Обзор Буровых Сервисов компании Baker Hughes

Обзор Буровых Сервисов компании Baker Hughes
Андрей Вальчук, Drilling Application Engineer
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Содержание
• Роторная управляемая система AutoTrak ™
• Роторная управляемая система AutoTrak Curve™
• Системы вертикального бурения TruTrak™ и VertiTrak™
• CoilTrak™ наклонно-направленное бурение на ГНКТ
• Наддолотная резистивиметрия и гамма ZoneTrak™
• Система оптимизации забойных параметров бурения CoPilot™
• Примеры применения системы CoPilot™
• Система бурения на управляемом хвостовике SureTrak™
2
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Буровые системы Baker Hughes
Conventional
Drilling Systems
Steerable Motors
ВЗД
Automated Drilling Systems
3D Rotary Steerable
Systems
Special Drilling
Solutions
Vertical and
Low Inclination
Solutions
Ultra™
Motors
Ultra X-treme™
Motors
X-treme™
Motors
3 © 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Through-Tubing
Rotary Drilling
SureTrak™
AutoTrak G3 / X-treme – Продвинутый Сервис РУС
• Продвинутая роторная технология с системой автоматического управления
• Интегрированная система оценки пластов
• Сервис геонавигации в продуктивных пластах
Reservoir Eng.
• Каротаж высокого разрешения
Geophysical
Geological
Petrophysical
Drilling/ Steering
OnTrak™ MWD/LWD including Telemetry
4
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
AutoTrak Steering Unit
AutoTrak™: Непрерывное управление для
высокого качества ствола скважины
• Роторно-управляемая система AutoTrak позволяет
непрерывно изменять параметры управления без
затрат времени на ориентирование и слайды
Slide
Плановый профиль
Бурение с ВЗД:
повторяющиеся слайды
Бурение с роторноуправляемой системой
замкнутого цикла
AutoTrak™
5
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Особенности бурения скважины с РУС по
сравнению с ВЗД
• улучшение общих показателей
проходки
• лучшая очистка ствола
• ниже риск прихвата
• повышает качество ствола, что
помогает снизить риски при спуске
колонны в длинные горизонтальные
стволы
• необходимость ориентирования
компоновки и дополнительного
времени на бурение управляемым
двигателем без вращения колонны
• большее расстояние между
долотом и датчиками
инклинометрии и зондами каротажа
• расширение номинального
диаметра скважины в зонах
бурения ротором
Управляемый
двигатель
Роторная управляемая
компоновка
Вращение
Без вращения
6
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
AutoTrak – Проверенный принцип управления
Неподвижный модуль
управляемого калибратора
Управляемые лопатки
(гидравлические)
Муфта долота
Вращающийся
шпиндель
Управляющая электроника и
датчики зенитного угла
Три точки контакта:
7
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Управляющие Команды и Система Замкнутого Цикла
Подтверждение управляющей команды
• Меньший риск при бурении
• Лучшая проводка скважины
Управляющая система
замкнутого цикла
• Автоматизированный контроль
управления
• Ровная скважина и
превосходный контроль
Вертикали
Управляющие команды во время бурения
• уменьшение НПВ
• лучше МСП
• быстрое прохождение команд
8
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Принцип работы AutoTrak
Click for animation
9
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
ВНЕДРЕНИЕ В РЕАЛЬНОМ ВРЕМЕНИ – AutoTrak Curve ™
Награда World Oil Award 2011 за лучшую технологию бурения
Факторы повышения
эффективности
• Минимизация простоев
• Бурение сложных скважинных профилей
• Больший контакт с продуктивным горизонтом
• Экономия времени работы установки на скважине
Текущие результаты:
Пробурено более 330 000 м
за 12 месяцев
Количество часов циркуляции – 24000
10
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
1.75°/10м
Традиционные
RSS
5°/10м
AutoTrak Curve
• Исключительное качество ствола
скважины
• Улучшенная управляемость
• Пониженные вибрации и как
следствие НПВ
TruTrak
Модуль управления
String Rotation
VertiTrak
11
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
MWD, Gamma
treme (профилированный статор)
• Автоматическое управление
• Не требует вращения инструмента
• Взможность бурения на ГНКТ
Рабочая пара Xtreme
• Независимая гидравлика
• Управляемые лопатки на ВЗД X-
Питание и связь
Системы вертикального бурения TruTrak™ и
VertiTrak™
TruTrak
CoilTrak™ наклонно-направленное бурение на ГНКТ
• Повышение нефтеотдачи на
разработанных месторождениях
Система Quick
Connect
Питание и Связь
Электро размыкаемое соединение Сенсоры призабойных
Переводник с Гамма сенсором
& Циркуляционный переводник
параметров
• Точная проводка скважины,
геонавигация
• Система замкнутого цикла уменьшает
вероятность НПВ
• Модульная система для:
– Передачи данных во время
бурения
– Многоразовых спусков
– Бурения на депрессии
– Бурения с высоким содержанием
сероводорода
12
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Переводник Резистивиметрии
Гидравлическая Система Ориентирования
ВЗД NaviDrill
Поправки ННБ передаются на CoilTrak
посредством ГНКТ на кабеле, а
автоматическая система замкнутого цикла
обеспечивает точную проводку скважины
ZoneTrak
Наддолотная резистивиметрия и гамма (Geostopping)
Изменение
пластов
6,5 м
13
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Оптимизация бурения в реальном времени
Стандарт измерений во время бурения  VSS™
• Диагностика подклинивания / проскальзывания долота  поперечных и осевых вибраций
в реальном времени
• Интенсивность подклинивания/проскальзывания в зависимости
от скорости вращения
• Уровень осевых/поперечных вибраций, g,
среднеквадратичное значение
Улучшенная оптимизация бурения  CoPilot™
• Диагностика в реальном времени  включая вибрации, подклинивание/проскальзывание,
крутильные колебания, изгибы, касательные ускорения
• Статические данные  нагрузка на долото, момент вращения, давление
в стволе и в затрубе, изгибающий момент, мин./ средн. / макс. скорость
вращения в скважине
Интегрированные в долото датчики вибраций и производительности  DataBit
• Регистрация скважинных диагностических данных для анализа после заканчивания
скважины, включая данные о подклинивании/вибрациях/проскальзывании, температуре,
нагрузке и моменте вращения на долоте
14
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
CoPilot™ - Оптимизация в реальном времени
Лидер индустрии сервиса диагностики
призабойных параметров бурения
Vibration Mode/
Тип вибраций
“Static“ Measurements/
Статические измерения
Dynamic
Diagnostics/
Диагностика
Axial / Осевые
Weight on bit /Нагрузка на
долото
Bit Bounce/Биение
долота
Axial accelerations g_RMS
Axial acceleration
severity
Bending Moment
/Изгибающий момент
Whirl Diagnostic
(Forward /
Backward)
Bending Moment
Orientation & Inclination
Lateral
acceleration
severity/Магнитуда
боковых
ускорений
– Призабойные сенсоры и процессоры
– Диагностика в режиме реального времени и из памяти
Lateral /Боковые
Акселерометры
Lateral acceleration
g_RMS
Сенсор изгибающего момента
Torsional
/Крутильные
Магнитометры
Сенсор осевой нагрузки
Сенсор крутящего момента
Сенсор трубного и
затрубного
давлений
Torque/Момент
Stick/slip severity
Магнитуда
подклинков
Tangential acceleration
g_RMS
Крутильные ускорения
Tangential
Acceleration
severity
Min/Avg/Max downhole
RPM
Мин/макс обороты
Motor RPM (if applicable)
Обороты ВЗД
Inner & Annulus Pressure
( ECD) ЭЦП
- Доступные типоразмеры CoPilot 4 ¾”, 6 ¾”, 8 ¼” and 9 ½”
15
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Bore & Annulus
Temperature
Температура
трубная/затрубная
Качество ствола скважины
• Влияние
– Износ элементов КНБК и
инструмента
– Потери момента
– Ухудшение качества каротажа
– Риски при спуске обсадной
колонны
призабойный
MSE
Изгибающий
момент
Комментарий
Первые 2.5м пробуренные в новом рейсе
показали невысокое МСП по причине нахождения
центратора в зоне ствола плохого качества
• Результат
– Утроение МСП
– Удвоение призабойного момента
при меньшей ННД
– Улучшено качество ствола
скважины
16
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Вес на
центратор
Диагностика подклинивания КНБК
4400m
130 об/мин
160 об/мин
| 17
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Диагностика дохождения нагрузки до забоя
Пики ЭЦП показывают
образование шламовых подушек
Кривые призабойной и
поверхностной ННД расходятся
Увеличение вращения привело к
кратковременным скачкам ЭЦП,
Подклинки уменьшились как
результат увеличенных
оборотов
После наращивания ЭЦП
выровнялось, а подклинивания
уменьшились
Поверхностная ННД обнулена в
16:50.
| 18
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Диагностика локальных интенсивностей по
показаниям изгибающих моментов
19
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Индикация сальникообразования на долоте
DH WOB increased
from 6 to 12 t
20
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
CoP Diff. Pressure
dropped from 40 to
20 bar
Диагностика производительности ВЗД
Стабильные обороты ротора
190-200 об/мин
Падение оборотов до 70 –
150 об/мин
21
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Диагностика оборотов ротора ВЗД
No Rotation
• Частота соответствующая оборотам ротора
ВЗД
• Обороты ротора ВЗД получаются путем
умножения частоты на коэффициент зависящий
от конфигурации лопастей ВЗД
• Полеченные обороты ротора ВЗД не зависят
от оборотов СВП
Auto Spectrum
Bending-x
Run 11, Trigger 4
Thu Feb 13, 15:16:08 2003
22
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Улучшение доведения нагрузки после
шаблонировки и ввода смазки
23
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Создание нагрузки на долото при срезке
Призабойная ННД
0.5 – 1.5 т
Тенденция
уменьшения
изгибающего
момента
24
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Использованные преимущества CoPilot
 Изгибающий момент на КНБК (в т.ч. при ориентировании КНБК)
 Реальные забойные параметры бурения в реальном времени –
нагрузка и момент на долоте, а также перепад давления на
моторе позволили избежать и преодолеть проблемы при бурении
без СПО и НПВ.
 Предотвращение вихревых вибраций долота, подклинивания
 Определение износа ВЗД
 Более
близкое
расположение
телеметрии
наилучшего контроля траектории скважины.
25
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
к
долоту
для
Предотвращение локальных изгибов
• Bending moment caused by side forces acting on BHA
– Gravity
– Wall contact forces incl. steering force in curved wellbore sections
– Dynamic effects
CoPilot Results
• Усталостный износ оборудования
– Трещины на элементах КНБК
– Попадание раствора приводит к уничтожению
электроники и всех данных MWD / LWD
Build Due Steer 30 deg
Build Against Steer 30 deg (Dotted)
100.00
Drop Due Steer 30 deg
Drop Against Steer 30 deg (Dotted)
Turn Due Steer 30 deg
Turn Against Steer 30 deg (Dotted)
Build Due Steer 90 deg
90.00
Bending Moment ( kN-m )
– Сломы и разрушение оборудования
110.00
80.00
Build Against Steer 90 deg (Dotted)
Drop Due Steer 90 deg
70.00
Drop Against Steer 90 deg (Dotted)
Turn Due Steer 90 deg
Turn Against Steer 90 deg (Dotted)
60.00
50.00
40.00
30.00
20.00
10.00
0.00
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
DLS (°/30m )
26
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
3.5
4.0
4.5
5.0
5.5
6.0
Последствия вихревых вибраций
Прямое вращение
27
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Обратное вращение
SureTrak Система бурения на управляемом
хвостовике
Совместный проект
и
• Цель - спуск хвостовика в процессе бурения и
ГИС
• Разработка
системы,
соответствующей
условиям бурения на новых и зрелых
месторождениях, где имеются неустойчивые
породы, вызывающие проблемы в ходе
строительства скважин
28
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Проблемы бурения и обсаживания скважин:
• Поглощения
• Неустойчивый ствол скважины:
– набухающие глины
– соль
– слабосцементированный песчаник
– уголь
– сильно трещиноватые породы
• Расширение ствола скважины
• Истощенные коллекторы
BP: 26% всех скважин имеют проблемы
неустойчивости ствола
29
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Система бурения на управляемом хвостовике
Общая информация
Цель проекта
• Типоразмеры прототипа
– Управляемый хвостовик 244,5мм (9 5/8”)  215,9 x 311,2 мм
(8 ½” x 12 ¼”)
– Управляемый хвостовик размером 177,8 мм (7”)  152,4 x
215,9 мм (6” x 8 ½”)
• Контроль направления бурения с помощью РУС AutoTrak
(пилотная КНБК)
– Точный контроль направления бурения
– Высокое качество скважины
– Доказанная надежность
• Извлекаемая/заменяемая внутренняя колонна и пилотная КНБК
– Не нужно поднимать хвостовик
– После замены можно продолжать бурение на управляемом
хвостовике
30
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Бурить быстрее
• Одновременное бурение и
• Исключение ненужных
операций по шаблонировке
изоляция осложненных зоны
• Уменьшение операций по
• Сокращение СПО при
промывке с целью
спуске обсадных колонн
поддержания порового
• Снижение рисков, которые
давления
могут возникнуть в ходе
• Уменьшение химреагентов
спуска обсадных колонн
для поддержания
через осложненные
стабильного ствола
зоны
• Уменьшение операций по
очистке ствола
• Уменьшение объемов
приготовления растворов
31
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Общее описание системы
• Внешняя колонна:
– хвостовик
– якорь
– расширитель
• Внутренняя колонна:
– бурильная труба
– внутренняя КНБК
32
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
• Компоненты, работающие от
привода
– расширитель
– пилотная КНБК
• Пилотная КНБК
– приборы ННБ
– Приборы для оценки
пласта
Общее описание системы
Двунаправленный
модуль питания и
связи
Компенсатор
Якорь
Модуль с
батареями
• Компоненты системы
– Стандартные
– Измененные
– Новая разработка
33
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Хвостовик
Рабочая пара от ВЗД
Расширитель
Привод расширителя
Пилотная КНБК
Общее описание системы
Вращение
• Вращение
– Вращение хвостовика может осуществляться с поверхности
– Пилотная КНБК вращается с суммарными оборотами от
рабочей пары ВЗД и СВП
– Расширитель может вращаться либо только с оборотами СВП,
либо, при активированном приводе расширителя - с оборотами
СВП + рабочая пара ВЗД)
34
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Видео о системе бурения на управляемом
хвостовике
35
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Система бурения на управляемом
хвостовике – промысловые испытания
2x
Statfjord
BETA
Brage
36
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Система бурения на управляемом хвостовике –
промысловые испытания
Первое испытание бурения на управляемом хвостовике 7”
(178 мм) на экспериментальной буровой установке Бейкер
Хьюз «BETA»
Место: Экспериментальная буровая
установка Бейкер Хьюз (BETA),
г. Беггз, США
Дата: апрель, 2009 г.
Ствол: 6”(152.5мм) x 8½” (216мм) .
Траектория скважины: J-образная
Породы: глина/песчаник/ уголь и
известняк
Средняя скорость бурения : 11.1
м/ч (36.4 футов/ч)
Проходка: 324 м (1064 футов)
Зенитный угол: от 8° до 44°
37
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Система бурения на управляемом хвостовике –
промысловые испытания
Первое испытание бурения на управляемом хвостовике 9⅝”
(244.5мм) в Северном море
Место: шельф Северного моря
Оператор: StatoilHydro
Дата: июль 2009 г.
Hole Size: 8½” (216мм) x 12¼” (311мм).
Длина / диаметр хвостовика:
1,228м (4,030фут) / 9⅝” (244.5мм)
Траектория скважины: 3D, горизонт.
Средняя скорость бурения: 5.7 м/ч
(18.7 футов/ч)
Проходка: 180 м (590 футов)
Зенитный угол: от 78° до 75°
Интенсивность набора угла: 3.0°/30 м
Контроль направления бурения и
интенсивность набора угла
соответствует показателям
стандартного прибора AutoTrak
38
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Система бурения на управляемом хвостовике –
промысловые испытания
Первое испытание бурения на управляемом хвостовике 7”
(178 мм) в Северном море
Место: шельф Северного Моря
39
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Оператор: Statoil
Дата: январь 2010 г.
Ствол: 6”(152.5мм) x 8½”(216мм).
Длина / диаметр хвостовика :
280м (918 футов) / 7”(178мм)
Траектория скважины: 3D,
горизонт.
Средняя скорость бурения: 12 м/ч
(40 футов/ч)
Проходка: 176м (577 футов)
Зенитный угол: от 43° до 40°
Интенсивность набора угла: 3.53.9 °/30 м
Контроль направления бурения и
интенсивность набора угла
соответствует показателям
стандартного прибора AutoTrak
Опыт применения
Бурение на управляемом хвостовике 7” (178мм) в
Северном море
Место: North Sea, Norway
Оператор:
Дата: сентябрь 2012 г.
Ствол: 6”(152.5мм) x 8 ½”(216мм)
Длина/ диаметр хвостовика:
250 м (820 футов)/ 7”(178мм)
Траектория скважины: 3D, горизонт.
Средняя скорость бурения: 17 м/ч
(56 футов/ч)
Проходка: 250 м (820 футов)
Максимальный угол: 92
40
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Опыт применения
Бурение на управляемом хвостовике 7” (178мм) на
Аляска
Место: Alaska North Slope
Оператор:
Дата: декабрь 2012 г.
Ствол: 6” (152.5мм) x 8 ½” (216мм)
Длина/диаметр хвостовика:
340 м(1013 футов) / 7” (178мм).
Тип скважины: 3D
Средняя скорость бурения: 2030 футов/час
Проходка: 826 футов
Максимальный угол: 84°
41
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.
Благодарим за внимание!
Вопросы?
42
© 2013 Baker Hughes Incorporated. All Rights Reserved.