хьюстон, штат Техас. В основном зани мается проектом компьютерной программы моделирования характеристик долот, направлен ной на улучшение выбора долот, моделирование скорости проходки и срока службы долот, оценку затрат на бурение и выявление областей потенци альных осложнений при бурении. Свою карьеру начал в 1990 г. конструктором в компании Dresser/Security Diamond Products. В 1992 г. за нял позицию технического инженера и участво вал в различных проектах разработки. С 1994 по 1996 г. руководил конструкторским отделом фир мы, участвовал в проектах разработки продук ции, в разработке новых технологий, определении проектных критериев и распространении техниче ской информации. Следующий год проработал в Венесуэле в качестве промыслового специалиста и инженераконструктора. В 1997 г. поступил на работу в компанию Camco/ReedHycalog в качест ве старшего инженераконструктора, отвечая за проектирование и анализ буровых долот с поли кристаллическими алмазными вставками, а так же за различные проекты исследований и испытаний. Впоследствии стал руководителем проектных работ, отвечая за деятельность проект ных групп и поддержки производства на предпри ятии в Хьюстоне. С 1998 по 1999 г. руководил группой по долотам с фиксированными режущи ми элементами на хьюстонском предприятии. До того, как занять настоящую должность был ди ректором по проектированию долот с фиксирован ными режущими элементами. Отвечал за общую разработку продукции, техническую поддержку на промыслах и систему обеспечения качества на предприятиях в Хьюстоне и Стоунхаусе, Англия. Имеет степень бакалавра по машиностроению, полученную в Университете штат Монтана в Боузмене, США. Крейг Айви (Craig Ivie) является директором по исследованиям компании ReedHycalog, Хьюстон, штат Техас. В этой должности разрабатывает, ру ководит и координирует программы и методы ис следований для обеспечения усовершенствованных конструкций продукции и технологий испытаний. Проработав четыре года промысловым инженером в компании Christensen Diamond Products, в 1986 г. поступил на работу в компанию Reed в качестве инженераконструктора. Директором по исследованиям стал в 1994 г. Имеет степень ба калавра по машиностроению, полученную в Кол ледже минераловедения и технологий штата Монтана в Бутте. 94 Сайед Али (Syed Ali), старший научный сотруд ник в компании Chevron Petroleum Technology в Хьюстоне, штат Техас, США. Занимается техни ческим консультированием, обучением инженеров по взаимодействию горной породы с жидкостями, кислотной обработке песчаных пластов, предот вращению загрязнений пласта, химии жидкости, заканчиванию горизонтальных скважин, упаков ка расклинивающих материалов в трещине и ми нералогии пластов. В 1976 г. поступил на работу в компанию Gulf Research & Development в Хьюс тоне геологом проекта, позднее стал старшим гео логом проекта. После кратковременной работы седиментологом в компании Sohio Petroleum в СанФранциско, штат Калифорния, США, пере шел в компанию Gulf Science & Technology в штате Пенсильвания, США, в качестве старшего геолога исследователя. С 1981 по 1984 г. работал старшим геологом в компании Gulf Oil Exploration & Production в Новом Орлеане, штат Луизиана, США. Перешел в компанию Chevron Production в Новом Орлеане, где проработал 10 лет руководи телем инженернотехнологической лаборатории. Прежде чем занять настоящую должность в 1999 г., был техническим консультантом компа нии Chevron в Новом Орлеане. Автор многих публикаций и отраслевой эксперт по борьбе с повреждением пласта и кислотной обработке пе счаных пластов, Сайед получил степень бакалавра в Университете Карачи, Пакистан, степени магис тра в Университете Карачи и Университете штата Огайо в Колумбусе, США, и докторскую степень в Политехническом институте Ренслера в г. Трой, штат НьюЙорк, США. Джон O. Афилака (John O. Afilaka) является ру ководителем по маркетингу программного обеспе чения для моделирования подразделения Schlumberger GeoQuest в Каракасе, Венесуэла. С 1989 г. до поступления на постоянную работу в компанию Schlumberger в 1992 г. работал кон сультантом разных компаний во Франции, помогая проектировать пакеты программ и разрабатывать методики для выполнения исследований место рождений. В Schlumberger начал свою карьеру в качестве старшего геофизика и специалиста по ПО для моделирования коллекторов RM*, карто графической программе CPS3* и программному обеспечению StratLog* оказывал помощь несколь ким нефтяным компаниям в выполнении исследо ваний месторождений в Африке. В 1996 г. был переведен в компанию GeoQuest, Хьюстон, штат Техас, США на должность старшего руководителя по маркетингу, отвечающего за определение стра тегий маркетинга по всем программным продук там для моделирования. Кроме того, сыграл важную роль в разработке и реализации програм мы геологического моделирования Property3D* и использовании стохастического моделирования при исследованиях месторождений. Джон имеет степени бакалавра по машиностроению и магист ра по механике горных пород, полученные в Коро левском колледже Лондона, Англия; имеет также степени магистра и доктора инженерной геоло гии, полученные в Национальном институте гор ного дела в Париже, Франция. Джамал Бахамайш (Jamal Bahamaish) работает в компании Abu Dhabi Company for Onshore Operations (ADCO) старшим промысловым инже нером. В настоящее время занимается улучшением эксплуатационных характеристик коллекторов, используя технологии закачки смешивающихся и несмешивающихся газов, а также использования горизонтальных скважин для повышения продук тивности. Имеет степень бакалавра по петрологии, полученную в Университете Объединенных Араб ских Эмиратов в Аль Аине. Клайв Беннетт (Clive Bennett) является инжене ром по разработке месторождений компании BP Exploration и работает под Лондоном, Англия. Получив степень бакалавра в Бристольском уни верситете Англии в 1984 г., в 1987 г. он получил докторскую степень. В следующем году поступил в компанию ВР, где работал специалистом по фи зической химии и инженеромхимиком в химичес ком и нефтеперерабатывающем подразделении компании ВР, в 1993 г. был принят на работу под разделение по разработке месторождений и добы че. В течение последних семи лет работал в секторе по контролю за выносом песка и технологий закан чивания скважин. Его нынешние обязанности включают оказание технической поддержки ком мерческим группам ВР в Анголе и Азербайджане и выполнение функций руководителя проектов компании в области борьбы с выносом песка, обо рудования для заканчивания скважин и сетей. Клайв работал официальным лектором SPE (с 1999 по 2000 г.) и опубликовал большое ко личество докладов SPE по заканчиванию скважин с использованием оборудования для борьбы с выносом песка. Брюс Берр (Bruce Burr), технический руководи тель (шарошечные долота), работает в центре разработкок компании ReedHycalog в Хьюстоне, штат Техас. Брюс руководит группой инженеров, занимающихся разработкой новых шарошечных долот, включая долота с режущей структурой из готовленной методом порошковой металлургии, и такие элементы долот, как подшипники, уплот нения, системы смазки и вооружение. Занимается исследованиями, разработками и проектировани ем шарошечных долот с 1970 г. В компанию Reed Hycalog пришел в 1994 г. Обладатель девяти патентов на шарошечные долота, Брюс получил степень бакалавра по теоретической механике в Университете штата Аризона в Темпе, США, и степень магистра по машиностроению в Хьюс тонском университете. Является зарегистриро ванным профессиональным инженером в Техасе с 1991 г. Нефтегазовое Обозрение Ален Бессон (Alain Besson), работает в Парижском офисе компании TotalFinaElf и возглавляет сектор скважинного бурового инструмента. После углуб ленного изучения математики и специальных дис циплин в колледже и университете Ален работал в авиационной промышленности. В 1977 г. поступил на работу в компанию TotalFinaElf. Восемь лет занимался исследования ми и разработками буровых долот и связанного с ними оборудования. Позднее проработал четыре года инженеромбуровиком в Норвегии. С 1989 г. участвовал в создании сектора буровых долот и скважинного оборудования призванного оптими зировать результаты бурения филиалами TotalFinaElf. Пэт Биксенман (Pat Bixenman), руководитель группы разработки технологий контроля выноса песка, работающей в Центре Шлюмбреже по за канчиванию скважин (SRC), расположенного в Ро шароне, штат Техас. Пэт оказывает поддержку проведению на промыслах работ силами группы быстрого реагирования, занимающейся проекти рованием схем заканчивания скважин. Поступил на работу в Schlumberger в 1985 г. в качестве ин женераконструктора из компании Vector Cable. Далее (с 1989 по 1994 г.) работал инженеромкон структором и руководителем проекта в компании Houston Downhole Systems, где занимался проек тированием и коммерческой реализацией модуль ной системы для определения динамических характеристик пластов MDT*. Следующие четыре года работал руководителем отдела по оборудова нию для операций с использованием гибких НКТ в центре SRC. Настоящую должность занимает с 1998 г. Степень бакалавра получил в Технологи ческом университете штата Теннесси в Куквилле, США, а степень магистра в хьюстонском Универ ситете Райс, причем обе степени по машинострое нию. Два срока прослужил сопредседателем Международной ассоциации по гибким НКТ. Гарфилд Боуэн (Garfield Bowen) является руково дителем по разработке программ для моделирова ния в компании GeoQuest, Абингдон, Англия, где отвечает за сопровождение и разработку семейства программных продуктов ECLIPSE*, а также разра ботку программы моделирования приствольной зо ны. Трудовую деятельность начал научным сотрудником в рамках программы по реактору на быстрых нейтронах Управления по атомной энер гии Великобритании в Уинфрите, Англия (с 1980 по 1985 г.), а затем провел год в группе по повыше нию продуктивности пласта. С 1986 по 1987 г. ра ботал промысловым инженером в компании ERC Ltd. в Лондоне, Англия как независимый консуль тант. В 1987 г. поступил в компанию Intera Henley, где отвечал за установку программного обеспечения для моделирования на предприятиях заказчиков. Восемь лет проработал ведущим про граммистом по системе ECLIPSE 100* в компании Intera в Абингдоне. В 1996 г. пришел в компанию Quest, где работал ведущим программистом по сис теме ECLIPSE 100, прежде чем занять сегодняш нюю должность в 1997 г. Гарфилд имеет степень бакалавра по математике, полученную в Бристольском университете в Англии. Весна 2002 Кирр Братведт (Kyrre Bratvedt) является началь ником сектора по разработке системы FrontSim* в составе группы разработки программного обеспе чения для моделирования компании GeoQuest в Абингдоне, Англия. Перед приходом в компанию Schlumberger с 1988 по 1998 г. был основателем и директоромраспорядителем фирмы Technical Software Consultants (TSC), где отвечал за разра ботку и маркетинг программного обеспечения для моделирования коллекторов FrontSim. Кирр имеет степень магистра по численным методам, получен ную в Университете Осло, Норвегия. Матт Гиллард — недавно переведен в Абердин и занимает позицию технического инженера, обес печивая техническую поддержку подразделению «Работы в скважинах», включая также такие об ласти как повышение интенсификации скважин и решения по управлению водой на месторождени ях Северного моря. До этого назначения с середи ны 1998 года он работал преимуществено как инженерпроектировщик в Западной Сибири на месторождениях крупнейших заказчиков в Рос сии, с которыми Шлюмберже работала в рамках Альянса. В сферу его деятельности входили рабо ты по оптимизации добычи, дизайн и разработка методов интенсификации скважин как для старых так и для новых месторождений Западной Сибири. Кейт Годвин (Keith Godwin) является промысло вым инженером в Stone Energy Corporation в Ла файете, штат Луизиана. Отвечает за оценку и консультирование новых проектов, расчет запа сов, проектирование заканчивания скважин и оп тимизацию эксплуатационных скважин в Мексиканском заливе. Трудовую деятельность начал в компании Chevron USA в 1983 г. в течение 15 лет работал промысловым инженером в Новом Орлеане и Лафайете. Последние три года работает на настоящей должности. Получил степень бака лавра по технологиям добычи нефти в Университе те штата Луизиана в БатонРуже. Джордж Грайнстафф (George Grinestaff) является инженеромконсультантом по коллекторам груп пы Upstream Technology Group компании ВР в Дайсе, Абердин, Шотландия. 10 лет проработал промысловым инженером в компании Arco Alaska, занимаясь заводнением на месторождениях в Прадхобей (с 1983 по 1993 г.). Затем он посту пил на работу в компанию BP Amoco и продолжал заниматься заводнением на месторождениях в Прадхобей (с 1994 по 2000 г.). Джордж получил степень бакалавра по технологиям добычи нефти в Университете Вайоминга, Ларами, США. Жан Дерош (Jean Desroches) является начальни ком сектора моделирования и механики отдела инженерных приложений Производственного центра Шугарлэнд с 1998 г. В 1990 г. после рабо ты инженеромисследователем в Observatoire Volcanologiques, а затем в CNRS Institute de Physique du Globe во Франции поступил на работу в компанию Schlumberger Cambridge Research в Англии помощником научного сотрудника. Там он занимался разработкой уникальных моде лей гидроразрыва пласта. С 1995 по 1998 г. рабо тал старшим инженером в Schlumberger Well Services в Шугарлэнде, штат Техас, где был специ алистом по измерениям напряжений. Автор мно гих научных работ, Жан получил степень магистра по геологии и геофизике в высшей наци ональной геологической школе в г. Нанси, степень магистра в Политехническом институте в Лота рингии и степень доктора по геофизике в Париж ском университете (все учебные заведения находятся во Франции). Йоунс Джалали (Younes Jalali) пришел в компа нию Schlumberger в 1990 г. после трехлетней рабо ты доцентом по технологиям добычи нефти в Стэнфордском университете в штате Калифор ния, США. Пять лет проработал в отделе оценки параметров пласта и испытаний скважин промыс ловым инженером на месторождениях африкан скосредиземноморского региона, а затем перешел в производственный центр Schlumberger Riboud в Кламаре, Франция, для оказания поддержки группам по контролю и управлению коллекторами, а также проведению испытаний и работ на ранней стадии эксплуатации. С 2000 г. работает в Рошаро не, штат Техас, возглавляя группу по технологиям разработки коллекторов, занимающуюся усовер шенствованными методами заканчивания сква жин. Получил степени бакалавра и магистра в Университете Талсы, штат Оклахома, США, и докторскую степень в Университете южной Ка лифорнии в ЛосАнджелесе, причем все степени в области технологий добычи нефти. Рик Дикерсон (Rick Dickerson) является инжене ром по заканчиванию скважин и старшим кон сультантом компании Chevron Petroleum Technology в Хьюстоне, штат Техас. Трудовую дея тельность начал в Gulf Oil Corp. в 1972 г. В тече ние 22 лет работал в Мексиканском заливе, занимаясь вопросами заканчивания скважин, эксплуатационных работ, а также технологий раз работки коллекторов и добычи. В последние годы работает в Хьюстоне в Chevron Well Completion Group, отвечая за разработку и реализацию техно логий борьбы с выносом песка и работ в горизон тальных скважинах. Получил степень бакалавра по технологиям нефтедобычи в Техническом уни верситете штат Луизиана в Растоне и имеет патент на пакер для гравийной набивки, разработанный для крупной обслуживающей компании. 95 Скотт Диллард (Scott Dillard), работает в Reed Hycalog, Хьюстон, штат Техас и занимает пози цию координатора процессов порошковой металлургии. Отвечает за постоянное совершенст вование техпроцессов изготовления порошковых металлических режущих элементов и конструк ций долот, включая доработку конструкции обо рудования, стандартизацию действующих техпроцессов, а также автоматизацию систем тех нического контроля и проектирования. Кроме то го, осуществляет контроль за эксплуатацией опытных долот и работает с отделом продаж и промысловыми инженерами. Поступил на рабо ту в компанию Reed в 1977 г. в качестве инженера проекта в группу технической разработки, где от вечал за проектирование и проведение испытаний подшипников и уплотнений новых конструкций в лаборатории и на промыслах. В сферу его дея тельности входило создание, оформление докумен тации, а также проведение испытаний нового лабораторного оборудования по поддержке кон троля качества материалов уплотнений и новых систем крепления вставок. Имеет степень бакалав ра по машиностроению, полученную в Универси тете Ламар в Бомонте, штат Техас. Искандер Дияшев курирует создание геологических и гидродинамических моделей и проектов разработки всех месторождений и осуществляет научнометодическое руководство инженерными службами добывающих предприятий ОАО «Сибнефть». Эта работа ведется совместно с научноисследовательскими организациями компании — «ГеоНАЦ» и «Инпетро». «Сибнефть» считает создание современных методов разработки и управления резервуарами одной из основных функций компании и концентрирует на этом направлении значительные силы и средства. Разработка месторождений с использованием точных знаний о резервуарах и самых современных технологий является основным фактором, определяющим конкурентоспособность любой нефтяной компании. Искандер Дияшев окончил Московский физикотехнический институт, в 1994 году защитил диссертацию кандидата физикоматематических наук. В 1998 г. защитил докторскую диссертацию на нефтяном факультете университета Texas A&M. В 2001 году был избран Советником Российской Академии Естественных Наук. В 1990–1994 гг. работал в ОАО «Татнефть», затем — в подразделениях компании «Холдич» и «Шлюмберже» в США, с 1997 г. — инженер, старший инженер, руководитель проекта и глав ный инженер представительства компании «Шлюмберже» в ноябрьском регионе. Доктор Ди яшев принимал активное участие в разработке про грамм ГРП на Ярайнерском месторождении, горизонтального бурения и геологического модели рования для ОАО «СибнефтьНоябрьскнефтегаз». 96 Эрик Дрейк (Eric Drake), ведущий специалист по металлургии и руководитель лабораторий матери аловедения компании ReedHycalog, работает в Хьюстоне, штат Техас. Эрик начал свою карьеру в 1971 г. в отделении цепных и силовых передач компании Rexnord. В 1975 г. поступил на работу в компанию Reed, впоследствии занимая ряд должностей в сферах НИОКР и проектирования. Обладает 11 патентами США и является автором восьми работ в областях твердых материалов, по рошковой металлургии, трибологических покры тий и композитов с особыми характеристиками. Получил степень бакалавра по машиностроению и магистра по материаловедению в Висконсин ском университете, Милуоки. Имеет также сте пень доктора в области материаловедения, полученную в Университете Райс, штат Техас. Стив Купер (Steve Cooper) является инженером по разработке месторождений компании ВР в Аберди не, Шотландия. Отвечает за оказание технических услуг, поддержку при анализе с использованием системы NODAL* и НИОКР по системам заканчи вания в песчаных коллекторах в коммерческих группах компании. Проработав 18 лет в компании ВР, приобрел технический опыт во многих регио нах, включая Англию и прибрежные воды Евро пы, Северное и Каспийское моря, Мексиканский залив, Аляску и Западную Африку. Работал так же инженеромнефтяником в Хьюстоне, штат Те хас, и инженером по интенсификации в рамках проектов заканчивания скважин по заказу раз личных компанийоператоров на территории Ев ропы и Западной Африки. Тони Лоломари (Tony Lolomari) с 1999 г. работает промысловым инженером в группе маркетинга ПО для моделирования компании Schlumberger GeoQuest в Хьюстоне, штат Техас. Отвечает за маркетинг ПО моделирования и системы ECLIPSE. Он поступил на работу в компанию в Хьюстоне в 1996 г. в качестве геофизика, ответственного за коммерческую реализацию систем управления данными. Прежде, чем занять настоящую долж ность, отвечал за испытание и обучение пользова нию программным обеспечением системы геологического моделирования Property3D. Полу чил степень бакалавра по исследованиям нефти в Королевском колледже в Лондоне, Англия, и степень магистра по технологиям добычи нефти в Стэнфордском университете в Калифорнии. Чарльз Лукас (Charles Lucas), ведущий инженер по моделированию отделения по заканчиванию и увеличению продуктивности скважин компании Camco из Рошарона, штат Техас. В его основные обязанности входит оценка и содействие проекти рованию потенциально эффективных схем закан чивания скважин. Имеет 24летний опыт работы в нефтяной промышленности. Поступил на работу в компанию Schlumberger в 1998 г. в качестве инженера по моделированию из компании HolditchReservoir Technologies и был переведен в Camco/Schlumberger в 2000 г. Имеет степень ба калавра по технологиям добычи нефти, получен ную в Университете Талсы, штат Оклахома. Тим Макпайк (Tim McPike), старший промысло вый инженер в Applied Well Technology Group в составе компании Shell International E&P, рабо тает в Рийсвийке, Голландия. В компании Shell занимается проектированием и реализацией работ по интенсификации и заканчиванию скважин, внедрением технологий по контролю за пескопро явлением. Осуществил монтаж оборудования в не скольких регионах мира, от глубоководных месторождений Мексиканского залива и Северно го моря до промыслов в пустынных районах Ома на. Сотрудничал также с компанией Halliburton Energy Services в Канаде и Мексиканском заливе. Получил степень бакалавра по машиностроению в Университете Калгари, провинция Альберта, Канада. Томми Миллер (Tommy Miller) является специа листом по вычислительной технике с 17летним опытом разработки программного обеспечения для технологий добычи нефти. Работая в Абингдо не, Англия, в настоящее время, он является на чальником сектора группы по системе ECLIPSE Office* в компании GeoQuest Reservoir Products. С 1987 г. Томми работает в компании Schlumberger (ранее Intera and Exploration Consultants Ltd.) в качестве разработчика программного обеспече ния по программам элементного анализа диаграмм каротажа Weltest 200* и ELAN*. В 1989 г. стал руководителем по инсталяции программного обес печения, ответственным за поставку и инсталя цию программы ECLIPSE на предприятиях Заказчиков со всего мира. В 1993 г. занял долж ность руководителя по поддержке программного обеспечения на Ближнем и Дальнем Востоке. В 1995 г. вернулся в Абингдон, чтобы начать раз работку продукта ECLIPSE Office. Закончил Тех нологический колледж Пэйсли в Шотландии с дипломом специалиста по вычислительной тех нике. Эдвард Мэй (Edward May), старший инженерпро мысловик компании Schlumberger GeoQuest в Хьюстоне, штат Техас, имеет 18летний опыт ра боты в нефтяной промышленности, специализиру ясь на технологиях разработки и моделировании коллекторов. Он обеспечивает техническую под держку программного комплекса моделирования коллекторов ECLIPSE, разрабатывает и проводит тренинги по моделированию, а также работает в составе групп разработки ряда продуктов компа нии GeoQuest. Свою карьеру Эдвард начал про мысловым инженером сначала в Gulf Oil Company, а затем в компании Chevron USA (с 1983 по 1988 гг.). В 1989 г. поступил в Orbit Valve Company в качестве сервисного инженера и затем промыслового специалиста. В компанию GeoQuest пришел в 1997 г. Имеет степени бакалавра и ма гистра по технологиям добычи нефти, получен ные в Университете Миссури в Ролле, США. Мехмет Парлар (Mehmet Parlar), главный инже нер и специалист по буровым растворам в группе по развитию бизнеса технологий контроля за вы носом песка компании Schlumberger в Рошароне, штат Техас, занимается техническим маркетингом и участвует в разработке технологий борьбы с выносом песка, обоснованием методов очистки ствола скважин для конкретных случаев, продви жении новых технологий. Получив степени магис тра и доктора по технологиям нефтедобычи в Университете южной Калифорнии в ЛосАндже лесе, поступил на работу в компанию Dowell в Тал се, штат Оклахома, в качестве инженера по разработке месторождений. С 1996 по 1999 г. рабо тал промысловым инженером в группе по разви тию бизнеса в области борьбы с выносом песка компании Dowell в Лафайете, штат Луизиана. Пе ред тем, как занять настоящую должность, слу жил специалистом по добыче и техническим координатором в Шугарлэнде, штат Техас (с 1999 по 2001 г.). Автор многих публикаций, имеет так же степень бакалавра по технологиям добычи неф ти, полученную в Стамбульском техническом университете, Турция. Энцо Питони (Enzo Pitoni), старший инженер по заканчиванию скважин и промысловый инженер в компании Eni Agip, работает в Милане, Италия. Участвует в проектах создания новых технологий изоляции водопроявлений, систем гидроразрыва и набивки, а также заканчивания скважин без ис пользования фильтра. До поступления в располо женную в Милане группу по растворам для борьбы с выносом песка, изоляции водопроявлений и вскрытия пласта, восемь лет проработал в произ водственной лаборатории. Внес значительный вклад в достижение высоких результатов развития технологий по контролю за выносом песка и стра тегии вскрытия пласта компании Eni Agip в таких регионах, как Адриатическое море и Африка. Иг рал активную роль в ходе последнего успешного применения растворов ClearFRAC* для гидрораз рыва и набивки на газовых месторождениях Eni Agip в Адриатическом море. Получил степень ма гистра по химии в университете Перуджи, Италия. Александр Небесный — инженерпроектиров щик (DESCWS) Шлюмберже в Ноябрьске, про ект СибнефтьШлюмберже. После окончания Томского политехнического университета по спе циальности разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений в 1998 году начал рабо ту в компании Шлюмберже Даулл на должности полевого инженера. Нефтегазовое Обозрение Весна 2002 Колин Прайс1Смит (Colin PriceSmith), руководи тель по развитию бизнеса в областях заканчивания горизонтальных скважин компании Schlumberger в Рошароне, штат Техас. С 1999 г. занимается ко ординацией этой сферы бизнеса в интересах Schlumberger в глобальном масштабе. С 1985 г. в течение четырех лет работал в ПортХаркорте, Нигерия, в качестве промыслового инженера, а также инженера по сбыту и инженера по техни ческим вопросам. В 1989 г. переехал в Мири, вос точная Малайзия, в качестве инженера района в области борьбы с выносом песка и цементирова нием. В 1991 г. поступил в центр НИОКР компа нии Dowell в Талсе, штат Оклахома, в качестве специалиста по технологиям борьбы с выносом пе ска, отвечая за разработку и глобальный марке тинг этих технологий. С 1993 по 1997 гг. работал руководителем по заканчиванию скважин с ис пользованием технологий борьбы с выносом песка на месторождениях Северного моря. Очередным его назначением (с 1997 по 1998 г.) стала долж ность руководителя (Европa, Россия и СНГ) по ра ботам в скважинах (WPS). Следующий год он проработал руководителем подразделения WPS в Западной Африке, отвечая за разработку и реа лизацию бизнеспланов. Автор многих докладов и статей, относящихся к очистке ствола скважи ны и заканчиванию горизонтальных скважин с ис пользованием оборудования для борьбы с выносом песка, Колин получил степень бакалавра (с отли чием) по технологиям добычи и менеджменту в Университете Ноттингема, Англия. Эди Рандолл (Edy Randall) является промысловым инженером компании ВР на месторождении Уитч фарм в Уорэме, Англия. Поступил в компанию ВР промысловым инженером в группу по эксплуата ции глубоководных месторождений, работающую в Мексиканском заливе. Далее в компании ВР за нимался технологиями добычи в Прадхобей, штат Аляска, США. Получил степень бакалавра по тех нологиям добычи нефти в Колорадском институте горного дела в Голдене. Джузеппе Рипа (Giuseppe Ripa), старший промыс ловый инженер по заканчиванию скважин. 16 лет работает в компании Eni Agip. Три года занимался технологиями заканчивания и ремонта скважин, затем восемь лет специализировался на технологи ях по борьбе с выносом песка, интенсификацией, гидроразрыве пласта и проектировании соответст вующих работ для группы оптимизации добычи. Работал техническим консультантом по техноло гиям разработки продуктивных коллекторов, за канчивания скважин и эксплуатации в Конго, в настоящее время он занимается новыми техноло гиями оптимизации добычи и перспективными ме тодами заканчивания скважин с использованием оборудования для борьбы с выносом песка, делая акцент на повышении продуктивности скважин. Закончил Университет Павиа в Италии, получив степень в области гидротехники. Роджер Смит (Roger Smith), руководитель при кладного проектирования шарошечных долот в компании ReedHycalog, Хьюстон, штат Техас, в основном отвечает за разработку решений с ис пользованием шарошечных долот с акцентом на нового режущего вооружения, модернизацию про дукции и вопросы эффективности. 1978 г. посту пил на работу в компанию в качестве инженера. Впоследствии занимал различные должности в Хьюстоне, штат Техас, в областях разработки и поддержки продукции, НИОКР, взаимодействия со службами алмазной продукции, а также проек тирования продукции и решений. Обладатель двух патентов, Роджер получил степень бакалавра по машиностроению в Хьюстонском университете, штат Техас. Билл Стивен (Bill Steven), руководитель по буре нию в компании Texaco (Nigeria) Overseas Petroleum Co., руководит буровыми и ремонтными операциями в Нигерии. С момента поступления в компанию Texaco в 1979 г. в качестве ученика супервайзера буровых работ проработал на многих должностях в компании по всему миру. Они вклю чали руководителя морского бурения в Великобри тании и Германии, директора буровых работ в Абердине, Шотландия, директора буровых работ в Китае, директора по бурению в компании Texaco Malaysia в Таиланде и Мьянме, директора по буре нию в компании Texaco на месторождении Север ное Бузачи и руководителя бурения в Китае. Получил степень бакалавра (с отличием) по маши ностроению в Технологическом институте Роберта Гордона в Абердине, Шотландия. Дейв Тиффин (Dave Tiffin), работает в Хьюстоне, штат Техас; является старшим инженером по раз работке месторождений компании ВР и входит в сектор по борьбе с выносом песка и технологий заканчивания скважин, который обеспечивает глобальную поддержку всех операций компании ВР по заканчиванию скважин. В настоящее время оказывает поддержку работам по заканчиванию скважин с использованием расширяемых фильт ров в западном полушарии. Получив степень док тора по химической технологии в Университете НотрДам в СаутБенд, штат Индиана, в 1978 г. поступил на работу в исследовательский центр Amoco Production Co. в Талсе, штат Оклахома. 97 Скотт Диллард (Scott Dillard), работает в Reed Hycalog, Хьюстон, штат Техас и занимает пози цию координатора процессов порошковой металлургии. Отвечает за постоянное совершенст вование техпроцессов изготовления порошковых металлических режущих элементов и конструк ций долот, включая доработку конструкции обо рудования, стандартизацию действующих техпроцессов, а также автоматизацию систем тех нического контроля и проектирования. Кроме то го, осуществляет контроль за эксплуатацией опытных долот и работает с отделом продаж и промысловыми инженерами. Поступил на рабо ту в компанию Reed в 1977 г. в качестве инженера проекта в группу технической разработки, где от вечал за проектирование и проведение испытаний подшипников и уплотнений новых конструкций в лаборатории и на промыслах. В сферу его дея тельности входило создание, оформление докумен тации, а также проведение испытаний нового лабораторного оборудования по поддержке кон троля качества материалов уплотнений и новых систем крепления вставок. Имеет степень бакалав ра по машиностроению, полученную в Универси тете Ламар в Бомонте, штат Техас. Искандер Дияшев курирует создание геологических и гидродинамических моделей и проектов разработки всех месторождений и осуществляет научнометодическое руководство инженерными службами добывающих предприятий ОАО «Сибнефть». Эта работа ведется совместно с научноисследовательскими организациями компании — «ГеоНАЦ» и «Инпетро». «Сибнефть» считает создание современных методов разработки и управления резервуарами одной из основных функций компании и концентрирует на этом направлении значительные силы и средства. Разработка месторождений с использованием точных знаний о резервуарах и самых современных технологий является основным фактором, определяющим конкурентоспособность любой нефтяной компании. Искандер Дияшев окончил Московский физикотехнический институт, в 1994 году защитил диссертацию кандидата физикоматематических наук. В 1998 г. защитил докторскую диссертацию на нефтяном факультете университета Texas A&M. В 2001 году был избран Советником Российской Академии Естественных Наук. В 1990–1994 гг. работал в ОАО «Татнефть», затем — в подразделениях компании «Холдич» и «Шлюмберже» в США, с 1997 г. — инженер, старший инженер, руководитель проекта и глав ный инженер представительства компании «Шлюмберже» в ноябрьском регионе. Доктор Ди яшев принимал активное участие в разработке про грамм ГРП на Ярайнерском месторождении, горизонтального бурения и геологического модели рования для ОАО «СибнефтьНоябрьскнефтегаз». 96 Эрик Дрейк (Eric Drake), ведущий специалист по металлургии и руководитель лабораторий матери аловедения компании ReedHycalog, работает в Хьюстоне, штат Техас. Эрик начал свою карьеру в 1971 г. в отделении цепных и силовых передач компании Rexnord. В 1975 г. поступил на работу в компанию Reed, впоследствии занимая ряд должностей в сферах НИОКР и проектирования. Обладает 11 патентами США и является автором восьми работ в областях твердых материалов, по рошковой металлургии, трибологических покры тий и композитов с особыми характеристиками. Получил степень бакалавра по машиностроению и магистра по материаловедению в Висконсин ском университете, Милуоки. Имеет также сте пень доктора в области материаловедения, полученную в Университете Райс, штат Техас. Стив Купер (Steve Cooper) является инженером по разработке месторождений компании ВР в Аберди не, Шотландия. Отвечает за оказание технических услуг, поддержку при анализе с использованием системы NODAL* и НИОКР по системам заканчи вания в песчаных коллекторах в коммерческих группах компании. Проработав 18 лет в компании ВР, приобрел технический опыт во многих регио нах, включая Англию и прибрежные воды Евро пы, Северное и Каспийское моря, Мексиканский залив, Аляску и Западную Африку. Работал так же инженеромнефтяником в Хьюстоне, штат Те хас, и инженером по интенсификации в рамках проектов заканчивания скважин по заказу раз личных компанийоператоров на территории Ев ропы и Западной Африки. Тони Лоломари (Tony Lolomari) с 1999 г. работает промысловым инженером в группе маркетинга ПО для моделирования компании Schlumberger GeoQuest в Хьюстоне, штат Техас. Отвечает за маркетинг ПО моделирования и системы ECLIPSE. Он поступил на работу в компанию в Хьюстоне в 1996 г. в качестве геофизика, ответственного за коммерческую реализацию систем управления данными. Прежде, чем занять настоящую долж ность, отвечал за испытание и обучение пользова нию программным обеспечением системы геологического моделирования Property3D. Полу чил степень бакалавра по исследованиям нефти в Королевском колледже в Лондоне, Англия, и степень магистра по технологиям добычи нефти в Стэнфордском университете в Калифорнии. Чарльз Лукас (Charles Lucas), ведущий инженер по моделированию отделения по заканчиванию и увеличению продуктивности скважин компании Camco из Рошарона, штат Техас. В его основные обязанности входит оценка и содействие проекти рованию потенциально эффективных схем закан чивания скважин. Имеет 24летний опыт работы в нефтяной промышленности. Поступил на работу в компанию Schlumberger в 1998 г. в качестве инженера по моделированию из компании HolditchReservoir Technologies и был переведен в Camco/Schlumberger в 2000 г. Имеет степень ба калавра по технологиям добычи нефти, получен ную в Университете Талсы, штат Оклахома. Тим Макпайк (Tim McPike), старший промысло вый инженер в Applied Well Technology Group в составе компании Shell International E&P, рабо тает в Рийсвийке, Голландия. В компании Shell занимается проектированием и реализацией работ по интенсификации и заканчиванию скважин, внедрением технологий по контролю за пескопро явлением. Осуществил монтаж оборудования в не скольких регионах мира, от глубоководных месторождений Мексиканского залива и Северно го моря до промыслов в пустынных районах Ома на. Сотрудничал также с компанией Halliburton Energy Services в Канаде и Мексиканском заливе. Получил степень бакалавра по машиностроению в Университете Калгари, провинция Альберта, Канада. Томми Миллер (Tommy Miller) является специа листом по вычислительной технике с 17летним опытом разработки программного обеспечения для технологий добычи нефти. Работая в Абингдо не, Англия, в настоящее время, он является на чальником сектора группы по системе ECLIPSE Office* в компании GeoQuest Reservoir Products. С 1987 г. Томми работает в компании Schlumberger (ранее Intera and Exploration Consultants Ltd.) в качестве разработчика программного обеспече ния по программам элементного анализа диаграмм каротажа Weltest 200* и ELAN*. В 1989 г. стал руководителем по инсталяции программного обес печения, ответственным за поставку и инсталя цию программы ECLIPSE на предприятиях Заказчиков со всего мира. В 1993 г. занял долж ность руководителя по поддержке программного обеспечения на Ближнем и Дальнем Востоке. В 1995 г. вернулся в Абингдон, чтобы начать раз работку продукта ECLIPSE Office. Закончил Тех нологический колледж Пэйсли в Шотландии с дипломом специалиста по вычислительной тех нике. Эдвард Мэй (Edward May), старший инженерпро мысловик компании Schlumberger GeoQuest в Хьюстоне, штат Техас, имеет 18летний опыт ра боты в нефтяной промышленности, специализиру ясь на технологиях разработки и моделировании коллекторов. Он обеспечивает техническую под держку программного комплекса моделирования коллекторов ECLIPSE, разрабатывает и проводит тренинги по моделированию, а также работает в составе групп разработки ряда продуктов компа нии GeoQuest. Свою карьеру Эдвард начал про мысловым инженером сначала в Gulf Oil Company, а затем в компании Chevron USA (с 1983 по 1988 гг.). В 1989 г. поступил в Orbit Valve Company в качестве сервисного инженера и затем промыслового специалиста. В компанию GeoQuest пришел в 1997 г. Имеет степени бакалавра и ма гистра по технологиям добычи нефти, получен ные в Университете Миссури в Ролле, США. Мехмет Парлар (Mehmet Parlar), главный инже нер и специалист по буровым растворам в группе по развитию бизнеса технологий контроля за вы носом песка компании Schlumberger в Рошароне, штат Техас, занимается техническим маркетингом и участвует в разработке технологий борьбы с выносом песка, обоснованием методов очистки ствола скважин для конкретных случаев, продви жении новых технологий. Получив степени магис тра и доктора по технологиям нефтедобычи в Университете южной Калифорнии в ЛосАндже лесе, поступил на работу в компанию Dowell в Тал се, штат Оклахома, в качестве инженера по разработке месторождений. С 1996 по 1999 г. рабо тал промысловым инженером в группе по разви тию бизнеса в области борьбы с выносом песка компании Dowell в Лафайете, штат Луизиана. Пе ред тем, как занять настоящую должность, слу жил специалистом по добыче и техническим координатором в Шугарлэнде, штат Техас (с 1999 по 2001 г.). Автор многих публикаций, имеет так же степень бакалавра по технологиям добычи неф ти, полученную в Стамбульском техническом университете, Турция. Энцо Питони (Enzo Pitoni), старший инженер по заканчиванию скважин и промысловый инженер в компании Eni Agip, работает в Милане, Италия. Участвует в проектах создания новых технологий изоляции водопроявлений, систем гидроразрыва и набивки, а также заканчивания скважин без ис пользования фильтра. До поступления в располо женную в Милане группу по растворам для борьбы с выносом песка, изоляции водопроявлений и вскрытия пласта, восемь лет проработал в произ водственной лаборатории. Внес значительный вклад в достижение высоких результатов развития технологий по контролю за выносом песка и стра тегии вскрытия пласта компании Eni Agip в таких регионах, как Адриатическое море и Африка. Иг рал активную роль в ходе последнего успешного применения растворов ClearFRAC* для гидрораз рыва и набивки на газовых месторождениях Eni Agip в Адриатическом море. Получил степень ма гистра по химии в университете Перуджи, Италия. Александр Небесный — инженерпроектиров щик (DESCWS) Шлюмберже в Ноябрьске, про ект СибнефтьШлюмберже. После окончания Томского политехнического университета по спе циальности разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений в 1998 году начал рабо ту в компании Шлюмберже Даулл на должности полевого инженера. Нефтегазовое Обозрение Весна 2002 Колин Прайс1Смит (Colin PriceSmith), руководи тель по развитию бизнеса в областях заканчивания горизонтальных скважин компании Schlumberger в Рошароне, штат Техас. С 1999 г. занимается ко ординацией этой сферы бизнеса в интересах Schlumberger в глобальном масштабе. С 1985 г. в течение четырех лет работал в ПортХаркорте, Нигерия, в качестве промыслового инженера, а также инженера по сбыту и инженера по техни ческим вопросам. В 1989 г. переехал в Мири, вос точная Малайзия, в качестве инженера района в области борьбы с выносом песка и цементирова нием. В 1991 г. поступил в центр НИОКР компа нии Dowell в Талсе, штат Оклахома, в качестве специалиста по технологиям борьбы с выносом пе ска, отвечая за разработку и глобальный марке тинг этих технологий. С 1993 по 1997 гг. работал руководителем по заканчиванию скважин с ис пользованием технологий борьбы с выносом песка на месторождениях Северного моря. Очередным его назначением (с 1997 по 1998 г.) стала долж ность руководителя (Европa, Россия и СНГ) по ра ботам в скважинах (WPS). Следующий год он проработал руководителем подразделения WPS в Западной Африке, отвечая за разработку и реа лизацию бизнеспланов. Автор многих докладов и статей, относящихся к очистке ствола скважи ны и заканчиванию горизонтальных скважин с ис пользованием оборудования для борьбы с выносом песка, Колин получил степень бакалавра (с отли чием) по технологиям добычи и менеджменту в Университете Ноттингема, Англия. Эди Рандолл (Edy Randall) является промысловым инженером компании ВР на месторождении Уитч фарм в Уорэме, Англия. Поступил в компанию ВР промысловым инженером в группу по эксплуата ции глубоководных месторождений, работающую в Мексиканском заливе. Далее в компании ВР за нимался технологиями добычи в Прадхобей, штат Аляска, США. Получил степень бакалавра по тех нологиям добычи нефти в Колорадском институте горного дела в Голдене. Джузеппе Рипа (Giuseppe Ripa), старший промыс ловый инженер по заканчиванию скважин. 16 лет работает в компании Eni Agip. Три года занимался технологиями заканчивания и ремонта скважин, затем восемь лет специализировался на технологи ях по борьбе с выносом песка, интенсификацией, гидроразрыве пласта и проектировании соответст вующих работ для группы оптимизации добычи. Работал техническим консультантом по техноло гиям разработки продуктивных коллекторов, за канчивания скважин и эксплуатации в Конго, в настоящее время он занимается новыми техноло гиями оптимизации добычи и перспективными ме тодами заканчивания скважин с использованием оборудования для борьбы с выносом песка, делая акцент на повышении продуктивности скважин. Закончил Университет Павиа в Италии, получив степень в области гидротехники. Роджер Смит (Roger Smith), руководитель при кладного проектирования шарошечных долот в компании ReedHycalog, Хьюстон, штат Техас, в основном отвечает за разработку решений с ис пользованием шарошечных долот с акцентом на нового режущего вооружения, модернизацию про дукции и вопросы эффективности. 1978 г. посту пил на работу в компанию в качестве инженера. Впоследствии занимал различные должности в Хьюстоне, штат Техас, в областях разработки и поддержки продукции, НИОКР, взаимодействия со службами алмазной продукции, а также проек тирования продукции и решений. Обладатель двух патентов, Роджер получил степень бакалавра по машиностроению в Хьюстонском университете, штат Техас. Билл Стивен (Bill Steven), руководитель по буре нию в компании Texaco (Nigeria) Overseas Petroleum Co., руководит буровыми и ремонтными операциями в Нигерии. С момента поступления в компанию Texaco в 1979 г. в качестве ученика супервайзера буровых работ проработал на многих должностях в компании по всему миру. Они вклю чали руководителя морского бурения в Великобри тании и Германии, директора буровых работ в Абердине, Шотландия, директора буровых работ в Китае, директора по бурению в компании Texaco Malaysia в Таиланде и Мьянме, директора по буре нию в компании Texaco на месторождении Север ное Бузачи и руководителя бурения в Китае. Получил степень бакалавра (с отличием) по маши ностроению в Технологическом институте Роберта Гордона в Абердине, Шотландия. Дейв Тиффин (Dave Tiffin), работает в Хьюстоне, штат Техас; является старшим инженером по раз работке месторождений компании ВР и входит в сектор по борьбе с выносом песка и технологий заканчивания скважин, который обеспечивает глобальную поддержку всех операций компании ВР по заканчиванию скважин. В настоящее время оказывает поддержку работам по заканчиванию скважин с использованием расширяемых фильт ров в западном полушарии. Получив степень док тора по химической технологии в Университете НотрДам в СаутБенд, штат Индиана, в 1978 г. поступил на работу в исследовательский центр Amoco Production Co. в Талсе, штат Оклахома. 97
