Как бурят нефтяные скважины с помощью цифровых технологий
Обновлено: 07.07.2024
Последние инновационные технологии исследования скважин для современной добычи
Методы, которые применяются в процессе исследования самых разнообразных скважин, могут носить различный характер. Причём речь не обязательно идёт о технологии и технике исследования скважин под воду. Здесь стоит говорить и о нефти, и о газе.
По большей части, методики и оборудование для исследования скважин вне зависимости от исследуемой области будут одинаковыми. Рассмотрим основные типы и методы изучений, которые используют в каждой конкретной ситуации.
Например, перед тем как начать бурить непосредственно скважину, нужно собрать как можно больше информации о ней. Здесь можно сделать выводы о её экономической эффективности, а на основе полученных данных подобрать оптимальное оборудование, которое будет использоваться для подъёма воды на поверхность.
Требования к информационному обеспечению строительства нефтегазовых скважин в данной ситуации заключаются в переводе современных исследовательских технологий в разряд обеспечивающих и воздействующих. При них информационное сопровождение наряду с получением необходимого объёма данных давало бы дополнительный экономический, технологический, или иной эффект. К данным технологиям следует отнести следующие комплексные работы:
• контроль наземных технологических параметров и выбор наиболее оптимальных режимов бурения (например, выбор оптимальных нагрузок на долото, обеспечивающих высокую скорость проходки);
• забойные измерения и каротаж в процессе бурения (MWD и LWD-системы);
• измерения и сбор информации, сопровождаемые одновременным управлением технологическим процессом бурения (управление траекторией горизонтальной скважины с помощью управляемых забойных ориентаторов по данным забойных телеизмерительных систем).
Всё новое — это хорошо забытое старое
Перед современным нефтегазодобывающим и угледобывающим комплексом стоит ряд серьёзных проблем.
В некоторых когда-то прибыльных регионах падает уровень добычи из-за истощённости разрабатываемых месторождений и их прогрессирующей обводнённости. Ежегодная добыча не компенсируется приростом уже заранее подготовленных запасов. В свете этих трудностей основными задачами являются существенное повышение геологической, оперативной и экономической эффективности подготовки новых запасов, а также увеличение коэффициента извлечения полезных ископаемых на разрабатываемых месторождениях.
Эффективность поисково-разведочных работ во многом зависит от объёмов исследований глубоких скважин. На данный момент времени именно современная сейсморазведка является ключевым звеном повышения геологической эффективности добычи, а, следовательно, оперативности и экономичности подготовки запасов. Поэтому применение всё более совершенных сейсмических исследований является залогом решения поставленных выше задач.
К сожалению, восхваляемое ранее применение технологий 3D-сейсморазведки не принесло ожидаемого результата в смысле необходимого повышения геологической эффективности поисково-разведочного бурения, хотя стоимость работ существенно возросла относительно более старых исследовательских методов.
Отдельно не хотелось бы останавливаться на положительных и отрицательных сторонах 3D-сейсморазведки, специалистам они прекрасно известны. Благодаря совместной работе российских учёных и геологов в настоящее время существует альтернатива — инновационные сейсмоакустические технологии, позволяющие решить проблему 100-процентной продуктивности вновь пробуренных поисково-разведочных скважин.
Справка
Для разработки инновационных сейсмоакустических технологий использованы результаты фундаментальных и прикладных экспериментальных, лабораторных и натурных исследований, проводимых учёными научной школы профессора О. Кузнецова ещё с середины 1980-х годов.
Как бы это парадоксально не звучало, но именно благодаря достаточно старым трудам российских учёных идёт разработка новых проектов. Результаты тех исследований позволили выявить закономерности нелинейного взаимодействия упругих волн с многофазной поротрещиноватой средой и оценить возможность использования упругих волн с «инфранизкой» энергетикой для диагностики и управления состоянием и свойствами геологической среды.
Благодаря полученным данным, которые стали базовой основой современных разработок, удалось создать принципиально новые сейсмоакустические технологии, которые расширили возможности специалистов, особенно по сравнению с привычно используемыми методами — российскими и зарубежными. Наиболее важные инновационные сейсмоакустические технологии отмечены премией Правительства РФ в 2008 году в области науки и техники и кратко представлены ниже.
А вам СЛаБО?
Крупнейшую российскую технологию «Сейсмический локатор бокового обзора (СЛБО)» создали в 1990 году специально для изучения трещиноватости геологической среды на нефтегазовых месторождениях. Реализовали на практике её несколько позднее. Технологии СЛБО отличается от привычных для специалистов тем, что используются рассеянные сейсмические волны, ранее никогда не применявшиеся в сейсморазведке.
Рассеянные волны (РВ) являются прямым индикатором трещиноватости геосреды. А вот энергия сейсмических сигналов этих волн отождествляется с интенсивностью открытой трещиноватости геосреды в области 1-й зоны Френеля. Рассеянные волны характеризуются аномально низкой энергией на 1-2 порядка ниже, чем у зеркально отражённых волн, широко применяемых в стандартной сейсморазведке. Для выделения таких волн используют суперкратное накопление (около 104) сейсмических сигналов этих волн.
Для реализации синфазного накопления сигналов рассеянной волны потребовалось уже ранее разработанное С. И. Шленкиным фокусирующее преобразование сейсмического волнового поля.
Оно позволяет в регистрируемом сейсмическом поле выделить рассеянные волны, определить их энергию и место возникновения.
Важно помнить, что на основе фокусирующего преобразования осуществляют сканирующий обзор нижнего полупространства и получают объёмную матрицу значений энергии рассеянной волны, отождествляемую 3D-полем индекса открытой трещиноватости геосреды.
Для исключения областей, где доминантное влияние имеют отражённые волны, при наблюдении реализуют схему локатора бокового обзора.
Одним из самых важных преимуществ технология СЛБО является возможность надёжно решать наиболее важную задачу — получение высоких и максимальных притоков нефти во вновь пробуренных скважинах. Отметим, что кроме Сибири аналогичные результаты получения максимальных притоков ультразвуковых волн за счёт бурения скважин в аномально трещиноватые зоны получены в Оренбургской области, на Северном Кавказе, в Иране.
А вот полученные на практике результаты исследований СЛБО используют также для решения ряда других важных задач. Благодаря данной разработке удаётся составить прогноз аварийно-опасных интервалов бурения скважин (поглощение бурового раствора, прихват инструмента, выброс пластового флюида и т. д.), провести оптимизацию направления горизонтальных скважин, повышение эффективности сейсморазведки в сложных сейсмогеологических условиях, контроль изменения трещиноватости при техногенном воздействии на геологическую среду и продуктивную толщу.
Низкие частоты на благо исследований
Не менее известной технологией акустической низкочастотной разведки является АНЧА Р. Эта методика создана в 1993 году для прямого обнаружения месторождений нефти и газа. В основе технологии лежит эффект генерации углеводородной залежью собственных когерентных колебаний в диапазоне инфранизких частот, около 3-7 Гц, при возбуждении её внешним искусственным или естественным полем упругих колебаний. Режим генерации собственных волн сохраняется в некотором интервале времени даже после прекращения действия внешнего источника возбуждения.
Практические полевые наблюдения, которые проводят учёные с помощью специальных датчиков в инфразвуковом диапазоне частот, доказали эффективность данного типа исследований. За основу данной процедуры обработки сейсмических сигналов берётся расчёт спектральной мощности сейсмического волнового поля до и после вибровоздействия.
АНЧАР успешно применяют даже в промышленной сфере. Технология позволяет прогнозировать наличие нефти и газа до глубин более 6 км. Благодаря данной разработке учёных изучено более 500 участков на поисково-разведочных площадях, разрабатываемых месторождениях и эксплуатируемых подземных газовых хранилищах. Также в более чем 85% случаев результат исследований положительно подтверждался бурением.
Исследование глубин
В связи с последними тенденциями исследований глубоководных нефти и газа выросло значение морской геофизической разведки. Благодаря острой актуальности данной специфики специалисты разработали новую, специализированную под глубинные условия версию АНЧАР — прямую акваториальную разведку углеводородного сырья (ПАРУС). Данная технология рассчитана для проведения измерений на море и суше и во многом сходна с предшественницей. Технологию АНЧАР используют в сложных сейсмогеологических условиях (соляно-купольная тектоника, транзитные зоны и других), что позволяет существенно повысить эффективность сейсморазведки на поисково-разведочном этапе.
Одни из последних изобретений
Также известность обрела технология «Сейсмолокация очагов эмиссии (СЛОЭ)». Её создали в 2005 году для решения важных геологических и промысловых задач, ранее не ставившихся перед сейсморазведкой, на разведуемых и разрабатываемых месторождениях, а также поисковых площадях. В основе лежит изучение микросейсмической эмиссии (МСЭ) упругих волн геологической среды. В основе технологии СЛОЭ используются принципы пассивного локатора. Наблюдения волнового поля осуществляют с дневной поверхности площадной системой (апертурой) геофонов. Обработку же проводят на основе фокусирующего преобразования.
Справка
ОАО «Сургутнефтегаз» регулярно проводит соревнования профессионального мастерства на звание «Лучший по профессии». В текущем году состоятся 42 подобных соревнования среди коллективов и работников компании, из которых 24 — по рабочим специальностям, в том числе операторов по исследованию скважин. Лучшим среди конкурсантов признан оператор по исследованию скважин 4-го разряда НГДУ «Лянторнефть» Артем Корниенко.
Отличительная особенность СЛОЭ — специалисты своевременно и оперативно получают результаты мониторинга. И сразу в режиме реального времени. Благодаря полученным результатам исследований изучается процесс изменения МСЭ в точках сканирования геологической среды.
Отметим, что данный процесс характеризуется как мультипликативный случайный. Для него стационарными параметрами являются среднее значение, дисперсия и автокорреляционная функция. Именно эти показатели определяются такими характеристиками геосреды, как напряженное состояние, трещиноватость, физико-механические свойства и тип флюидонасыщения.
Работы по технологии СЛОЭ делятся на кратковременный и долговременный мониторинги МСЭ. В первом случае мониторинг проводится в течение 1-2 часов для изучения результатов воздействия на пласт, в основном гидроразрыва пласта (ГРП). Так технология СЛОЭ позволяет контролировать процесс ГРП в реальном времени и оперативно останавливать его, предотвращая его негативное развитие.
Так, например, по данным длительного мониторинга, около 20 дней, научные работники получают важную геологическую и промысловую информацию о месторождении:
• неоднородность нефтесодержания, глинизацию, наряженное состояние продуктивной толщи и её мини-блоковое строение;
• схемы потоков нефти и воды в залежи;
• потенциал текущего дебита скважин и выделение первоочередных скважин для кратного увеличения притоков нефти;
• обводнённость залежи, конфигурацию фронта вытеснения нефти водой, местоположение останцов нефти.
Эта информация позволяет полностью оптимизировать разработку с целью увеличения полноты извлечения и темпа отбора нефти на месторождении при снижении эксплуатационных затрат за счёт сокращении объёмов бурения и исключения неэффективных геолого-технологических мероприятий.
Комплекс технологий «Сейсмоакустическое воздействие на продуктивный пласт» создан в 2000 годах для повышения коэффициента нефтеизвлечения (КИН) и темпа отбора нефти на месторождениях с падающей добычей, истощёнными и трудно извлекаемыми запасами. Он включает 15 комбинированных волновых технологий.
Основной физической новизной технологии является дистанционное сейсмоакустическое воздействие на продуктивную среду упругими колебаниями гармонической и импульсной формы самостоятельно или в сочетании с гидродинамическими, химическими и тепловыми воздействиями.
Для реализации комплекса технологических процессов создан ряд скважинных гидро- и газодинамических генераторов упругих колебаний различной мощности, струйных насосов и скважинного оборудования, который позволяет проводить работы для любых конструкций скважин и типов геологического разреза. Именно технологии сейсмоакустического воздействия позволяют:
• кратно повысить продуктивность и приемистость добывающих и нагнетательных скважин;
• реанимировать скважины, находящиеся в длительном простое;
• подключить к работе низкопроницаемые, неоднородные заглинизированные пропластки;
• вовлечь в разработку слабодренируемые и застойные зоны;
• инициировать и интенсифицировать традиционные физико-химические, тепловые, гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи;
• повысить успешность гидроразрыва пласта, эффективность гидроизоляции и др.
По технологии сейсмоакустического воздействия обработано более 3000 скважин. Успешность проведения работ составила около 95% при продолжительности эффекта 6-18 месяцев и более.
Успешность последних разработок
О масштабах реализации результатов работ свидетельствуют следующие данные. Сейсмические работы по технологии СЛБО, АНЧА Р и СЛОЭ широко использованы в нефтедобывающих регионах России: Восточная и Западная Сибирь, Урало-Поволжье, Север Европейской части, Северный Кавказ, Сахалин, шельфы Каспийского и Берингова морей, а также в других странах. Изучено более 100 поисково-разведочных объектов и площадей по технологии СЛБО, более 300 — АНЧАР и 6 — СЛОЭ.
По сейсмоакустическому воздействию работы выполнены в Западной Сибири, республиках Башкортостан и Татарстан, Удмуртия и другие, а также в странах зарубежья (СНГ , Южная Америка, Германия, Сирия и прочие) в более 3000 добывающих и нагнетательных скважинах на 95 месторождениях. Годовые объёмы работ с применением разработанных технологий продолжают неуклонно увеличиваться.
Справка
Глубина бурения скважин океанских недр может достигать 10 тыс.м, и находится на глубине 2м под водой.
Разработанные инновационные технологии являются уникальными в мировой практике и защищены патентами РФ, США и других стран. Опробование этих технологий на нефтяных месторождениях показало их высокую конкурентоспособность по сравнению с зарубежными аналогами. Обеспечены приоритет на мировом рынке и технологическая безопасность нефтегазового сектора экономики России в данном направлении.
Достигнутый экономический эффект выражен в ускорении поисково-разведочных работ и вводе в эксплуатацию новых территорий нефтедобычи в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в связи со строительством ВСТО .
Так, внедрение новой разработанной технологии сейсморазведки СЛБО для изучения трещиноватости продуктивной толщи на Куюмбинском месторождении (с площадью около 6 000 км2, Красноярский край) позволило значительно ускорить его разведку. Достигнутый экономический эффект к настоящему времени составляет 4,3 миллиарда рублей.
Опыт разведки Куюмбинского месторождения широко распространяется в Восточной Сибири. В старых нефтедобывающих районах Урало-Поволжья, Западной Сибири и других внедрение сейсмоакустических технологий воздействия на продуктивные пласты позволило дополнительно добыть более 3 миллионов тонн нефти, что по современным ценам составляет более 40 миллиардов рублей.
Геолого-технологические исследования
В информационном обеспечении процесса строительства скважин особенно важную роль играют геолого-технологические исследования (ГТИ). Основной задачей службы ГТИ являются изучение геологического строения разреза скважин, выявление и оценка продуктивных пластов и повышение качества строительства скважин на основе получаемой в процессе бурения геолого-геохимической, геофизической и технологической информации.
Оперативная информация, получаемая службой ГТИ, имеет большое значение при бурении разведочных скважин в малоизученных регионах со сложными горно-геологическими условиями, а также при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин. Однако в связи с новыми требованиями к информационному обеспечению процесса бурения задачи, решаемые службой ГТИ, могут быть значительно расширены.
Высококвалифицированный операторский состав партии ГТ И, работающий на буровой, на протяжении всего цикла строительства скважины при наличии соответствующих аппаратурно-методических средств и программного обеспечения в состоянии решить практически полный комплекс задач информационного сопровождения процесса бурения:
• геолого-геохимические и технологические исследования;
• обслуживание и работа с телеизмерительными системами (MWD и LWD-системы);
• обслуживание автономных систем измерения и каротажа, спускаемых на трубах;
• контроль параметров бурового раствора;
• контроль качества крепления скважины;
• исследования пластового флюида при опробовании и испытании скважин;
• каротаж на кабеле;
• супервайзинговые услуги и т. д.
В ряде случаев совмещение этих работ в партиях ГТ И является экономически более выгодным и позволяет экономить на непроизводительных затратах по содержанию специализированных, узконаправленных геофизических партий, минимизировать транспортные расходы. Однако технических и программно-методических средств, позволяющих объединить перечисленные работы в единую технологическую цепочку в станции ГТ И, в настоящее время нет. Поэтому возникла необходимость разработки более совершенной станции ГТИ нового поколения, которая позволит расширить её функциональные возможности.
Рассмотрим основные направления работ при этом. Основные требования к современной станции ГТИ — это надёжность, многофункциональность, модульность и информативность. Станция построена на принципе распределенных удаленных систем сбора, которые объединены между собой с использованием стандартного последовательного интерфейса.
Основными низовыми системами сбора являются концентраторы, предназначенные для развязки последовательного интерфейса и подключения через них отдельных составных частей станции: модуля газового каротажа, модуля геологических приборов, цифровых или аналоговых датчиков, информационных табло.
Через такие же концентраторы к системе сбора (на регистрирующий компьютер оператора) подключаются и другие автономные модули, и системы: модуль контроля качества крепления скважин (блок манифольда), наземные модули забойных телеизмерительных систем, систем регистрации геофизических данных типа «Гектор» или «Вулкан» и подобные.
Концентраторы одновременно должны обеспечивать гальваническую развязку цепей связи и питания.
В зависимости от возложенных на станцию ГТИ задач количество концентраторов может быть разным — от нескольких единиц до нескольких десятков штук. Программное обеспечение станции ГТИ обеспечивает полную совместимость и слаженную работу в единой программной среде всех технических средств.
Другие способы и методики
Скважинные дебито- и расходометрические исследования позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих и поглощения в нагнетательных скважинах.
Обычно эти исследования дополняются одновременным измерением давления, температуры, влагосодержания потока (доли воды) и их распределения вдоль ствола скважины.
Для исследования на электрическом кабеле в работающую нагнетательную скважину спускают скважинный прибор — расходомер (в добывающую скважину — дебитомер), датчик которого на поверхность подаёт электрический сигнал, соответствующий расходу жидкости.
Прибор перемещают в скважине периодически с определенным шагом (около 1 метра) от точки к точке. В каждой точке измеряется суммарный расход.
По данным измерения строят диаграмму интенсивности (расходо- или дебитограмму) или преимущественно профиль поглощения (притока) жидкости, что позволяет определить работающие интервалы, их долевое участие в общем расходе (дебите) жидкости, охват разработкой по толщине пласта (отношение работающей толщины пласта к нефтенасыщенной и перфорированной), эффективность проводимых в скважине работ по воздействию на призабойную зону пласта.
При наличии измерения забойного давления можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) каждого интервала или в случае исследований при нескольких режимах работы скважины — построить для них индикаторные линии.
Термодинамические исследования скважин позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов нефти при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования.
Расходо- и термометрия скважин позволяют также определить места нарушения герметичности колонн, перетоки между пластами и другие.
Гидродинамические методы исследования скважин и пластов, по данным о величинах дебитов жидкостей и газа, о давлениях на забоях или об изменении этих показателей, а также о пластовой температуре во времени, позволяют определять параметры пластови скважин.
Определение параметров пластов, по данным указанных исследований, относится к так называемым обратным задачам гидродинамики, при решении которых по измеряемым величинам на скважинах (дебиты, давления, температура) устанавливаются параметры пластов и скважин (проницаемость, пористость, пъезопроводность пласта, несовершенство скважин и другие).
Целью гидродинамических исследований на стадии промышленной разведки месторождений является получение возможно полной информации о строении и свойствах пластов, необходимой для подсчёта запасов и составления проекта разработки.
Новая технология, которая поможет нефтяникам бурить горизонтальные скважины
Пять лет назад «Газпром нефть» включилась в работу по созданию отечественных роторных управляемых систем, так нужных для эффективного строительства высокотехнологичных скважин. Недавно в разработке был сделан серьезный шаг вперед: на активах компании успешно испытан предсерийный образец такого оборудования.
Рассказываем, почему его создание оказалось задачей исключительной сложности и какие перспективы открывает начало производства подобных систем в России.
Проблемные траектории
Роторные управляемые системы (РУС) — самая продвинутая технология в наклонно-направленном бурении. Она позволяет строить скважины сложной конфигурации с очень длинными горизонтальными стволами и делать это быстрее и точнее, чем любые другие существующие способы. Когда нужно пробурить горизонтальный ствол длиной 10 км и даже больше, когда надо попасть в тонкий нефтяной пласт толщиной 1 м или пройти по сложной, жестко заданной траектории, где незначительное отклонение может привести к существенному снижению показателей скважины, огромным затратам на перебуривание, а то и к полной ее потере, — в таких случаях РУС фактически безальтернативное решение.
Такие системы появились в 1990-х годах и позволили преодолеть некоторые существенные сложности, сдерживавшие развитие наклонно-направленного бурения. Ранее для этих целей применялся винтовой забойный двигатель (ВЗД) , установленный под некоторым углом к оси бурильной колонны. В этом случае, чтобы добиться нужной траектории, режимы бурения чередуют: то вращают всю колонну, как при роторном бурении, и тогда бурение происходит по прямой. То запускают забойный двигатель, который находится сразу за долотом и вращает только его, в то время как вся бурильная колонна остается неподвижной, — и за счет того самого угла, на который двигатель отклонен от оси колонны, ствол начинает загибаться в нужную сторону.
При таком способе с увеличением длины горизонтального ствола риск осложнений заметно возрастает. Кроме того, смена режимов бурения создает в стволе разнообразные неровности, изгибы, изменения диаметра, что также может затруднить бурение, проведение каротажа, спуск обсадной колонны и заканчивание. Многочисленные операции по спуску и подъему оборудования, без которых при бурении на ВЗД не обойтись, требуют времени, а на промывку скважины тратится очень много электроэнергии.
Наконец, при бурении длинного горизонтального ствола с ВЗД обеспечить высокую точность попадания в нужный интервал достаточно сложно, а сегодня это все чаще становится непременным условием успеха. Бурильная колонна хоть и состоит из стальных труб, на самом деле достаточно гибкая, и чем дальше ее приходится проталкивать по горизонтальному стволу, тем сложнее управлять долотом на ее конце. С ростом протяженности горизонтального ствола возрастает и масса бурильной колонны, и сила трения ее о стенки скважины. С какого-то момента дальнейшее продвижение по заданной траектории оказывается невозможным.
Сплошные преимущества
Роторные управляемые системы, как ясно из самого их названия, предполагают использование роторного бурения — такого, при котором бурильная колонна постоянно вращается. В результате ствол получается более гладким и плавным, чем при использовании ВЗД, и скважина лучше очищается от шлама — остатков выбуренной породы. Все это снижает вероятность осложнений — прихватов, уменьшает силу трения. Скорость бурения возрастает в среднем в два раза.
РУС может менять направление за счет действия отклоняющей системы, расположенной за долотом, управлять которой можно с поверхности. Две основные разновидности конструкции РУС различаются по устройству этой отклоняющей системы. В первом случае отклонение траектории происходит за счет изменения положения лопаток, упирающихся в стенки ствола скважины и отклоняющих долото в нужную сторону. Во втором, чтобы добиться аналогичного результата, специальный механизм изгибает вал, вращающий долото.
При этом встроенная система телеметрии, расположенная гораздо ближе к долоту, чем при использовании ВЗД, постоянно контролирует отклонения ствола и передает данные на поверхность, где принимаются решения о дальнейших корректировках траектории.
Система позволяет добиться не только удивительной точности и значительного отхода от вертикали, недоступных для ВЗД. С их помощью можно бурить идеально вертикальные скважины с углом отклонения не более 0,2 градуса. А за счет сокращения времени бурения уменьшается и период контакта бурового раствора с продуктивным пластом, и тот меньше загрязняется реагентами, что позитивно сказывается на его фильтрационных свойствах и притоке нефти в скважину.
Космические технологии
Тем не менее у РУС есть один существенный недостаток — высокая стоимость. В России они появились около 10 лет назад благодаря компаниям — представителям большой нефтесервисной четверки . Их разработки в этой области были первыми, с конца 1990-х годов постоянно совершенствуются и сегодня наиболее известны. В мире существуют еще ряд производителей таких систем (США, Китай), не представленных в России, — и ни одного российского.
Решения ведущих международных нефтесервисных компаний, представленные на российском рынке, очень дороги, что существенно сокращает возможности для их применения.
Между тем, ухудшение качества запасов и перспективы роста числа проектов по разработке трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов делают применение РУС в России чрезвычайно актуальным. Уже сегодня в РФ с применением таких систем строится более 1,5 тыс. скважин в год. Казалось бы, есть перспективный рынок (в 2018 году рост потребности в РУС в России «Газпром нефть» оценивала примерно в 60% за 5 лет), есть спрос — почему бы не создать отечественный аналог и не предложить его российским нефтяным компаниям, заинтересованным в высокотехнологичных услугах бурения? Однако это не так просто.
Во время бурения РУС испытывает чрезвычайно высокие нагрузки: сильные вибрации, высокие давления, сжатие и растяжение, абразивный износ от циркулирующего раствора. При этом важна не только надежность металлических частей, но и точность приводов, стабильность работы электронных компонентов, специальное ПО, которое обеспечит точность измерения, компенсируя искажения из-за вибраций. Требования к такому оборудованию столь высоки, что по многим характеристикам превосходят высокоточное оружие и космические аппараты. При этом если ракета, как правило, используется один раз, то компоновка РУС должна работать долго и надежно, быть способной без обслуживания пройти несколько километров под землей.
Дело государственной важности
В 2014 году возникли новые стимулы для создания собственных РУС в России. Под санкциями оказались шельфовые проекты, а также нетрадиционные запасы, а значит, применять импортные технологии бурения стало невозможно именно там, где они больше всего были нужны.
Для «Газпром нефти», в которой около 20% скважин бурится с использованием роторных управляемых систем, создание отечественных РУС стало одним из приоритетных направлений в импортозамещении. Это вопрос экономической эффективности крупных проектов, которые уже реализуются, таких как „Мессояха“ и „Новый порт“, а также будущих проектов.
Совместно с Минпромторгом России и рядом других нефтегазовых компаний была создана экспертная группа, сформировавшая отраслевые технические требования к такому оборудованию. Они были утверждены в 2018 году и позволили конкретизировать задачи, стоящие перед разработчиками и производителями. Фонд развития промышленности при Минпромторге обеспечил господдержку компаниям, занявшимся разработкой РУС. Так в 2016 году компания «Буринтех», ведущая работы по созданию российской РУС, получила финансирование и вошла в перечень системообразующих организаций в отрасли нефтегазового машиностроения.
«Газпром нефть», в свою очередь, предоставила площадку для испытаний нового оборудования, активно участвуя в их подготовке и проведении вместе с разработчиками. Испытания роторной управляемой системы РУС-ГМ-195 научно-производственного предприятия «Буринтех» проводились на активах «Газпромнефть-Хантоса». Регион по существующим условиям бурения лучше всего подходит для того, чтобы оценить, как оборудование справляется со своей основной задачей. За пять лет проведено семь испытаний.
В 2020 году с использованием российской РУС на Южно-Приобском месторождении удалось пробурить участок скважины длиной более 1,9 км. Успешные опытно-промышленные испытания на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса» стали результатом масштабной работы конструкторов и разработчиков. Технология потребовала создания комплекса уникальных научных решений, начиная с подбора сверхнадежных материалов и заканчивая изготовлением и успешным испытанием прототипов в реальных условиях.
Следующим этапом станут доработка и размещение электронных компонентов системы. Чтобы довести предсерийный образец до стадии серийного производства, он должен пройти еще ряд стендовых и полевых испытаний и подтвердить свою надежность.
Подписывайтесь, чтобы больше узнать о технологиях в нефтяной отрасли. Оставляйте свои комментарии - нам важно знать ваше мнение.
Как добывают нефть: просто о сложном. Часть 2
Мы уже рассказывали о том, что из себя представляет нефтяной пласт и как из него вытесняют нефть. Сегодня поговорим о том, как пробурить идеальную скважину и какие типы скважин бывают.
От быка до турбобура
Бурить скважины люди начали давно. Известно, что в эпоху династии Хань (202 до н. э. — 220 н. э.) китайцы уже умели строить скважины, достигавшие 600 м в глубину. Судя по сохранившимся изображениям, при этом использовался ударно-вращательный метод бурения: быки поворачивали долото, а группа людей синхронными прыжками загоняла его глубже в землю. Первая информация о бурении скважин в России относится к IX веку и связана с добычей растворов поваренной соли в районе Старой Руссы.
Официально принято считать, что первую скважину глубиной около 500 м, предназначенную для коммерческой добычи нефти, построил в 1859 году в штате Пенсильвания Эдвин Дрейк. Однако известно, что как минимум за 10 лет до этого нефтяные скважины успешно строили в Баку, и это не единственный пример, позволяющий оспаривать пальму первенства США.
В середине XIX века при бурении скважин для добычи соляных растворов, а потом и нефти применялось в основном ударное бурение. При этом разрушение (дробление) породы происходит под действием ударов падающего снаряда либо ударов по самому неподвижному снаряду. С увеличением глубины бурения эта технология становится все менее эффективной — сложнее промывать скважину, жидкость создает дополнительное сопротивление падающему долоту, а при бурении без промывки много времени уходит на очистку и крепление скважины. Поэтому на смену ударному пришло вращательное бурение.
Внедрение технологии механического роторного бурения в начале ХХ века стало одним из ключевых событий развития нефтяной промышленности. Впервые новую технологию применили на нефтяных промыслах Техаса в 1901 году. При роторном бурении долото, дробящее породу, присоединялось к колонне бурильных труб, вся эта конструкция опускалась в скважину и вращалась специальным станком с поверхности.
К окончанию первой трети XX века роторное бурение полностью завоевало нефтяную отрасль. Изменения в конструкции оборудования и технологии привели к более чем десятикратному увеличению скорости проходки и снижению себестоимости буровых работ, при этом глубину скважин удалось увеличить до 3–4 км. Впрочем, и этот способ не был лишен недостатков. Среди них — громоздкость бурового инструмента: при глубине скважины в 4 км колонна бурильных труб весила более 200 тонн, и основная часть энергии тратилась именно на вращение колонны, а не на углубление самой скважины. Решить проблему позволило размещение двигателя, вращающего долото, в глубине скважины.
Прогресс двигателей
Первым такой агрегат — турбобур — создал в 1922 году советский ученый Матвей Капелюшников. Современный турбобур — это многоступенчатый гидравлический двигатель. В каждой ступени турбины (а их количество может достигать 350) имеются два диска с профильтрованными лопатками. Один из них (статор) неподвижно закреплен в корпусе турбобура, а другой (ротор) вращается. Буровой раствор, нагнетаемый в скважину для промывки забоя, вращает роторы, усилие с которых передается на долото. Позднее появились и другие виды погружных двигателей, например, электрический и винтовой. В настоящее время на бурение с применением забойных двигателей приходится более 90% работ. При этом само бурение происходит с чередованием направленного (без вращения всей колонные) и роторного режима (с вращением колонны). Именно этот способ бурения позволил строить не только вертикальные скважины.
Существенный недостаток традиционного роторного бурения — невозможность передавать на долото усилие, которое бы искривляло траекторию проходки в нужном направлении. Появление забойного двигателя решило эту проблему. Чтобы искривить ствол скважины, применяются специальные отклонители долота, при этом само долото вращается погружным двигателем. Когда угол наклона скважины изменен, прямой участок можно пройти роторным способом.
Возможность бурить скважины с разным углом наклона, в том числе и горизонтальные, стала толчком к появлению идеи строительства многоствольных скважин. То есть скважин, у которых от основного ствола отходят дополнительные под разными углами. Мало того, ответвления могут отходить и от боковых стволов. Часто боковые стволы зарезаются на уже существующих скважинах, чтобы увеличить охват разрабатываемых продуктивных пластов. В целом же строительство многоствольной скважины на залежи позволяет добраться до разобщенных зон коллектора, содержащих нефть, обеспечить более эффективное управление разработкой месторождения и избежать преждевременного обводнения, сэкономить на капзатратах на бурение. В «Газпром нефти» технологию многоствольного бурения начали осваивать в 2011 году. В 2012 году было пробурено пять таких скважин, а уже два года спустя этот показатель увеличился в шесть раз.
Цифровое бурение
Бурение скважин — дорогостоящий процесс, существенно влияющий на себестоимость добычи нефти. И чем дальше, тем сложнее и дороже он становится: чтобы эффективно разрабатывать трудноизвлекаемые запасы, нужно строить сложные, высокотехнологичные скважины. Повышать эффективность бурения помогают технологии Индустрии 4.0 — анализ больших данных, интернет вещей, искусственный интеллект. Целый ряд соответствующих цифровых проектов запущен в блоке разведки и добычи «Газпром нефти»
«Газпром нефть» давно занимается вопросами эффективности бурения, реализуя организационные и технологические проекты, о которых уже не раз писала «Сибирская нефть»: проект «Технический предел», Центр управления бурением, создание высокотехнологичных буровых установок для российского рынка и др. Причины повышенного внимания к этой сфере в недостаточной развитости российского нефтесервисного рынка. Отсутствие серьезной конкуренции приводит к тому, что участники рынка не спешат вкладывать значительные ресурсы в развитие и брать на себя связанные с этим дополнительные риски. Поэтому нередко внедрение новых технологий — инициатива самих нефтедобывающих компаний.
Потоки данных
В «Газпром нефти» процесс проектирования и строительства скважин сегодня уже во многом оцифрован. Расположение скважин, их траектория и конструкция, отдельные операции (спуск обсадных колонн, цементирование ствола и др.) рассчитываются в специальных компьютерных симуляторах. Программное обеспечение позволяет оценить ожидаемую отдачу от пласта и найти оптимальные способы ее достижения.
В процессе бурения со скважины поступает обильный поток данных. Это показания датчиков геолого-технологических исследований (ГТИ), данные каротажа в процессе бурения, показания телеметрии наклонно направленного бурения, реология бурового раствора и т. д. Большое количество разноплановой информации по каждой скважине поступает в Центр управления бурением (ЦУБ) «Геонавигатор», и основная задача центра — обеспечить максимально эффективное использование данных при сопровождении и контроле процесса строительства скважин.
Несмотря на то что объем этих данных огромен, сегодня их уже недостаточно, отмечает руководитель направления по бурению и автоматизации процессов Научно-Технического Центра «Газпром нефти» Максим Елфимов: «Сейчас мы практически не получаем информации о состоянии такого оборудования на буровой, как насосы, верхний силовой привод и др. В лучшем случае эти данные собирает буровой подрядчик. Датчики вибрации и температуры бурового насоса, датчики крутящего момента на верхних приводах, дополнительные газоанализаторы не являются стандартным оборудованием и на многих буровых отсутствуют».
Дооборудование буровых установок такими датчиками — важная задача, которую «Газпром нефть» уже реализует в сотрудничестве с буровыми подрядчиками, эксплуатирующими их. «Мы занимаемся этим, чтобы лучше понимать источники непроизводительного времени, с которым связан большой объем затрат при бурении, — объясняет Максим Елфимов. — Частая причина простоев — выход из строя оборудования. Датчики дают нам возможность оценивать его износ, предотвращать выход из строя и сокращать непроизводительное время за счет своевременного обслуживания».
«Газпром нефть» стимулирует такое развитие в отрасли бурения, несмотря на то что ставки буровых компаний, использующих высокотехнологичное оборудование, неизбежно будут расти. Но если изменения позволят в итоге повысить скорость бурения, исключить или существенно сократить простои, итоговая стоимость скважины может оказаться ниже, а нефть и доход от ее реализации можно будет получить быстрее.
В перспективе — полная автоматизация буровых и применение решений на основе искусственного интеллекта, благодаря которым станет возможным удаленное управление буровой установкой, создание так называемых безлюдных буровых.
Догнать и перегнать
Планирование бурения, всевозможные расчеты и модели при проектировании скважин делаются сегодня с использованием импортного софта. В «Газпром нефти» его хотят заменить собственными разработками. Причин для этого несколько. Это и желание обезопасить себя от рисков ограничения доступа к таким продуктам, и высокая стоимость лицензий на ПО, и недостатки самого ПО: сложность обмена информацией между продуктами разных производителей, недостатки визуализации, отсутствие модулей, использующих машинное обучение и способных повышать эффективность работы. Чтобы решить эти проблемы, в компании началась разработка собственной программной платформы для бурения — ЭРА.ПИК.
ЭРА.ПИК — своеобразный конструктор, к которому будут присоединяться все новые модули-кирпичики — цифровые решения в области бурения. Первый базовый модуль — проектирование конструкции и профиля скважин. Это кросс-функциональный процесс, в котором задействованы самые разные специалисты. В программе его удалось максимально автоматизировать, упростив процедуры и сократив сроки согласования проекта разными службами. «Одна из важных задач, которую мы решаем на первом этапе, — обеспечить интеграцию в новой системе всех существующих у нас баз данных в области бурения», — подчеркивает Максим Елфимов.
Важной составляющей частью ЭРА.ПИК станут решения, основанные на технологиях машинного обучения. Аналогов им пока нет на рынке. Среди задач, которые сможет решать искусственный интеллект, — построение оптимального дизайна скважин на основе исторических данных, а также предсказание или более точное описание определенных ситуаций, складывающихся в процессе бурения.
Читайте также: