ВВЕДЕНИЕ 4 страница

Альтернативным вариантом является анализ объемного графика зависимости величины поперечных деформаций (прогиба) в зависимости от скорости вращения и текущей координаты анализируемого сечения, который является менее точным, но более наглядным. Использование этого графика позволяет сократить количество этапов работы, так как по нему можно сразу определить критические частоты вращения.

Полученные таким образом данные используются для оптимизации компоновки бурильной колонны. С этой целью модуль обладает возможностью одновременной работы с несколькими вариантами компоновки, что позволяет непосредственно сравнивать их друг с другом. При этом фиксируются такие параметры как коэффициент трения, диаметр скважины, нагрузка и момент на долоте.

При расчетах учитывается влияние бурового раствора на потерю устойчивости и частоту колебаний труб.

3.8 Модуль Cementing-OptiCem

Модуль предназначен для моделирования процесса цементирования скважин и его оптимизации. Моделироваться может любой вид цементирования (прямое, обратное, ступенчатое, манжетное), в том числе установка цементного моста, заливка хвостовика, включая технологии цементирования, предусматривающие использование пеноцемента. Результаты моделирования представляются на имитаторе, интерфейс которого показан на рис.3.9.

Рисунок 3.9 – Окно имитатора процесса цементирования

Левую часть окна имитатора занимает схема цементирования – «Fluid Position Scheme», на которой отображаются участки размещения технологических жидкостей в определенные моменты времени. В верхней части схемы цементирования находятся кнопки управления анимацией, позволяющие запускать, прокручивать и останавливать перемещение жидкостей по скважине. Вывод числовых значений технологических параметров для текущего момента времени осуществляется на панели управления имитатором, расположенной справа от схемы цементирования. Управление выводом, помимо кнопок управления анимацией, обеспечивается при помощи двух движков, позволяющих выбрать произвольную точку процесса, для которой выводятся значения технологических параметров. Верхний движок позволяет задать точку вывода по объему закачки, тогда как нижний определяет ее по глубине головной порции цементного раствора. При запуске анимации оба движка автоматически движутся от начала к концу операции, а технологические параметры на панели управления непрерывно обновляются в соответствии с текущим расположением технологических жидкостей на схеме цементирования. Выводятся следующие технологические параметры: 1) относящиеся к скважине в целом – объем закачки (Volume In), время закачки (Time In), давление закачки (Surface Pressure), давление напротив пласта, подверженного гидроразрыву (Frac. Zone Pressure), давление напротив поглощающего пласта (Rez. Zone Pressure), расход жидкости на входе в скважину (Rate in), расход жидкости на выходе из скважины (Rate out), показатель эффективности замещения растворов на критической глубине (Hole Cleaned at...); 2) относящиеся только к сечению, заданному нижним движком – глубина по стволу (Depth), расход жидкости (Rate), гидродинамическое давление (Pressure), эквивалентная циркуляционная плотность (ECD), пластическая вязкость (PV), плотность (Density), качество пеноцемента (Quality), эффективность замещения (Hole Cleaned).

Оптимизация процесса цементирования включает: оценку допустимой эксцентричности расположения обсадной колонны в стволе скважины; расчет мест установки центраторов и их типа, исходя из обеспечения требуемой центровки; расчет подачи цементировочных агрегатов в процессе закачки и продавки цементного раствора, исходя из обеспечения требуемой полноты вытеснения бурового раствора.

Допустимая эксцентричность расположения обсадной колонны в стволе скважины определяется на основе параметров технологических жидкостей и их способности к взаимному замещению, оцениваемой при помощи утилит «Eccentric Pressure Calculations» и «Eccentricity Profiles». Данными утилитами моделируется профиль вытеснения – динамическая граница раздела между технологическими жидкостями, движущимися в скважине, что позволяет определить границы кондиционной смеси цементного раствора с буферными жидкостями на момент окончания продавки. Практически с помощью этих утилит предотвращается появления «языков» не вытесненного бурового раствора в узких каналах эксцентричного кольцевого пространства скважины, нарушающих целостность ее крепи.

Для успешного расчета профиля вытеснения необходима детальная информация о конфигурации ствола скважины и свойствах технологических жидкостей во всем диапазоне термобарических условий. Поэтому модуль обладает способностью, во-первых, строить поле температур в стволе скважины, возникающее при динамическом теплообмене технологических жидкостей со стенками скважины и трубами, и, во-вторых, учитывать изменение свойств технологических жидкостей под влиянием температуры и давления. С этой целью модуль имеет обширную базу данных, содержащую результаты лабораторного тестирования различных технологических жидкостей, из которой при необходимости можно вставить весь набор, характеризующих свойств. Также для повышения качества расчетов предусмотрена возможность импорта фактических кавернограмм.

После определения допустимой эксцентричности выполняется расчет центраторов и определяется действующая величина эксцентричности на основе конечноэлементной модели обсадной колонны. При этом помимо опорно-центрирующих устройств учитывается влияние технологических жидкостей на напряженное состояние труб, которое сказывается на их центрировке в скважине. Для примера на рис.3.10 показана рассчитанная модулем зависимость, демонстрирующая влияние закачки в скважину технологических жидкостей на растягивающее усилие на крюке.

Рисунок 3.10 – Изменение веса на крюке в процессе цементирования

Как видно из рисунка закачка в обсадные трубы цементного раствора приводит к возрастанию усилия на крюке с 298000 lbf до 304500 lbf.

По результатам расчета обсадной колонны строится график «профиля эксцентричности»

После уточнения центровки обсадной колонны в скважине выполняется расчет подачи цементировочных агрегатов, для чего используется «функция автоматического изменения скорости нагнетания», учитывающая как критерии вытеснения, так и возможный гидроразрыв слабого пласта, а также допустимую репрессию на продуктивный пласт. В качестве критерия вытеснения до начала расчетов параметром «Hole Cleaned at...MD» указывается желаемая эффективность замещения, на критичной к качеству цементирования глубине. Например, при прогоне имитатора на рис.3.9 в опциях расчета указана эффективность замещения 100%, причем звездочкой отмечено, что это желаемая (Assigned), а не фактическая величина параметра. Соответственно при прогоне имитатора подача агрегатов будет подбираться из условия максимального удовлетворения данному условию. При соответствии фактических значений параметров проектному уровню, формируется программа цементирования скважины и необходимая отчетность, включая график изменения давления на колонной головке и насосе в зависимости от объема закачки (рис.3.11), профиль вытеснения на конец продавки, 3-D график изменения эквивалентной плотности циркуляции в зависимости от времени и глубины, распределение максимальной ECD и минимального гидростатического давления по длине обсадной колонны. На графиках ECD выводится также статическая плотность.

Рисунок 3.11 – Изменение давления на колонной головке и насосе в процессе цементирования

Разница между графиками давления на колонной головке (Calculated Wellhead Pressure) и насосе (Calculated Pump Pressure) соответствует потерям давления в поверхностной обвязке (блок манифольдов, нагнетательные линии).

По желанию пользователя можно также построить графики изменения эквивалентной плотности циркуляции и скорости нагнетания в процессе закачки для двух глубин, одна из которых соответствует слабому пласту, а другая – коллектору.

Кроме того, модуль способен оценивать вероятность образования каналов при твердении цементного камня в результате миграции газа. Доступна также оценка последствий обрушения стенок скважины для результатов цементирования. Имеется возможность верификации расчета путем сопоставления с фактическими данными.

3.9 Модуль WellControl

Модуль предназначен для моделирования процесса глушения скважины при ГНВП и разработки план-графика работ по ликвидации выброса или проявления. Модуль позволяет работать с наземными буровыми установками, морскими буровыми платформами, самоподъемными плавучими установками (ПВО расположено на поверхности) и полупогруженными плавучими установками (ПВО расположено под водой). Предусмотрена работа с произвольным пластовым флюидом нефтью, газом, водой или их комбинацией. Можно смоделировать развитие выбросов в сложных случаях, например, при спущенной в скважину компоновке для свабирования и работающем насосе.

На этапе составления проекта на бурение скважины модуль применяется для обоснования ее конструкции – уточняются глубины спуска обсадных колонн. При этом на основе характеристик имеющихся в разрезе коллекторов, времени реагирования, точности оборудования, установленного на буровой для обнаружения притока, прогнозируется объем поступления пластового флюида в скважину и плотность образовавшейся смеси. Затем проигрываются различные сценарии ликвидации проявления и планируются расходы времени, средств и материалов на соответствующие операции. Для проигрывания сценариев ликвидации проявления используется имитатор, интерфейс которого показан на рис.3.12.

Рисунок 3.12 – Окно имитатора процесса глушения скважины

Левую часть окна имитатора занимает схема вымыва забойной пачки из скважины – «Well Control Kick Animation Fluid Data», на которой отображается скважинное оборудование, а также относительные границы технологических жидкостей в процессе вымыва пластового флюида. Выводятся границы пластового флюида (Influx), исходного бурового раствора, при применении которого произошло проявления (Light Mud), а также утяжеленного раствора, используемого для глушения (Heavy Weight Mud). В верхней части анимационной схемы находятся кнопки управления, позволяющие запускать, осуществлять прокрутку и останавливать процесс моделирования. Справа от анимационной схемы расположена панель вывода параметров процесса глушения, в которой отображаются текущие значения следующих величин: объема закачки (Volume Pumped), глубины верхней границы пластового флюида (Influx Top), объема пачки пластового флюида (Influx Volume) и ее высота (Influx Height), давления на дросселе (Choke Pressure), давления на забое (Bottom Hole Pressure), давления на глубине слабого пласта (Pressure at Depth).

При моделировании глушения предусмотрено два метода его проведения – метод бурильщика и метод инженера. После сопоставления различных сценариев глушения между собой выбирается наилучший, для которого строится зависимость давления в стволе скважины при проявлении (Annulus Pressure) от глубины (Measured Depth), которая совмещается с аналогичными зависимостями для порового давления (Pore Pressure) и давления гидроразрыва (Frac. Pressure) на одном графике. Этот график показан на рис.3.13.

Рисунок 3.13 – Совмещенный график давлений при проявлении

При выборе наилучшей схемы глушения учитывают необходимое превышение давления в скважине над пластовым давлением, глубину безопасного бурения, допустимый объем жидкости, стравленной через линию дросселирования, время ликвидации, затраты на материалы.

При помощи совмещенного графика давлений определяется рациональная глубина установки башмака обсадной колонны (Shoe Depth), отмеченная на графике пунктирной горизонтальной линией. Глубина установки башмака определяется в соответствии с действующим допуском по давлению.

При построении зависимости давления в стволе скважины при проявлении учитывается действующие геотермические градиенты, на основе которых рассчитываются температуры жидкостей и газа в стволе скважины.

При супервайзинге применение модуля позволяет на основе первичной информации о характеристиках ГНВП быстро рассчитать максимальное давление в скважине в процессе ее глушения различными методами, и на этой основе выбрать наилучшую стратегию ликвидации проявления, а также и получить подробный план отбора жидкости из скважины, вместе с графиками изменения давления на штуцере. При этом модуль составляет готовые формы, содержащие поля для данных, необходимых для определения характеристик проявления.

Модуль также определяет необходимый объем жидкости глушения и ее плотность, а также составляет подробный план ее закачки.

3.10 Средство управления данными Open Wells

Приложение Open Wells предназначено для систематизации данных оперативной отчетности, создания форм их ввода, а также анализа и передачи любых данных, относящихся к бурению и заканчиванию скважин, геологии их разреза. По сути, данное приложение является одной из систем управления базой данных Engineer Data Model (EDM), используемой всеми буровыми приложениями, включая CasingSeat, StressCheck, COMPASS, а также инженерным пакетом WELLPLAN. Обмен данными между инженерными приложениями при помощи EDM происходит в неявном виде, поэтому если возникает необходимость в детальном анализе информации, относящейся к определенному типу работ на скважине, используются средства Open Wells. При этом следует понимать, что Open Wells не является единственной возможной СУБД, в свою очередь, она интегрирована в более глобальную среду автоматизированного проектирования – Engineer’s Desktop, где выполняет лишь функции работы с отчетностью. Работая с Open Wells, пользователь может получать доступ к любым данным, относящимся к скважине, будь то данные геологических исследований, информация о состоянии добычи или экономики строительства, а также заносить соответствующие данные в общую базу данных.

Функционирование OpenWells опирается на ряд инструментов, отличающихся функциональным назначением. Систематизация информации, облегчающая поиск необходимых данных, выполняется в форме WellExporer – основного средства навигации по базе данных, использование которого опирается на интерфейсное окно, показанное на рис.3.14.

Рисунок 3.14 – Окно навигации Well Explorer

В окне WellExporer информация представляется в виде характерного дерева каталогов, в корне которого находится наименование версии EDM. В случае, показанном на примере, используется база данных EDM 2003.11 SingleUserDb (EDM 414 (04.14.00.001)). В общем случае баз данных может быть несколько, и тогда все они параллельно выводятся на дереве каталогов. Уровнем ниже в структуре информации находятся буровые подрядчики, в данном случае их перечень включает BIG OIL & GAS GREAT GUNS E&P и PETOC RESOURSES LTD. Каждому подрядчику соответствуют определенные месторождения – для PETOC RESOURSES LTD это месторождения ELBOW RIVER, KANANASKIS и URSUS. При выборе месторождения раскрывается список работающих на нем буровых установок – на месторождении KANANASKIS их присутствует шесть штук – ELPOKA, GALATEA, MT. LORETTE, NAKISKA, POCATERRA, PORCUPINE, WASOOTCH и YAMNUSKA. Установками GALATEA, MT. LORETTE и WASOOTCH скважин еще не пробурено, а установкой POCATERRA пробурен куст из 10 скважин. Для каждой скважины информация разбивается на подразделы, например, для скважины GRIZLY GZ/1-16 выделяются операции по сооружению основного транспортного ствола ODR, DEVELOPMENT (22/11/1996) и операции по забурке бокового ствола GRIZLY GZ/1-16 (22/11/1996). Ниже групп операций, относящихся к углублению скважины, разделов нет. Указатели на информацию по заканчиванию скважины размещаются ниже дерева каталогов.

При выборе определенной группы операций справа от дерева каталогов выводится список доступных для нее отчетов (Report List), ниже которого размещена панель предварительного просмотра данных с использованием HTML. В общем случае, Report List содержит следующие типовые отчеты:

- проектирование скважины (Well Planning);

- скважинное оборудование (Wellbore Equipment);

- суточный рапорт по выполненным работам (Daily Operations);

- учет износа бурильных труб (Pipe Tally);

- оценка стоимости и утверждение смет на выполненные работы (Cost Estimate and AFE);

- цементирование (Cementing);

- спуск обсадных колонн (Casing);

- перфорация (Perforating);

- интенсификация добычи (Stimulation);

- ежедневный отчет по геологическим данным;

- бурение с отбором керна;

- отбор керна при помощи бокового керноотборника;

- каротаж;

- испытание скважины;

- опробование пласта пластоиспытателем;

- измерение давления в скважине;

- отказы эксплуатационного оборудования;

- газлифт;

- гравийная набивка;

- транспортировка материалов;

- буровые насосы;

- устьевое оборудование;

- отбор жидкости из скважины;

- погружное насосное оборудование;

- выполнение вспомогательных работ.

Содержание конкретного отчета выводится в отдельном окне, после того как он будет выбран и открыт на панели Report List. EDM поддерживает прикрепление файлов, поэтому если под знаком скрепки в строке заголовков Report List выведено число, к соответствующему отчету прикреплены файлы приложений, например, фотографии в графических форматах или документы в формате MS Excel, MS Word.

Отчет, как правило, представляет собой не обычный документ, а многостраничные формы с данными, содержащие стандартные управляющие и графические элементы, свойственные любой СУБД – контекстные меню, линейки прокрутки, кнопки перехода, переключатели. Например, форма отчета Daily Operations, являющегося наиболее объемным, показана на рис.3.15, 3.16.

Рисунок 3.15 – Вкладка [General Information] отчета Daily Operations

В правой части формы находятся кнопки перехода к отдельным вкладкам отчета, при щелчке мышью по которым раскрывается соответствующий его раздел. Всего в отчете Daily Operations содержится 20 разделов, начиная с общей информации (General Information), и кончая примечаниями (Remarks). В их число входят такие обязательные разделы, как баланс времени (Time Summary), текущие затраты средств (Daily Cost), общая информация (General Information), хим.обработка промывочных жидкостей (Fluid Management), применяемые технологические жидкости (Fluids), результаты исследования свойств бурового раствора (Mud Invention), отчет по шламу (Bulks), использование насоса (Pump Operations), использование забойного двигателя (Motor Operations), использование вибросит (Shaker Operations), использование гидроциклонов (Hydrocyclone Operations), использование центрифуг (Centrifuge Operations), использование дегазатора (Degasser Operations), использование котлов (Boiler Operations), мероприятия по обеспечению безопасности работ (Safety), вспомогательные работы на буровой (Rig Activity), план расположения бурового оборудования (Rig Deck Log), погодные условия (Weather). При проведении специальных операций, например, зарезки бокового ствола (рис.3.16) к этому списку добавляются такие разделы, как инклинометрические измерения (Survey), исследования в открытом стволе (Open Hole), обслуживающий персонал (Personnel), установка якоря клина-отклонителя (Anchor Operation). Отчетность по обсаживанию и цементажу обозначена кнопками внизу панели буровых отчетов.

На вкладке [General Information] указываются:

- ответственные за ведение работ лица – супервайзер, технолог, геолог;

- текущие показатели работ на дату составление рапорта (Report Date) – фактическая продолжительность (DOL), отставание от графика (DOTK), глубина забоя (MD), углубление за отчетный период (Progress), мгновенная скорость проходки (Current ROP), средняя скорость проходки (Avg.ROP);

- нормативные показатели – продолжительность (DFC), остаток времени (Days Ahead), допустимое отклонение продолжительности (Rot);

- финансовые показатели – фактические затраты на момент последней оценки (Last Est.), процент выполнения работ (Working Int.), разрешенные затраты (Auth. Cost);

- характеристика условий в скважине и на поверхности – погода (Weather), вскрытые породы (Lithology), стабильность скважины (Condition);

- краткая информация о содержании деятельности – характер текущей занятости (Current Status), общая характеристика работ за отчетный период (24 Hr Summary), план работ на последующие сутки (24 Hr Forecast).

Рисунок 3.16 – Вкладка [Drillstring] отчета Daily Operations

Шаблон содержания раздела, относящегося к компоновке бурильной колонны (рис.3.16), включает следующие группы параметров:

- итоговая информация о работе компоновки – условный номер (BHA No), наименование (Assembly Name), глубина спуска (MD In), время начала работы (Date/Time In), глубина подъема (MD Out), время конца работы (Date/Time Out);

- описание компоновки – интегральные параметры (Summary), состав (Components), характеристика работы (BHA Operations), характеристика работы долота (Bit Operations), перечень забойных датчиков (BHA Sensors);

- свойства элементов компоновки – (Length), наружный диаметр тела (Body OD), внутренний диаметр тела (Body ID), удельная масса (Weight), группа прочности (Grade), материал (Material), тип соединения (Connection), марка (Pin/Box, Model, Model No, Serial No), расстояние от долота до центрального сечения (Distance of Mid Blade to Bit), наличие стабилизирующих поясков (Thread Lock), удельный объем внутреннего пространства (Capacity), удельный объем вытеснения при погружении в жидкость (Displacement), момент свинчивания (Make Up Torque), минимальный предел текучести (Min Yield Stress), модуль Юнга (Youngs Modulus), отношение Пойссона (Poissons Ratio), плотность материала (Density), наружный диаметр соединения (Conn OD), внутренний диаметр соединения (Conn ID), средняя длина соединения (Avg Joint Length), число труб беззамковой конструкции (No Joints), давление разгерметизации соединения (FEL), предел прочности соединения при испытании на растяжение (Ultimate Tensile Strength), длина соединения на инструменте (Tool Joint Length).

Ввиду многочисленности свойств элементов компоновки, поддерживается их ввод из справочника при помощи кнопки <Select From Catalog>. Эта возможность используется при создании новой КНБК, которая затем может целиком добавляться в библиотеку компоновок при помощи кнопки <Copy Drillstring To Library>. Впоследствии данная компоновка может уже выбираться из библиотеки при помощи кнопки <Create New Drillstring From Library>, либо служить основой для разработки более сложной конструкции, для чего используется кнопка <Create New From Copy>.

Показанные формы отчетов не следует воспринимать как данность. На самом деле – это шаблоны содержания, используемые Open Wells по умолчанию, что не исключает возможности их модификации или разработки других форм. Наоборот, данные возможности специально поддерживаются системой, для чего в нее встроен инструмент Layout Manager, обеспечивающий настройку форм ввода данных с учетом требований различных групп специалистов. Разрабатываемые при помощи этого инструмента формы эффективнее обычных электронных таблиц, благодаря возможностям переноса отчетов и использования цветовых маркеров. Поскольку данные из всех форм поступают в единую базу данных EDM, поиск конкретной информации, содержащейся в отчетах, существенно упрощается, так как, по сути, анализируются не сами формы, являющиеся лишь красивой оболочкой для данных, а сами данные, упорядоченные базой данных. Для этого эффективно используются фильтры и запросы, входящие в число стандартных инструментов Well Explorer. Например, на рис.3.14 показаны результаты отбора скважин, сооружаемых в Канаде, что обеспечивается введением признака «Canadian Wells» в поле {Filter:}, расположенном над деревом каталогов.

Использование базы данных также позволяет обновлять или вводить содержимое отчетов на основе импорта из других приложений, текстовых файлов или электронных таблиц, в том числе в форматах других СУБД. При этом изменение содержимого никак не зависит от конкретной формы отчета, достаточно того, чтобы в базе данные EDM имелись параметры, соответствующие импортируемым. Проверка необходимых соответствий и, при необходимости, трансформация размерности параметров осуществляется за счет библиотеки DEX, содержащей набор основных конвертеров и мастеров импорта/экспорта данных Open Wells.

Функции формирования печатной отчетности выполняет в Open Wells средство Crystal Reports, позволяющее пользователю создавать полностью настраиваемые печатные версии документов на основе данных, имеющихся в EDM. Эти документы можно сохранить в формате Crystal Reports – rpt, или сделать это в формате стандартных приложений – pdf, doc, xls, rtf.

Дата добавления: 2015-06-28