Автоматическое обнаружение стрингера повышает эффективность бурения и сокращает время простоя

Горизонтальное бурение развивалось на протяжении десятилетий и стало надежным методом строительства скважин в зрелых нефтедобывающих регионах. Однако в геологически сложных условиях бурения остается множество проблем.

Один из сложных сценариев бурения возникает, когда буровое долото сталкивается с твердыми прослоями, переслаивающимися в более мягких пластах, таких как песчаник. Внезапное изменение механики горных пород при переходе от пласта к стрингеру часто приводит к отклонению бурового долота и отклонению траектории скважины, известному как изгиб.

Быстрые изменения направления, вызванные отклонениями, снижают эффективность бурения, поскольку буровая компоновка смещается с запланированной траектории, а иногда и за пределы желаемой зоны пласта. Статические нагрузки, возникающие при изгибе, могут повредить компоновку низа бурильной колонны (КНБК) и привести к преждевременному износу долота, сокращению срока службы, увеличению затрат на техническое обслуживание и увеличению числа спуско-подъемных операций в скважине. Изогнутая траектория также увеличивает риск застревания обсадной колонны или колонн заканчивания, что может помешать завершению скважины до запланированной целевой глубины (TD).

Оператор зрелого месторождения в Северном море столкнулся с такими проблемами при бурении многозабойных скважин через участки коллектора, содержащие твердые кальцитовые прожилки, перемежающиеся с песчаными пластами с низкой прочностью на неограниченное сжатие. Оператор стремился снизить затраты на подъемные работы за счет увеличения общей скорости проходки (ROP) через эти секции.

Но изгибы, образовавшиеся на каждом стрингере, часто требовали отвода назад для выполнения дорогостоящей и трудоемкой операции по расширению, чтобы сгладить траекторию скважины и позволить продолжить бурение до проектной глубины. В среднем оператор потратил 2,7 часа невидимых потерь (ILT) на расширение на каждые пробуренные 3300 футов (1000 м) и добился значительно более низкой общей скорости проходки, что привело к увеличению затрат оператора на подъем на скважину выше плана.

Работая совместно с оператором, компания Baker Hughes разработала автоматизированную службу обнаружения стрингеров, которая будет идентифицировать стрингеры раньше, чем это было возможно ранее, чтобы свести к минимуму локальные отклонения, сократить время расширения и эффективно доставлять скважины по плану.

При участии оператора поставщик услуг разработал автоматизированную услугу, которая обеспечивает надежное, последовательное и раннее обнаружение стрингеров для быстрого принятия корректирующих мер. Услуга включает в себя модуль автоматического обнаружения стрингеров, встроенный в усовершенствованный датчик измерения во время бурения (MWD). Сабвуфер содержит несколько динамических датчиков, которые собирают ряд измерений вибрации и нагрузки. Модуль обнаружения использует основанный на физике алгоритм, который объединяет два измерения MWD — тангенциальное ускорение и динамический крутящий момент на долоте — для расчета значения высокочастотных крутильных колебаний (HFTO) в КНБК.

HFTO — это крутильные колебания с частотой от 50 Гц до 450 Гц, которые возникают только во время взаимодействия долота с породой в твердых породах. Отчетливое изменение реакции HFTO при переходе от мягких пластов к твердым делает его ведущим индикатором для обнаружения стрингеров в режиме реального времени во время бурения.

На другие показатели, традиционно используемые для обнаружения стрингера, в том числе вес на долото (WOB) и забойный изгибающий момент, влияют изменения траектории скважины и параметров бурения на поверхности. В результате часто возникает перекрытие в распределении данных этих параметров между пластом и стрингером (рис. 1). Тангенциальное ускорение и динамический момент, ведущие параметры, влияющие на HFTO, не подвержены влиянию таких изменений. Как показано на рис. 1, распределение тангенциального ускорения показывает четкое разделение между мягкими и твердыми пластами.

Амплитуда HFTO автоматически рассчитывается алгоритмом и сравнивается с максимальным порогом амплитуды HFTO. Если вычисленная амплитуда превышает этот порог, служба обнаружения идентифицирует стрингер в бите. Служба автоматически объединяет амплитуду HFTO в 1-битное значение (стрингер/без стрингера), которое передается на поверхность посредством низкополосной телеметрии гидроимпульсов. Эти 1-битные значения отправляются на поверхность через оптимальные интервалы времени, где они объединяются вместе с другими измерениями в запатентованную автоматизированную систему оптимизации бурения поставщика услуг на буровой установке для дальнейшей интерпретации и принятия решений. Бурильщик почти мгновенно видит те же самые значения обнаружения стрингера.