Авторы материала рассказывают о применении распределенных по бурильной колонне датчиков динамики бурения для оптимизации режима бурения. Технология была реализована при бурении скважин на сланцевом месторождении Игл Форд (Eagle Ford) на юге Техаса, и, хотя авторы ссылаются на предшествовавший опыт бурения, рассмотренный в статье проект отличался принципиальными нововведениями. По утверждению авторов, команде впервые удалось организовать передачу замеренных в трех точках динамических показателей бурильной колонны и использовать эту информацию вместе с данными замеров эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) бурового раствора и затрубного давления для оптимизации режима бурения. Благодаря высокой скорости передачи данных по каналу внутри бурильной колонны специалисты на буровой и в удаленных офисах получили возможность своевременно выявлять и количественно оценивать отклонения в поведении буровой системы (рис. 1.1).

Проект предполагал бурение пяти двухсекционных (311 и 216 мм) скважин бурильной колонной диаметром 127 мм с разных буровых площадок. Глубина скважин по стволу составляла от 5300 до 5600 метров.

ВНУТРИСКВАЖИННАЯ АППАРАТУРА

Набор скважинной аппаратуры включал стандартные датчики измерений в процессе бурения (MWD, азимут, зенитный угол, ГК), а также специальные приборы. Во-первых, это был расположенный у долота датчик динамики бурения (DDS, drilling dynamics sub), замерявший ускорение по трем осям (поперечные, продольные и крутильные вибрации), скорость вращения колонны, давление, температуру, крутящий момент и нагрузку на долото с частотой 800 Гц и передававший данные на поверхность с частотой 80 Герц.

Второй компонент системы — датчики измерения динамических показателей вдоль бурильной колонны (ASM, along-string drilling dynamics measurement sub) — замерял ускорение по трем осям, скорость вращения, давление и температуру в нескольких точках бурильной колонны с частотой 256 Гц и передавал данные на поверхность с частотой 0,5 Герц.

Для передачи данных от датчиков на поверхность в данном случае использовалась технология встраивания кабеля в колонну бурильных труб (wired drillpipe). Это способ организации высокоскоростного телеметрического канала связи через встроенный в трубы армированный коаксиальный кабель. От одной трубы к другой сигнал передавался посредством индукционных катушек, встроенных во все ниппели и муфты колонны. Дополнительно к этому примерно через каждые 500 м в колонне размещались усилители сигнала.

НАЗЕМНЫЕ СИСТЕМЫ

За автоматизацию процесса на поверхности также отвечали три информационно-технологические системы. Во-первых, автоматизированная система контроля нагрузки на долото (DWOB, downhole weight on bit controller system), которая корректировала режим работы оборудования буровой для достижения заданного значения нагрузки на долото. Задача системы заключалась в обеспечении оптимальной глубины резания, увеличении проходки на долото и скорости проходки.

Во-вторых, несколько специализированных системам, контролирующих параметры работы верхнего привода для предотвращения аварийных ситуаций. Одна из них противодействовала подклинкам-проворотам колонны, а другая — управляла режимом чередующихся правосторонних и левосторонних вращений верхнего привода при турбинном режиме бурения. Кроме того, в эту группу входила подсистема отслеживания нагрузки на верхний привод.

В-третьих, отдельная ИТ-система, отвечающая за визуализацию обновлявшихся с высокой частотой данных о режиме бурения и поведении бурильной колонны, для представления этой информации как на буровой площадке, так и в удаленных офисах.

ОПТИМИЗАЦИЯ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО

Расположенный у долота датчик динамики бурения (DDS) определял нагрузку на долото непосредственно на забое при помощи тензометрического сенсора. Как показала практика, информация, поступающая от этого датчика, несколько расходилась с данными аналогичного датчика на верхнем приводе (рис. 1.2). С началом спуска очередной свечи  бурильщик включил систему контроля нагрузки на долото (участок А в третьей колонке), после чего кривые нагрузки на долото по данным забойного и поверхностного датчиков начали расходиться (участок B на второй колонке). Для поддержания заданного реального веса на долоте требовалось повысить нагрузку на поверхности. На участке С средней колонки измеряемая на поверхности нагрузка на долото достигает 12,3–12,7 т, что несколько превышает расчетное безопасное значение веса на долоте для секции 216 мм. Однако данные забойного датчика убедили заказчика в том, что система поддерживает оптимальную нагрузку. И, как свидетельствует диаграмма бурения, бурильщику в итоге удалось на протяжении всего интервала спуска свечи поддерживать достаточно ровную среднюю скорость проходки и дифференциальное давление.

ЭКВИВАЛЕНТНАЯ ЦИРКУЛЯЦИОННАЯ ПЛОТНОСТЬ

Следующий приведенный авторами пример показывает преимущества распределенных по бурильной колонне замеров ЭЦП и эквивалентной статической плотности (ЭСП) в режиме реального времени. Оба параметра замеряются прибором DDS у долота (EMS), а также при помощи датчиков ASM вдоль колонны. ЭЦП рассчитывается двумя методами с использованием привязанных к глубине по вертикали данных о затрубном давлении и коэффициента трения с привязкой к глубине по стволу. Постоянный мониторинг ЭЦП позволяет своевременно прогнозировать потенциально опасные с точки зрения циркуляции ситуации.

Так, на рис. 1.3 мы видим скачок значения ЭЦП (участок А), свидетельствующий о прохождении более массивных скоплений выбуренной породы выше наддолотного датчика. И, действительно, следом на виброситах появились большие куски породы. Поскольку были основания полагать, что это была порода, отколовшаяся от стенок скважины, ситуацию расценили как риск обрушения ее стенок.

Участок В того же рисунка отображает попытку бурильщика продолжить бурение. Появление еще более мощных скачков ЭЦП вынудило бурильщика оторвать инструмент от забоя и предпринять попытку промывки ствола. Однако, хотя рост ЭЦП в ходе промывки (рис. 4) говорит о том, что это было правильным решением, отсутствие снижения ЭЦП по завершении промывки свидетельствует о вероятной неэффективности процесса. В итоге было принято решение изменить вязкость промывочной жидкости.

ИСПЫТАНИЯ НА ГИДРОРАЗРЫВ

Наличие высокоскоростного канала связи с датчиками на забое и в бурильной колонне, по словам авторов, существенно повышает точность испытаний пласта на гидроразрыв. В данном случае эквивалентная плотность бурового раствора определяется по величине общего приложенного давления непосредственно на забое — гораздо быстрее, чем по стандартной методике. В свою очередь, повышенная точность испытания обеспечивается использованием в расчетах показателей датчиков, расположенных в разных частях колонны.

ДАННЫЕ

Авторы приводят несколько примеров использования возможностей высокоскоростной передачи данных гироскопических датчиков с забоя. Прежде всего, речь идет о более оперативном обновлении и более высоком качестве забойных данных и информации о поведении компоновки низа бурильной колонны (КНБК).

В одном из случаев задача состояла в том, чтобы подтвердить дохождение до КНБК колебаний, сгенерированных системой модуляции крутящего момента верхнего привода. Бурильщик задействовал данную систему в интервале проблемного бурения в турбинном режиме с целью снизить трение колонны о стенки скважины.Включение и выключение модулятора отмечены на рис. 1.5 фиолетовой кривой во второй колонке. Как мы видим, через непродолжительное время после начала бурения интервала отображенные в первой колонке желтым, красным и зеленым цветами гироскопические данные наддолотного датчика начинают показывать высокий уровень хаотичных крутильных вибраций КНБК (участок А). Последующее включение модулятора возвращает кривые к более стабильному и умеренному уровню. Выключение модулятора снова отражается на диаграмме участком повышенной вибрации (участок Б). Соответствующим образом ведут себя и кривые прихватов-проскальзываний (колонка 2, красная кривая) и нагрузки на долото (колонка 2, зеленая кривая).

ДАННЫЕ ДРУГИХ ЗАМЕРОВ

Помимо описанных выше случаев, в докладе также приводились примеры использования данных распределенных по колонне датчиков о поперечном ускорении и данных датчика изгибающих нагрузок в компоновке MWD над КНБК. В первом случае бурильщик получает более достоверное и точное представление о поведении бурильной колонны, а данные об изгибающих нагрузках позволяют точнее определять расположение КНБК.

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОЕКТА

Подводя итоги проекта, авторы делают несколько заключений практического характера. Так, во-первых, более точная картина происходящего на забое и вдоль бурильной колонны позволила во многих случаях эффективнее бороться с явлениями проворотов-подклинок. Во-вторых, благодаря обновлению информации о положении КНБК с интервалом в 2,5 с вместо стандартных 20 с при более высоком качестве и объеме данных проектная команда получала дополнительное время для принятия решений. В свою очередь, в результате работы системы контроля нагрузки на долото увеличились средняя механическая скорость проходки и проходка на долото. И, наконец, подробная и часто обновляющаяся информация о динамике ЭЦП существенно повысила эффективность наземных систем автоматического управления режимом работы бурового оборудования.