1. Инженерный пакет «Drilling Office» (do)

1.1 Состав и предназначение пакета

Пакет Drilling Office позволяет сформировать непротиворечивые варианты технико-технологической части проекта на будущую или уже строящуюся скважину в соответствии с концептуальным техническим обликом объекта проектирования, определенным при помощи программы OspreyRisk. Пакет включает в себя несколько специализированных модулей, интегрированных друг с другом посредством общей базы данныхSISGeoFrame. Применительно к структуре проектирования, принятой в отечественной практике бурения, пакетDOреализует следующие расчеты:

- оптимизацию траекторий стволов и положений устьев скважин;

- обоснование и расчет конструкции скважины;

- компоновку бурильной колонны и оценку ее прочности, а также обоснование типа и расчет параметров КНБК для различных интервалов бурения;

- разработку реолого-гидравлической программы бурения;

- разработку программы цементирования скважины.

С точки зрения авторов пакета, указанные задачи разбиты по следующим функциональным группам:

- базовые задачи планирования(Basic Planning), к которым причисляются сбор общей информации о скважине (модульDataBrowser), интерпретация результатов ГТИ (модульSurveyEditor), разработка КНБК (модульBHAEditor);

- задачи, связанные с траекториями скважин(WellPlacement), включая расчет профилей (модульWellDesign), анализ сближения стволов (модульCloseApproach), графическую визуализацию траекторий скважин и плана куста (модульDrillViz);

- задачи, относящиеся к технологии бурения(Drillability), включая оптимизацию промывки скважины (модульHydraulics) и режима работы бурильной колонны (модульDrillSAFE);

- задачи расчета обсадных колонн и обоснования конструкции скважины(WellConstruction), решение которых обеспечивает модульTDAS;

- задачи цементирования скважин, решаемые программойCemCADE.

Все продукты глобальной системы проектирования и сопровождения строительства скважин SIS(SchlumbergerInformationSolutions), в том числе инженерный пакетDO, работают на основе данных, предоставляемых базой данных GeoFrame. В базе данных GeoFrame хранится информация о геологическом разрезе месторождения, свойствах горных пород и строении земной коры, модель разработки месторождения, результаты интерпретации ГИС, различные отчеты по бурению скважин, что позволяет осуществлять на ее основе интегрированную работу разных групп специалистов над одним проектом. Ввиду большого объема информации, работа с данными, хранящимися в GeoFrame, ведется посредством различных СУБД, наиболее крупной из которых являетсяFinder– система управления данными добывающего предприятия. Системой меньшего масштаба, предназначенной для супервайзинга бурения, являетсяOspreyReports– средство захвата актуальных данных бурения и представления его ключевых показателей. Если имеется необходимость в детальном анализе скважинных данных во взаимосвязи с соседними или ранее пробуренными скважинами, используется система анализа качества бурения –DrillDB. Все приложения инженерного пакетаDOработают с данными конкретной скважины, что обеспечивается структурой GeoFrame, содержащей такие разделы как месторождение, куст, скважина, забой, цель бурения. Создание и редактирование перечисленных разделов для использования вDOобеспечивается модулемDataBrowser, являющимся частью этого инженерного пакета. Данный модуль позволяет выбирать систему координат, используемую для представления скважин конкретного месторождения, а также актуальный план забоя.

1.2 Модуль – WellDesign

Назначение модуля – проектирование траекторий скважин и боковых стволов.

Траектории проектируются автоматически с использованием инструмента ATD(AutomaticTrajectoryDesign), окно которого показано на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 – Задание контрольных точек траектории скважины

До начала расчетов с применением ATDдолжны быть заданы: 1)начальная точка построения траектории (StartPoint); 2) длина участка стабилизации параметров кривизны (Kick-OffDeltaMD), начинающегося с начальной точки; 3) цели бурения (ControlPoints); 4) максимальная интенсивность искривления по зенитному углу (DefaultDLS). Целей бурения может быть задано несколько – траектория будет строиться так, чтобы проходить через все из них при минимальной искривленности ствола.

После выполнения расчетов, запускаемых кнопкой <Compute> (рис.1.1), полученная траектория отображается в главном окне модуля в табличном виде, как показано на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 – Таблица результатов расчета траектории скважины

Строки таблицы результатов расчета соответствуют контрольным точкам траектории, обозначения которых выводятся в столбце «Comment». Для каждой из контрольных точек рассчитываются следующие параметры: глубина по инструменту (MD), зенитный угол (INCL), азимут (Azim), глубина по вертикали (TVD), истинный отход от устья (VSEC), составляющая истинного отхода в направлении на север (NS), составляющая истинного отхода в направлении на восток (EW), допустимая интенсивность искривления по зенитному углу (DLS), угол относительного разворота по азимуту (TF), фактическая интенсивность искривления по зенитному углу (BR), фактическая интенсивность искривления по азимуту (TR), приращение ствольной глубины на участке (MD). При этом все контрольные точки и действующие ограничения выделяются специальными маркерами, что облегчает анализ данных. Здесь же имеется возможность задания технических средств инклинометрических измерений, обозначения которых появляются в столбце «SurveyTool» таблицы параметров профиля.

Кроме того, результаты расчетов траектории скважины выводятся в виде стандартных графиков профиля и плана скважины, показанных на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 – Графики профиля и плана скважины, построенные модулем Well Design

Анализируя графики, легко оценить качество полученной траектории – попадание в цели, минимальность длины интервала работы отклонителем, минимальное искривление ствола в интервале установки насосного оборудования. Например, из графика плана скважины на рисунке 1.3 видно, что для прохождения скважины через обе цели, ствол скважины от первого до второго участка набора угла программа развернула по азимуту на север, сохранив плоскую траекторию на этом участке и обеспечив прямолинейность горизонтального участка. При этом интервал работы отклонителем минимален, а набор угла и разворот запланированы при выходе из под башмака эксплуатационной колонны, когда эффективность искривления максимальна. Данный метод проектирования траектории скважины называется «Minimumcurvature» – метод минимальной кривизны. В качестве основных критериев оптимизации траектории модуль позволяет задавать и другие параметры, например, длину ствола.

При необходимости можно использовать предоставляемые модулем возможности проектирования стандартных траекторий, перечень которых включает плоские и пространственные J- иS- образные профиля.

Наиболее информативным является окно профиля, показаноeна рисунке 1.4, в котором наглядно представляется схематизация скважины в виде обозначения имеющихся в ней контрольных точек. Обозначения контрольных точек на профиле совпадают с их обозначениями, используемыми в таблице результатов расчета траектории скважины (рис.1.2). Большая часть контрольных точек обусловлена конструкцией скважины и создается автоматически при пересчете вертикальных глубин башмаков обсадных колонн на ствол. Естественно, что для этого задача обоснования конструкции скважины должна быть предварительно решена. Аналогично создаются контрольные точки, связанные с другими характеристиками скважины, например, реперным пластом, интервалом установки насосного оборудования или интервалами осложнений.

Рисунок 1.4 – Графическое окно с результатами построения профиля скважины

Для удобства пользователя модуль включает полезные утилиты калькулятор магнитного склонения, модели ошибок инклинометров, включая Models-Wolff & de Wardt и ISCWSA. Результаты перепроектирования траектории, посредством общей базы данных, автоматически отражаются в других модулях комплекса.

1.2 Модуль – DrillViz

Данный модуль используется как средство пространственной визуализации различных данных по скважинам. Особенно эффективно этот модуль применяется при проектировании многозабойных скважин и кустовом бурении. Модуль способен визуализировать границы пластов, дневную поверхность, объемную картину строения земной коры, траектории скважин вместе с маркерами, цели бурения. Имеется также возможность выводить данные каротажей вдоль траекторий скважин в виде объемной картинки. Можно строить объемный коридор допусков (conesofuncertainty) как на основе моделей ошибок инклинометров для уже пробуренных скважин, так и на основе возможных отклонений траектории от расчетных значений для планируемых скважин.

Вывод данных осуществляется в объеме, а также по сторонам куба, представляющего собой участок земной коры (рис.1.5).

Рисунок 1.5 – Визуализация траекторий скважин, реперного пласта и целей бурения

Куб может представляться в различных перспективах при настраиваемой точке обзора. К уже задействованной при построении куба информации могут в реальном времени добавляться данные, передаваемые со скважин в формате WITS, в том числе изображения и результаты каротажей сLWDсистем. Внутри куба можно определять и редактировать параметры контрольных точек траекторий скважин. Имеется средство, позволяющее вычислять расстояние между двумя произвольными точками соседних скважин. При необходимости можно задействовать специальное средство отображения скважинных данных – летящая камера («flyingcamera»), представляющее эти данные в процессе движения камеры по стволу скважины. После получения куба в требуемом виде его изображение можно сохранить в формате программыOI-Viewer, которая является свободно-распространяемой, и таким образом, предоставляет собой средство просмотра результатов визуализации для тех пользователей, у которых нет такого специфичного продукта какDrillViz. Общая база данных буровых приложений позволяет без труда импортировать в модуль актуальные данные.

1.3 Модуль DrillSAFE

Предназначение модуля – моделирование работы КНБК, оценка прочности и проходимости по стволу скважины бурильных и обсадных колонн. Соответствующий перечень конкретных технологических задач включает:

- расчет усилий на крюке и крутящих моментов на роторе (Torque&Drag);

- расчет поведения КНБК (BHATendency);

- расчет отклоняющего усилия на долоте (BitSideForces);

- расчет фактических коэффицентов трения в стволе скважины (FFCalibration);

- оценка намагничивания КНБК (Sag&BHAMag);

- анализ динамической устойчивости (вибраций) КНБК (BHAVibration)

Каждой расчетной задаче соответствует своя вкладка в главном окне модуля (рис.1.6). Расчет возможен только после задания исходных данных, включающих компоновку низа бурильной колонны (ВНА:), геометрию ствола скважины (WellGeom:) и план скважины (Survey:). Ввод этих данных осуществляется импортом из других приложений. Например, КНБК импортируется из модуляBHAEditor, а схема скважины из модуляWellDesign.

Рисунок 1.6 – Главное окно модуля DrillSAFE

Основной задачей является расчет веса на крюке и крутящих моментов на роторе, которые выводятся в виде графиков, как показано на рис.1.6-1.7. Графики строятся для двух расчетных схем. Первая схема соответствует бурению, для нее строится график «HookLoadandSurfaceTorque», показанный на рис.1.6. Вторая соответствует СПО, выводимые для нее графики, называются «TrippingLoadsAnalysis», они показаны на рис.1.7. Общими для обеих расчетных схем являются коэффициенты трения, действующие на различных участках скважины, которые вводятся при выборе опции {FrictionFactorZoning}. Коэффициенты трения могут, как вводиться пользователем, так и рассчитываться на основе фактических значений веса на крюке и момента на роторе, регистрируемых в процессе работы на скважине. Сразу отметим, что используется две разновидности коэффициентов трения – коэффициент трения скольжения и коэффициент трения вращения (Rotationcomponent). Для второй расчетной схемы задается набор значений коэффициентов трения, для которых будет выполняться расчет.

Рисунок 1.7 – Результаты расчетов модуля для СПО

Для первой расчетной схемы дополнительно задаются параметры режима бурения нагрузка на долото (DWOB) и момент на долоте (DTOR). Также указывается вес крюкоблока (BlockWeight).

Расчет запускается кнопкой <RUN>, а отчетность выводится при помощи кнопки <Report>. Обе они расположены в главном окне модуля.

Графики усилий на крюке (HookLoad) и момента на роторе (SurfaceTorque) выводятся в зависимости от ствольной глубины (MeasuredDepth), соответствующей местоположению нижнего конца колонны. Таким образом, можно отслеживать изменение данных параметров в процессе углубления скважины или СПО, что в случае наклонно-направленных скважин в ряде случаев оказывается весьма полезным. Например, в случае скважины, результаты расчета которой показаны на рис.1.7, усилие на крюке при спуске колонны достигает своего максимуму не при наибольшей глубине 14000ft, а примерно в середине скважины при 7000ft. В других случаях, когда в субгоризонтальную скважину с большим отходом спускается обсадная колонна, графикиTrippingLoadsAnalysisпозволяют определить условия (коэффициенты трения), при которых возможен спуск последней на заданную глубину.

Для расчетов модуль использует трехмерную модель колонны в скважине, учитывающую жесткость труб. Это означает, что в условиях осевого сжатия данная модель способна моделировать потерю продольной устойчивости труб – баклинг. Модуль в состоянии рассчитывать как пространственную деформацию труб в виде спирали, так и плоский синусоидальный баклинг. Расчеты ведутся методом конечных элементов с учетом пространственной траектории и формы ствола скважины.

Работа в единой базе данных с другими буровыми приложениями позволяет автоматически обновлять результаты расчета при изменении входных данных (геометрии ствола, компоновки инструмента или траектории).

1.4Модуль – «Гидравлика» (Hydraulics)

Предназначение модуля – проектирование и анализ реолого-гидравлической программы промывки скважины. Основными результатами расчетов данного модуля являются:

- потери давления по элементам и, в общем, по циркуляционной системе, которые выводятся в виде распределения давления и потерь давления по глубине скважины, как показано на рисунке 1.8;

- распределение эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора по глубине скважины, показанное на рисунке 1.9;

- потребный объем бурового раствора;

- показатели эффективности очистки ствола;

- параметры работы забойного двигателя;

- давление в стволе скважины при СПО;

- результаты оптимизации долотных насадок;

- реологические параметры бурового раствора с учетом температуры и давления в стволе скважины.

Все результаты размещаются в двух окнах: HydraulicsResults, которое показано на рис.1.8 и содержит результаты гидравлических расчетов, иP-TResults, изображенное на рис.1.9 и содержащее результаты расчетов параметров промывочной жидкости.

Рисунок 1.8 – Исходные данные и результаты расчета потерь давления во внутритрубном пространстве, полученные в модуле – Гидравлика

Результаты гидравлических расчетов соответствуют не какому либо определенному расходу, а представляются в виде зависимостей от него. Для получения результатов на конкретный расход в окне HydraulicsResultsприсутствует движок «PumpFlowrate», позволяющий установить значение расхода, для которого в числовом виде отображаются значения перепадов на элементах циркуляционной системы. Таким образом, работая в данном окне, пользователь всегда имеет возможность видеть как графическое изображение гидравлической характеристики скважины, так и конкретные значения перепадов в элементах циркуляционной системы для выбранного расхода. Перепады определяются для следующих элементов циркуляционной системы: 1) поверхностной обвязки (SurfaceEquip); 2) внутритрубного пространства (Drillstring); 3) кольцевого пространства (Annulus); 4) специальных инструментов телесистем, пакеров, клапанов, муфт (Tools); 5) забойного двигателя (Motor/RSS); 6) долота (Bit). Опционально к перечисленным элементам может быть добавлена линия дросселирования (Chokeline) и замковые соединения (External/InternalTJ). Перепады давлений на элементах для выбранного расхода отображаются всегда, а для того чтобы на графике появилась гидравлическая характеристика конкретного элемента напротив него необходимо установить флаг. Если не выбрано ни одного элемента на графике отобразится только давление на стояке (StandpipePressure).

Рисунок 1.9 – Результат моделирования влияния изменения температуры раствора по глубине скважины на его эквивалентную циркуляционную плотность в различных частях циркуляционной системы

Результаты в окне P-TResultsпредставляются в виде зависимостей от глубины. Модуль автоматически корректирует результаты расчета при внесении изменений в базу данных, касающихся геометрии скважины или КНБК. Как видно из рисунка 1.8, объектами, из которых модуль автоматически импортирует исходные данные, являются: “BHA:”, “WellGeom:” и “Survey:”, тогда как непосредственно в самом модуле вводятся: реологические параметры, параметры бурового станка, параметры забойного двигателя, характеристики шлама, параметры, характеризующие промывку в зоне долота, теплофизические параметры и данные о геотермическом градиенте. Ввод большей части параметров выполняется поблочно с использованием встроенных справочников, когда пользователь выбирает только имя объекта в справочнике, а вся совокупность характеристик данного объекта вставляется автоматически.

1.5 Модуль TDAS

При помощи данного модуля проектируются направления, кондуктора, технические и эксплуатационные колонны, хвостовики, колонны НКТ, в том числе, представленные гибкими трубами. Под проектированием здесь следует понимать минимизацию стоимости колонны при сохранении ее прочности на всех этапах работы в скважине. При этом расчет делается для скважины, то есть ищется наилучшая ее конструкция, позволяющая осуществлять необходимые технологические режимы, для чего все колонны рассчитываются совместно. В модуль заложена возможность определять параметры и типы технологических операций, в которых участвует проектируемая колонна, и рассчитывать силовые факторы, действующие на нее в процессе работы. Достоинством модуля является 3-D(triaxial) алгоритм расчета напряженного состояния труб, максимально приближающий результаты его моделирования к реальности, а также возможность оценки прочности резьбовых соединений с учетом динамических нагрузок и изгибающих моментов. Кроме того, применяемый алгоритм расчетов способен учитывать эффект баклинга, эффект Пойссона, плавучесть колонны, а также температурные эффекты.

Исходные данные, необходимые модулю для работы, вводятся на нескольких вкладках, сгруппированных на дереве проекта под общим заголовком «Параметры скважины» (WellSetup). Первой из них является вкладка [Description], содержание которой показано на рисунке 1.10.

Рисунок 1.10 – Рабочее окно модуля TDAS в процессе ввода исходных данных

В частности на этой вкладке указываются: месторождение, номер скважины, наименование подрядчика, тип скважины (WellType) – разведочная (Development) или эксплуатационная (Exploratory), преобладающий тип пород (Lithology) – твердые (HardRock) или мягкие (SoftRock). В случае бурения на шельфе устанавливается галочка напротив параметра «Offshore», а затем из списка выбирается положение устья скважины (WellheadLocation). Если скважина наклонно-направленная, устанавливается галочка напротив параметра «DeviatedWell». Для экономии времени можно выбрать типовую конструкцию скважины из списка «DesignRules», содержание которого доступно для редактирования пользователем.

Следующая вкладка – [CasingScheme] позволяет отредактировать конструкцию скважины. Полностью сформированная таким образом конструкция представлена на рисунке 1.10 в правой части окна. Вкладка [Formation] предназначена для ввода параметров пластов, а вкладка [StaticTemperature] – для указания температур пород и пластовых флюидов.

После ввода исходных данных конструкция скважины оптимизируется посредством вкладки [GenerateLeastCostStrings]. При этом уточняются типы труб, толщины стенок, глубины секций и группы прочности, исходя из минимизации стоимости крепи и эксплуатационного оборудования, как показано на рисунке 1.11.

Рисунок 1.11 – Рабочее окно модуля TDAS в процессе оптимизации конструкции скважины

Полученная при оптимизации конструкция скважины отображается графически в подобласти “Schematic” рабочего окна модуля, а также в табличном виде вместе со значениями параметров нагружения колонн в подобласти “Report” этого окна. Кроме того, все сгенерированные модулем колонны добавляются в дерево проекта. Как видно из рисунка 1.11, всегда существует возможность создания альтернативной компоновки колонн при помощи кнопки <CreateAlternateString...>.

Структура представления колонны в дереве проекта, наглядно показанном на рис.1.10-1.11 в левой части окон, включает следующие группы параметров:

- HoleSize– конфигурация перекрываемого колонной интервала скважины;

- InstalledConditions– параметры операций спуска колонны в скважину и крепления;

- LoadCases– основные расчетные схемы, для которых выполняется оценка прочности колонны.

Большинство из этих параметров устанавливается автоматически на основе набора правил TDASRule, выбранных при вводе исходных данных, что не исключает возможности ввода вручную.

Расчетные схемы, соответствуют технологическим операциям, при которых какой либо из параметров нагружения колонны имеет максимальное значение. Как следует из рисунка 1.11, для колонны НКТ такими операциями являются:

- InstalledLoad– после спуска колонны в скважину;

- FullEvac– полное опорожнение колонны;

- HotFullEvac– полное опорожнение колонны, нагретой пластовым флюидом;

- StaticShut-in– статическое закрытие скважины

- HotShut-in– закрытие скважины с учетом распределения температуры в ее стволе;

- AfterPerforating– после перфорации

Результаты расчетов для всех технологических операций наносятся для конкретной колонны на один график вместе с областью прочности труб, как это показано на рисунке 1.12.

Рисунок 1.12 – Рабочее окно модуля TDAS с результатами расчета напряженного состояния труб НКТ

Область прочности труб определяется модулем тремя различными способами. Первый, принятый также в отечественной практике – это покомпонентное рассмотрение параметров нагружения труб. При этом способе выделяются три основных показателя, характеризующих напряженное состояние труб колонны: 1) осевые усилия; 2) наружное избыточное или сминающее давление; 3) внутреннее избыточное или разрывающее давление. В отечественной практике принято рассматривать только растягивающие осевые усилия, наряду с избыточными давлениями, тогда как по стандарту Американского института нефти (на рисунке 1.12 обозначено “APIOperating”) регламентируются также сжимающие осевые усилия. При совместном действии наружного избыточного давления и растягивающих усилий предельное сминающее давление уменьшается, что иллюстрируется кривой, расположенной в нижнем правом углу области “APIOperating”. Проверка прочности труб при этом способе выполняется путем расчета фактических коэффициентов запаса прочности по сминающему и разрывающему давлениям, а также страгивающей нагрузке, а затем их сравнения с соответствующими нормативными коэффициентами запаса прочности. Таким образом, по отечественному стандарту определяется три коэффициента запаса прочности, а по стандартуAPI– четыре. Если использовать не коэффициенты запаса, а допустимые избыточные давления и осевые усилия, нанесенные на график, то приходим к характерной области допустимых нагрузок по форме близкой к прямоугольной, которая называется “APILoadCapacity” и показана на рисунке 1.12. Если кривые фактических нагрузок, полученные для рассматриваемых расчетных схем, не пересекают границы области допустимых нагрузок, прочность колонны обеспечена.

Альтернативным способом определения области прочности труб является расчет эквивалентного напряжения по Мизесу с использованием трехосной модели напряженного состояния (TriaxialStressCheckAlgorithm). При этом избыточные давления и осевые усилия трансформируются в эквивалентное напряжение, которое сравнивается с пределом текучести материала труб, являющимся паспортной характеристикой последнего. Если на плоскости избыточные давления – осевые усилия отметить все точки, имеющие одинаковое эквивалентное напряжение, равное пределу текучести материала труб, и соединить их изолинией, то получим так называемый эллипс Вон-Мизеса, обозначенный на рисунке 1.12 кривой “VME”. Внутри этого эллипса находится область прочности труб, именуемая “TriaxialLoadCapacity”. Ее сравнение с “APILoadCapacity” показывает хорошее совпадение в пределах совместного действия наружного избыточного давления и растягивающих усилий, тогда как наибольшее различие имеет место в области совместного действия сжимающих усилий и внутреннего избыточного давления. В отсутствие избыточных давлений, “TriaxialLoadCapacity” показывает возможность увеличения допустимых осевых усилий на 30% относительно “APILoadCapacity”, что доказывает изолиния напряжений, соответствующая пределу текучести материала труб уменьшенному в 1,3 раза, которая обозначена на рисунке 1.12 кривой “VMEDF=1.3”. Эта же изолиния лучше всего совпадает с той частью “APILoadCapacity”, которая расположена в области совместного действия растягивающих усилий и внутренних избыточных давлений. Причины расхождения областей прочности “APILoadCapacity” и “TriaxialLoadCapacity” иллюстрируются рисунком 1.13, на котором сопоставлены области прочности, определенные для тела труб и для тела труб с учетом их соединений друг с другом.

Рисунок 1.13 – Области прочности труб

Собственно эллипс VMEхарактеризует тело трубы без учета замков, а с их учетом допустимые осевые нагрузки и избыточные давления снижаются, так как прочность резьбовых соединений, как правило, меньше прочности тела трубы. С учетом ограничений, накладываемых на область прочности труб резьбовыми соединениями, эллипсVMEпреобразуется к прямоугольной формеAPI, поэтому воспринимать расширение области “TriaxialLoadCapacity” относительно “APILoadCapacity” как возможность установки более дешевых труб за счет уточнения расчетной методики оценки прочности – неправильно. Правильно в данном случае говорить о том, что нерационально использовать трубы, оснащенные резьбовыми соединениями, имеющими прочность значительно меньшую, чем прочность тела труб. Вместо этого следует стремиться к сближению прочности тела труб и их соединений. Как раз для этой цели весьма полезна возможность модуляTDASсовмещать области прочности на одном графике, так как это дает возможность оценки эффективности комбинации труба-замок. Так, например, на рисунке 1.12 приведена характеристика НКТ группы прочностиL-80, оснащенных высокопрочным газогерметичным соединением МТС, конструкция которого показана на рисунке 1.14(а).

Рисунок 1.14 – Типы соединений труб

Ранее было отмечено, что допустимые растягивающие усилия по эллипсу VMEтела труб в этом случае в 1,3 раза превышают страгивающую нагрузку муфтовых соединений. Однако область прочности “APILoadCapacity” на рисунке 1.12 получена для соединения стандарта АНИ, которое показано на рисунке 1.14(в), а не для фактического соединения с уплотнением МТС. Действительная экспериментальная прочностная характеристика труб маркиTenarisBlueVAMгруппы прочности Р-110, оснащенных данным соединением, приведена на рисунке 1.15.

Рисунок 1.15 – Результаты испытаний труб с соединением Tenaris Blue 9 7/8” 68.8 P-110 при комплексном нагружении

Рассматривая рисунок 1.15, мы видим, что наличие уплотнения MTCвместе со специфическими особенностями профиля резьбыTenarisBlueпозволяют получить область прочности соединения практически соответствующую эллипсуVME. Единственное отклонение от этого эллипса наблюдается при совместном действии сжимающих осевых усилий и наружного избыточного давления. Сопоставляя рисунки 1.12 и 1.15, приходим к выводу о значительных погрешностях при оценке прочности труб, оснащенных современными высокопрочными соединениями, с использованием методикиAPI. Особенно большие погрешности наблюдаются при расчете безмуфтовых соединений с интегральным уплотнениемIFJ, соответствующим рисунку 1.14(б). Расчетная характеристика обсадных труб группы прочностиP-110, оснащенных данным типом высокопрочного газогерметичного соединения, приведена на рисунке 1.16.

Рисунок 1.16 – Рабочее окно модуля TDAS с результатами расчета напряженного состояния обсадных труб хвостовика

Согласно рисунку, область прочности соединений “APILoadCapacity” в этом случае значительно меньшеVMEтела трубы, т.е. налицо иррациональность комбинации труба-замок. Однако расчеты выполнены модулем без учета наличия уплотненияIFJс представлением конструкции соединения в виде, показанном на рисунке 1.14(г), тогда как с учетом уплотнения картина должна быть совершенно иной.

В этой связи, специально для случаев использования новых соединений труб, конструктивно отличающихся от стандартов API, модуль обладает возможностью аналитического расчета прочности соединений по стандартизированной методикеISO13679. Тем самым предусмотрен третий способ расчета области прочности труб по стандартуISO, преимуществом которого является возможность учета конструктивных особенностей соединения, параметров технологического режима свинчивания и характеристик напряженного состояния труб в скважине. Например, возможно моделирование влияние момента свинчивания труб на область прочности замковых соединений, что иллюстрируется рисунком 1.16, содержащим расчеты для тех же труб, которые были рассчитаны на рисунке 1.15.

Рисунок 1.16 – Рабочее окно модуля TDAS с результатами расчета области прочности соединений IFJ

Результаты расчетов соединения наглядно показывают, что параметры технологического режима свинчивания существенно изменяют прочность соединения. При оптимальном моменте затяжки прочность соединения, демонстрируемая эллипсом CCS3 на рисунке 1.16, соответствует эллипсу VMEдля тела трубы, построенному с 25% запасом, который обозначен на рисунке 1.15 – “VMEDF=1.25”. Сравнивая эллипс “VMEDF=1.25” с областью “APIOperating” на рисунке 1.15 заключаем, что использование методикиAPIв случае нестандартных высокогерметичных соединений неоправданно занижает допустимые усилия и давления, не позволяя полностью реализовать потенциальные возможности труб и колонн, оснащенных такими соединениями. Однако, как следует из рис.1.16, также возможны случаи, когда прочность соединения поISO13679 оказывается ниже, нежели его прочность поAPI. Как видно из рисунка, такие условия возникают при нагружении труб сжимающими усилиями, особенно, если при этом действуют внутренние избыточные давления. При этом возможны аварии с колоннами, что доказывает пересечение кривой «6Load1-1/3Evac-14000’str2-2», соответствующей частичному опорожнению колонны, с эллипсомVMEсоединения, обозначенного «4CCS3», которые можно прогнозировать и предотвращать при использовании расчетов прочности поISO13679.

Другими особенностями расчета колонн в модуле являются возможность учета изменения предела текучести материала труб с температурой, а также учета анизотропии материалов в случае применения коррозионно-устойчивых сплавов. Модель изменения предела текучести может быть двух видов – линейная или полиномиальная. Также есть возможность напрямую задавать свойства материалов в виде табличных функций.

1.6 Приложение CemCADE

Приложение CemCADEобъединяет в себе возможности моделирования деформаций обсадной колонны, гидродинамических давлений и эффективности замещения технологических жидкостей в стволе скважины при цементировании. Структурная схема оптимизации процесса цементирования на основе перечисленных моделей, используемаяCemCADE, показана на рис.1.17.

Рисунок 1.17 – Алгоритм работы CemCADE

Работа с программой начинается с ввода данных по скважине включающих инклинометрию, профилеметрию, конструкцию, параметры продуктивного и «слабого» пластов. Затем выбирают технологические жидкости для цементирования, руководствуясь, в том числе, критериями эффективности вытеснения, вычисляемыми монитором эксцентричного потока для заданного уровня центрирования колонны, который предполагается обеспечить установкой центрирующих устройств.

Монитор эксцентричного потока выводит профили относительных скоростей технологических жидкостей, участвующих в цементировании, построенные для сечений кольцевого пространства скважины. Под относительной скоростью жидкости понимается отношение ее локальной скорости, рассчитанной путем усреднения по точкам, лежащим на прямой пересечения плоскости поперечного сечения ствола скважины с плоскостью, содержащей касательную к оси скважины в точке этого сечения и радиус скважины, к средней скорости потока, рассчитанной по расходу. При вычислении локальных скоростей усреднение производится на отрезках прямой между стенкой скважины и стенкой обсадной колонны, длина которых соответствует текущему зазору в кольцевом пространстве. Локальные скорости рассчитываются для нескольких зазоров, получаемых при вращении плоскости сечения вокруг оси скважины. Каждой локальной скорости соответствует величина центрального угла сектора, образованного текущим радиусом скважины и ее радиусом, принятым за начало отсчета. За начало отсчета принимается радиус, содержащий наименьший из зазоров, имеющихся в кольцевом пространстве скважины, как правило, это направление вертикально к нижней стенке скважины. Текущие радиусы получаются путем пошагового увеличения центрального угла в направлении по и против часовой стрелки до 180 градусов. Таким образом, наиболее широкой части кольцевого пространства соответствуют два центральных угла +180 и -180 градусов, получаемые при обходе стенки скважины по и против часовой стрелки. Профили относительных скоростей строятся для конкретных жидкостей, образующих одну из границ раздела, что показано на рис.1.18.

Рисунок 1.18 – Монитор эксцентричного потока – результаты расчетов для границы буферная жидкость-буровой раствор при плохом центрировании колонны

Результаты, выводимые монитором в режиме индивидуальных жидкостей, показывают возможность образования и ориентировочные размеры застойных зон в узкой части затрубного пространства для выбранного диапазона подач насосов, а также позволяют оценить разницу скоростей технологической жидкости в узкой и широкой его частях. С точки зрения оценки качества вытеснения следует стремиться к тому, чтобы застойных зон не было, а разница скоростей была минимальной. Если этого не удается добиться на должном уровне для цементного и бурового растворов, рецептуры и свойства которых определяются по критериям не связанным с качеством замещения, то необходимо использовать буферную жидкость, стремясь обеспечить для нее максимально плоский профиль относительной скорости. Из приведенных на рис.1.18 данных видно, что при имеющихся в скважине условиях буровой раствор плохо вытесняется из узкой части эксцентричного кольцевого пространства скважины, так как величина центрального угла, соответствующего сектору застойной зоны, составляет 80 до 180 градусов. В сравнении с полимерным буровым раствором, вода при имеющемся эксцентриситете способна двигаться в узкой части затрубъя со скоростью всего на 40% меньше средней, не образуя застойных зон, что, в соответствии с названными критериями качества замещения, делает ее хорошей буферной жидкостью. Однако на конечный результат – качество замещения и соответственно качество цементирования, влияет форма границы вытеснения, определяемая не только профилями относительных скоростей сопредельных жидкостей, но и отношением величин их давлений вязкого трения. Таким образом, вода, имеющая относительно небольшое давление вязкого трения, может оказаться не эффективной буферной жидкостью, так как касательные напряжение на границе вытеснения будут недостаточными для разрушения тиксотропной структуры бурового раствора в застойных зонах. Поэтому одна из задач, решаемых с применением монитора эксцентричного потока, это оценка критического уровня центрирования колонны, соответствующего отсутствию застойных зон, образованных буровым раствором. Эта задача решается расчетом профилей относительной скорости при различных значениях эксцентриситета и расхода до получения картины, показанной на рис.1.19.

Рисунок 1.19 – Монитор эксцентричного потока – результаты расчетов для границы буферная жидкость-буровой раствор при хорошем центрировании колонны

Конечноэлементное моделирование течения жидкости в эксцентричном кольцевом пространстве требует использования 3-Dразмерности модели, которая рассчитывается на порядок дольше, чем модель размерности 2-Dи к тому же имеет больше проблем со сходимостью. Поэтому вместо действительного кольцевого канала для предварительной оценки качества центрирования обсадной колонны в стволе скважины используют базовую щелевую модель, способ получения которой поясняется на рис.1.18. При переходе к щелевой модели сохраняют относительную величину зазора в кольцевом пространстве, пренебрегая периметром смачивания, что искажает результаты расчета потерь давления и абсолютных скоростей, но позволяет правильно оценить распределение относительных скоростей по окружности затрубья. Таким образом, моделирование вытеснения с применением монитора эксцентричного потока имеет ряд недостатков, происходящих из пренебрежения некоторыми значимыми параметрами этого процесса, что требует уточнения расчета с привлечением данных о давлении вязкого трения и действительной форме канала течения. Расчет уточняется с применением имитатора процесса закачки, имеющегося вCemCADE, в результате работы которого для различных моментов времени рассчитывается положение имеющихся в скважине границ раздела. Зная положение границ раздела в конкретный момент времени, можно вычислить концентрации технологических жидкостей в произвольном поперечном сечении канала течения, которым может быть внутритрубное или кольцевое пространство скважины. Для примера, на рис.1.10 показаны формы границ раздела при вытеснении буферной жидкости цементным раствором из внутритрубного пространства скважины, смоделированные для двух различных буферных жидкостей.

Рисунок 1.20 – Результаты моделирования границы раздела цементный раствор-буферная жидкость (внизу) и эффективности замещения (вверху)

Показанные на рисунке границы раздела построены для единичного времени вытеснения при допущении, что в момент начала вытеснения граница раздела была плоской. С учетом того, что путь, который преодолевают точки жидкости, лежащие на границе раздела, равен произведению скорости на время, граница раздела, построенная для времени вытеснения равного единице, соответствует профилю абсолютной скорости движения точек границы раздела, также называемому профилем вытеснения. Профиль вытеснения наиболее наглядно демонстрирует эффективность взаимного замещения жидкостей, позволяя сразу выявить имеющиеся проблемы, не прибегая к длительному моделированию изменения границы раздела в процессе закачки. Например, на правом рисунке видно, что буферная жидкость, вместо того чтобы нормально вытесняться вниз по направлению движения цементного раствора, идет против него вверх вдоль стенок колонны, из-за чего эффективность замещения в этом случае невысока. Изменение состава буферной жидкости, как видно на левом рисунке, ликвидировало данную проблему – движение буферной жидкости вверх полностью прекратилось.

Несмотря на наглядность анализа профилей вытеснения, на их основе сложно дать количественную оценку качества замещения жидкостей. Необходимую количественную оценку позволяет получить параметр эффективного объема (эффективности вытеснения), показывающий объемную концентрацию замещающей жидкости на определенном участке скважины. Поскольку при расчете положений границ раздела используется метод конечных элементов, их моделирование происходит дискретно для выбранных шагов по времени. В свою очередь, временные шаги выбираются в соответствии с границами конечных элементов, на которые разбивается скважина по глубине при построении расчетной сетки. Таким образом, время между очередными шагами расчета равно времени, за которое условно плоская граница раздела, определяемая исходя из действующей средней скорости жидкости, достигает границы очередного элемента. Прохождению условной границы раздела от одного элемента до другого соответствует величина нормированного объема равная единице, а время, в течение которого в скважину закачивается жидкость в этом объеме, называется нормированным временем, также приравниваемым к единице. При оценке эффективности замещения параметр эффективного объема рассчитывается для каждого конечного элемента в зависимости от величины нормированного объема или нормированного времени, как показано на рисунке 1.20. Это весьма удобно с позиций дальнейшего анализа, так как для оценки эффективности замещения важен не абсолютный объем жидкости, закачанной в скважину, а ее относительное количество, выраженное в объемах рассматриваемого участка. Поскольку на уровне алгоритма расчета задается все-таки время, а не объем, изначально выводятся зависимости эффективного объема от нормированного времени. Величине нормированного времени равного 2 соответствует прокачка через рассматриваемый участок замещаемой жидкости в количестве двух его объемов.

При использовании зависимости эффективности замещения (эффективного объема) от нормированного времени можно оценить не только ситуацию для определенного момента закачки, но и динамику процесса замещения, показывающую возможность успешного завершения операции цементирования в целом. Так, например, соответствующая зависимость, показанная в правой части рис.1.20, говорит, что толщина слоя не вытесненной буферной жидкости на стенках скважины остается практически постоянной в течение всего процесса закачки, из-за чего концентрация цемента на всем протяжении зоны смешения не возрастает выше 20%. Таким образом, качество крепи, образованной из цемента, смешавшегося с буферной жидкостью, будет недостаточным, вследствие чего произойдет недоподьем кондиционного цемента до проектной глубины. В альтернативном варианте (левая часть рис.1.20), несмотря на то, что при прокачке цементного раствора в объеме расчетного элемента эффективность вытеснения составляет всего 40%, прокачка через элемент дополнительных объемов цемента резко увеличивает эффективный объем, который достигает 92% при нормированном времени равном 6. Шкала нормированного времени для каждого элемента строится в соответствии с общими объемами закачки и продавки, поэтому эффективный объем при максимальном значении нормализованного времени соответствует концу операции. Если каждому расчетному элементу скважины сопоставить определенную глубину, и в зависимости от нее вывести для всех элементов эффективность вытеснения на конец операции, получим результирующий график эффективного объема, позволяющий оценить соблюдение критериев качества замещения растворов.

Расчет положения динамической границы раздела между двумя жидкостями, на котором основаны графики эффективного объема и эффективного времени, намного сложнее, нежели расчет профиля скорости для одной жидкости и требует большого количества машинного времени. Поэтому для того, чтобы обоснование выбора технологических жидкостей и режимов их закачки проходило с приемлемой скоростью, прежде чем рассчитывать границу раздела, необходимо определиться с базовыми параметрами – подачей насоса и эксцентриситетом, используя данные расчетов монитора эксцентричного потока для индивидуальных жидкостей.

После того как перебором составов технологических жидкостей и подач насоса, согласно монитору эксцентричного потока, удается добиться приемлемой эффективности замещения жидкостей, всю комбинацию проверяют по допустимым динамическим давлениям в стволе скважины и на колонной головке. По результатам этой проверки оценивается реализуемость турбулентного режима течения, и при необходимости корректируются составы технологических жидкостей при соблюдении критериев качества замещения. При невозможности реализации турбулентного замещения жидкостей в скважине, его организуют в режиме эффективного ламинарного потока (ELF).

Далее выполняется расчет мест установки центраторов, который дает точную картину положения колонны в скважине, сравниваемую с необходимым уровнем центровки, заложенным при оценке критериев замещения. Если требуемой центровки достичь не удалось, понижают требования к ней, корректируя составы технологических жидкостей и режим их движения, после чего вновь выполняют проверку по допустимым давлениям, и уточняют положение центраторов.

Когда требуемая, центровка колонны обеспечена, приступают к расчету суммарной подачи цементировочных агрегатов для различных этапов закачки. Для этого программа имеет встроенную утилиту «Выбор расчетной подачи насосов», позволяющую в автоматическом режиме получить график изменения подачи насосов в процессе закачки и продавки цементного раствора с учетом действующих ограничений на динамические давления в скважине и на колонной головке, а также характеристик применяемых цементировочных агрегатов. Полученные расходы также проверяются на удовлетворение критериям качества замещения жидкостей с использованием монитора эксцентричного потока, и, в случае отрицательного результата проверки корректируются либо доминирующие режимы движения жидкостей, либо их свойства, после чего все проверки повторяют.

Если проверка расходов прошла успешно, программа автоматически формирует план-график закачки, в котором указываются очередность и режимы работы цементировочной техники, назначаемые с учетом проектных объемов закачиваемых жидкостей и планируемой скорости их закачки. После этого запускается имитатор процесса закачки, реализующий рассмотренные выше расчеты эффективных объемов на основе фактической геометрии скважины. Первое что рассматривают после прогона имитатора – это графики эффективного объема, изображенные на рис.1.21, окончательно оценивая качество вытеснения.

Рисунок 1.21 – Результаты моделирования изменения эффективного объема по глубине скважины на момент конца цементирования

Если оно достаточно высокое, переходят к формированию отчетности, включающей графики изменения динамических давлений на колонной головке, цементировочном насосе, забое или в иных контрольных точках скважины, позволяющие контролировать ход операции.