Обзор существующих роботизированных комплексов и технологических решений для морского бурения на арктическом шельфе

Overview of existing robotic systems and technological solutions for offshore drilling on the Arctic shelf

B.V. IVANOV1,
A.L. ARKHIPOV2,
S.B. STESIN3

1«Axel Telemetry» LLC
Moscow, 119049,
Russian Federation

2 Gubkin University
65 Leninsky Prospekt, Moscow, 119991, Russia

3 «Bitrobotics» LLC
Moscow, 109316,
Russian Federation

Несмотря на текущую неопределенность и трансформацию энергетического сектора, рост мирового энергопотребления продолжается, и повышается интерес к новым источникам углеводородов. Благодаря своим значительным ресурсам нефти и газа, арктический шельф может внести значительный вклад в удовлетворение мировых потребностей в энергии. Добыча нефти и газа в Арктике чрезвычайно сложна как в технологическом, так и в экономическом плане. Создание прорывных робототехнических технологий для арктического шельфа позволит снизить затраты на строительство скважин. В статье представлен обзор имеющихся роботизированных комплексов для бурения нефтяных и газовых скважин на арктическом шельфе. В качестве заключения также были представлены основные технологические вызовы и направления дальнейшего развития в этой области.

Despite the current uncertainty and the transformation of the energy sector, the growth of global energy consumption continues and there is increasing interest in new sources of hydrocarbons. With its significant oil and gas resources, the Arctic shelf can make a significant contribution to meeting the world's energy needs. The extraction of oil and gas in the Arctic is extremely complex both technologically and economically. The creation of breakthrough robotic technologies for the Arctic shelf will reduce the cost of well construction. The article presents an overview of the available robotic systems for drilling oil and gas wells on the Arctic shelf. As a conclusion, the main technological challenges and directions for further development in this area were also presented.

Континентальный шельф играет важную роль в обеспечении мировой добычи нефти и газа. За последние десять лет на континентальном шельфе открыто более двух третей мировых запасов углеводородов.
Все приарктические государства приняли законы, закрепляющие стратегическое значение района, в первую очередь с точки зрения запасов углеводородов. Арктические государства только приступили к разведке и освоению этих ресурсов. В настоящее время на континентальном шельфе США, Норвегии и России осуществляется лишь несколько разрозненных проектов. В первую очередь проводится геологоразведка. Месторождения и необходимая инфраструктура в этом районе будут подготовлены позднее в ходе масштабной разработки.
Сложные геологические, географические и климатические условия арктического региона ставят новые задачи для индустрии по разработке уникальных технологий, а также новых буровых комплексов, способных работать в автономном режиме, и позволяющих получить доступ к богатым природным ресурсам Арктики.
Таким образом, развитие технологических решений по автономизации и роботизации процессов бурения напрямую влияет на успешность освоения Арктики в целом и морских нефтегазовых месторождений в частности. Следует отметить, что стоимость строительства скважины составляет более половины стоимости разработки всего месторождения, , поэтому сокращение капитальных затрат на бурение, крепление и заканчивание скважин за счет внедрения различных систем автоматизации является одной из приоритетных задач в этой области.
Способность арктических государств и нефтяных компаний разрабатывать арктические морские нефтяные ресурсы будет зависеть от ряда факторов, влияющих на разработку месторождений нефти и газа на арктическом шельфе.

Технологическое развитие
Применяемые в ходе реализации нефтегазовых проектов на арктическом шельфе технологии напрямую зависят от климатических условий в разных районах Арктики. В результате практически для каждого проекта необходимо разрабатывать новые технологии и технологические решения. Это увеличивает сроки и стоимость проекта. Автоматизированные роботизированные системы могут сыграть важную роль в оценке освоения арктического шельфа.

Развитие инфраструктуры
В настоящее время количество объектов наземной инфраструктуры (ремонтных станций, складов снабжения и спасательных пунктов) для проведения морских нефтегазовых работ крайне ограничено. Кроме того, пропускная способность и конфигурация существующих трубопроводных систем и портов (терминалов) в регионе затрудняет доставки больших объемов углеводородов потребителям за пределами Арктики.

Климатические и природные условия
Низкие температуры, льды и айсберги – отличительные черты природно-климатических условий региона. Они значительно сокращают доступное время для выполнения буровых и других морских операций, поэтому необходимо предъявлять дополнительные требования к оборудованию и персоналу.

Экологическая безопасность
Понятно, что любая антропогенная деятельность в Арктике должна оказывать минимальное влияние на арктическую экосистему, причиняя как можно меньший вред. Участки Северного Ледовитого океана официально охраняются, и там запрещена любая добыча полезных ископаемых. Повышение активности экологических организаций, выступающих против освоения ресурсов Арктики, может существенно осложнить планы нефтегазовых компаний и арктических государств по реализации соответствующих проектов. Также необходимо учитывать риски, связанные с последствиями возможных морских разливов нефти, которые могут привести не только к банкротству компании, виновной в разливе, но и к возможному ущербу для всей деятельности по разработке морских месторождений.

Финансово-экономические условия
На сегодняшний день большинство крупных нефтегазовых компаний заявляют о приостановке своей деятельности в Арктике из-за нерентабельности. В то же время несколько компаний, уже вложивших значительные средства в арктические проекты, продолжили работу в регионе. Они ждут благоприятного изменения цен, когда начнутся коммерческие операции.
Другим фактором является время, необходимое до добычи первого газа или нефти. Чем короче это время, тем прибыльнее проект бурения. Это означает, что компании заинтересованы в повышении эффективности своей деятельности за счет повышения надежности и эффективности используемого оборудования.
Роботизированные технологии могут стать ключом успеха проектов по разработке месторождений нефти и газа в Арктике.
Автоматизация в морской нефтегазовой отрасли растет с каждым годом. Динамическое позиционирование на плавучих и буровых судах для удержания их на месте было одной из первых полностью автоматизированных систем в индустрии.
Все современные морские буровые установки в настоящее время оснащены кибернетическими креслами бурильщика с джойстиком для управления ключевым оборудованием, а производители буровых установок теперь начинают оснащать их автоматизированными системами перемещения и спуска труб в скважину [1].
Сложные сенсорные технологии в сочетании с мощной аналитикой данных теперь можно использовать для раннего обнаружения выбросов нефти и газа из скважины, что позволяет раньше закрывать скважины с меньшими объемами притока, облегчая управление. Мы должны учитывать, что процесс постепенного внедрения автоматизации носит непрерывный характер при том, что на сегодняшний день отсутствует большая часть интеграции различных систем, особенно когда все данные собираются во время бурения и позволяют системе автоматически реагировать на происходящее.
Поэтому роботизированные комплексы будут играть значительную роль в автоматизации и освоении арктического шельфа. Основные преимущества использования роботизированных комплексов для бурения нефтяных и газовых скважин:
• повышение коммерческой скорости бурения за счет сокращения времени на выполнение типовых буровых операций, таких как спускоподъемные операции и соединение труб;
• сокращение НПВ (непроизводительное время) и числа аварий на скважинах за счет устранения человеческого фактора и применения комбинации мониторинга состояния ствола скважины в режиме реального времени и автоматизированных аналитических систем прогнозирования;
• повышение безопасности буровых работ и снижение травматизма за счет удаления людей из зон опасных операций.

Сложные сенсорные технологии в сочетании с мощной аналитикой данных теперь можно использовать для раннего обнаружения выбросов, что позволяет раньше закрывать скважины с меньшими объемами притока, облегчая управление.

В этой связи подчеркнем важность описания и обзора доступных автоматизированных и роботизированных буровых технологий, которые применимы при строительстве скважин.
Перейдем к описанию доступных роботизированных систем для морского бурения и строительства скважин.
Процесс бурения представляет собой процесс проделывания отверстия в земле до тех пор, пока оно не достигнет заранее заданной глубины, определенной в плане скважины. Буровая бригада устанавливает буровую установку для бурения скважины. Обычно процесс бурения состоит из последовательности операций.
Перед началом буровых работ необходимо выполнить некоторые важные основные процедуры:
1. Установить компоновку низа бурильной колонны (КНБК), которая является нижней частью бурильной колонны. В ее состав входят буровое долото, забойный двигатель, муфты, утяжеленная бурильная труба и т. д.
2. Присоединить келли (или верхний привод) и стол ротора к бурильной колонне.
3. Установить насосы как часть циркуляционной системы, чтобы перекачивать буровой раствор по трубам и из бурового долота для выноса шлама из скважины.
После завершения данных этапов бурильная колонна готова к бурению скважины. Данный процесс также предполагает определенную последовательность операций бурения:
1. Проделывание отверстия в земле путем приложения веса или нагрузки к буровому долоту. Углубление в основном достигается за счет приложения веса к буровому долоту или КНБК, вращения бурильной колонны, выноса шлама. Буровой раствор закачивается в бурильные трубы через буровое долото, а затем в затрубное пространство (пространство между бурильной колонной и стенками ствола скважины) на поверхность. На поверхности шлам удаляется из бурового раствора с помощью специального оборудования по очистке раствора (вибросита, пескоотделители и т.д.).
2. Наращивание. Эта операция представляет собой навинчивание новой бурильной трубы (свечи) к основной колонне для увеличения ее длины, после чего скважина будет пробурена еще глубже.
3. Спуск инструмента в скважину. При этой операции бурильная колонна с новой КНБК спускается в скважину до тех пор, пока долото не коснется забоя скважины.
4. Подъем инструмента из скважины. Это операция подъема бурильной колонны из скважины с целью замены бурового долота и сбора новой компоновки низа бурильной колонны.
5. Развинчивание. Операция, при которой буровая бригада отсоединяет буровые трубы (свечи) от бурильной колонны, чтобы уменьшить ее длину и вытащить КНБК из скважины.
6. Промывка скважины (циркуляция). При этой операции буровая бригада непрерывно закачивает буровой раствор для того, чтобы дать возможность циркулирующему буровому раствору поднять буровой шлам на поверхность и очистить от него скважину.
7. Спуск обсадной колонны и цементирование. По достижении заданной глубины буровая бригада должна спустить и зацементировать обсадную колонну. Давление бурового раствора заставляет цементный раствор двигаться через обсадную трубу и заполнять пространство между внешней стороной обсадной трубы и стенками скважины. Далее цементу дают затвердеть, при этом проверяются такие свойства, как твердость, выравнивание и надлежащее уплотнение.
Обзор доступных роботизированных и автоматизированных систем для выполнения буровых работ
Основные операции по строительству скважин и доступные автоматизированные роботизированные комплексы представлены на рис. 1.
Сегодня для решения задач по сборке наземного бурового оборудования и КНБК, установке сборки противовыбросового оборудования (превенторов) и свинчивания труб можно использовать полностью автоматизированный роботизированный комплекс (РК, рис. 2.) для бурения (многоосевой робот буровой площадки [2]). РК предназначен для автоматизации всего процесса бурения и состоит из роботов-рабочих, множества размерных подъемников и роботов-манипуляторов труб. Основные цели их применения – удаление человека из опасных зон и исключение ручных операций с высоким уровнем риска, повышение скорости, точности и надежности основных операций бурения.

РК не только снижает риски и затраты на персонал, но и переопределяет роль буровой бригады. Акцент смещается с выполнения типовых операций на буровой площадке на процесс строительства скважины.
Роботам-манипуляторам требуется интеллектуальное управление движением и сложная система автоматизации, чтобы они могли согласованно и синхронно выполнять весь рабочий процесс на буровой площадке без вмешательства человека.

РК не только снижает риски и затраты на персонал, но и переопределяет роль буровой бригады. Акцент смещается с выполнения рутинных задач на буровой площадке на процесс строительства скважины.

Роботизированные буровые роботы генерируют огромный массив данных, которые можно использовать для лучшего понимания алгоритмов управления и последующей оптимизации процессов бурения.
В России роботизацией бурения занимается компания «Битроботикс» совместно с компаниями «Газпромнефть», «Газпром Бурение» и производителем буровых установок «Уралмаш НГО Холдинг», автоматизируя спуско-подъемные операции (рис. 3). К 2024 году планируется запуск серийного производства роботизированных комплексов и проведение испытаний на скважинах Газпромнефти. Роботизированный комплекс будет состоять из трех-четырех-пяти осевых промышленных роботов и автоматизированного гидравлического элеватора.
Роботы будут построены на базе электрических сервоприводов с системой управления и принятия решений в режиме реального времени, с возможностью применения в климатических условиях категории «У» (до –45° С).
Автоматизированные клинья (АК [3]) исключают ручную работу с клиньями и вставками плашек на рабочем месте, повышая безопасность и производительность. АК работают с трубами диаметром от 3½ до 20 дюймов (максимальный проход составляет 23 дюйма), выполняя большинство операций по бурению и спуско-подъему.
АК имеют шесть внешних элементов и шесть внутренних элементов. Каждый внутренний элемент имеет держатель вставки с пятью вставками, которые вращаются для позиционирования правильно изогнутой вставки в трубчатой рукоятке.
Клинья перемещаются в нужное положение и освобождаются под действием гидравлического давления. Грузоподъемность составляет 500 тонн. При работе в полуавтоматическом режиме оператор в буровой кабине выбирает подходящую вставку для захвата бурильной колонны. В режиме громкой связи АК автоматически позиционируют соответствующую вставку. АК можно смонтировать на обычную буровую установку для повышения безопасности, эффективности и снижения затрат.
Технология автоматизации перекачки и перемешивания буровых растворов [4] продолжает развиваться, но она еще не получила мирового признания. Показатели операторов свидетельствуют о растущем интересе к развитию этой области и сосредоточении внимания на полной интеграции автоматизированных систем бурения. Такие полностью автоматизированные системы обработки бурового раствора способны автоматически приготавливать буровой раствор в соответствии с заданной рецептурой.
Автоматизация процесса приготовления буровых растворов позволяет достичь:
• улучшения в вопросах техники безопасности (HSE), включая персонал, оборудование и эксплуатацию;
• повышения эффективности (сокращения времени смешивания, более эффективного использования ресурсов);
• улучшенного качества бурового раствора.
Инструменты для спуска обсадной колонны (CRT [5]) обеспечивают механизированный, безопасный и экономичный способ спуска и свинчивания обсадной колонны. Во-первых, назначение каждой модели CRT – это автоматизация спуска обсадной колонны и обеспечение ее безаварийного спуска до заданной глубины. Было доказано, что вращение колонны обсадных труб и возвратно-поступательное движение при цементировании помогают добиться более надежного и безопасного цементирования. CRT обеспечивают возможность одновременного вращения, циркуляции и возвратно-поступательного движения колонны обсадных труб во время цементирования.
Зачастую инструменты для спуска обсадных труб используются только в тех случаях, когда труба заклинена в скважине. CRT, безусловно, может справиться со сложными ситуациями, такими как прихваченная колонна обсадных труб, однако он создан для большего. CRT работает с верхним приводом, это позволяет добиться плавного свинчивания без изгибающей нагрузки и с точным контролем конечного крутящего момента. Установка CRT также позволяет добиться экономии и повышения производительности на протяжении всего процесса спуска и крепления обсадной колонны.
Скважинный трактор [6] легко перемещает большие полезные грузы в сложных скважинных условиях, в том числе и по наклонным скважинам с большим отходом от вертикали. Заменив традиционное использование колтюбинга и держателя бурильных труб как в открытом, так и в обсаженном стволе, скважинный трактор упрощает и оптимизирует операции с тросом, снижая затраты, время и риски. Система скважинного трактора добавляет функцию каротажа во время движения трактора для сбора данных как в восходящем, так и в нисходящем проходах. В России разработкой скважинного трактора занимается компания «Л-Петро» совместно с компанией «Газпромнефть» и фондом «Новая Индустрия».
Автономное бурение делает еще один шаг вперед, используя алгоритмы для планирования скважин, выполнения сложных расчетов и принятия решений налету, а также бурения в течение длительного времени без дорогостоящих ошибок.
Автономные системы управления бурением
(ADC [7]), рекламируемые как оригинальный способ повышения эффективности, снижения затрат и сведения к минимуму потребности в контроле со стороны человека, особенно в суровых морских условиях, уже некоторое время находятся в разработке. Недавние данные свидетельствуют о том, что они могут быть ключевым фактором успеха в отрасли, также многие специалисты считают, что данная технология способна снизить затраты на бурение.
Автономное наклонно-направленное бурение
(ADD [8]) – технология по контролю и управлению внутрискважинного оборудования и проводки скважины в автоматическом режиме.
Сегодня усовершенствованные компоненты КНБК могут оценивать данные и реагировать в нужное время и на нужной глубине.
Все это приводит к стабильным и более точным результатам наклонно-направленного бурения и лучшим экономическим показателям проводки скважины.

Основные направления дальнейшего развития роботизации буровых
В данной статье авторы попытались систематизировать информацию, касающуюся робототехнических комплексов в области строительства скважин для разработки арктических месторождений нефти и газа. Анализ показывает, что комплексная автоматизация всех технологических процессов строительства скважин является перспективным направлением, позволяющим минимизировать затраты и возможные риски осложнений и аварий при бурении.
На данный момент типовые циклические технологические операции подвергнуты автоматизации на весьма высоком уровне, однако наблюдается общая тенденция к созданию полностью автономных систем. Расширение области применения роботов требует кропотливой работы по формализации многовариантных операций, более системного подхода к анализу накопленного опыта строительства скважин в различных горно-геологических условиях. Также очевидна актуальность задачи объединения существующих разрозненных систем в единый робототехнический комплекс, включающий как скважинное, так и наземное буровое оборудование. В связи с этим высокоскоростной канал связи будет играть решающую роль в интеграции «забоя» и «устья» скважины. Наиболее перспективным в этой области можно назвать кабельный канал связи, выполненный на современном технологическом уровне, и работы по промышленному внедрению которого уже ведутся в ряде нефтегазовых компаний.
Унификация всех комплексов потребует, в свою очередь, разработки стандартизированных протоколов передачи данных между подсистемами и пользовательским интерфейсом оператора. Взаимодействие оператора с роботизированным комплексом приведет к необходимости создания высоконадежного защищенного канала связи между удаленной буровой платформой и центром дистанционного управления строительством скважин. Не стоит забывать о необходимости разработки новых материалов, способных выдерживать экстремальные нагрузки в условиях холодного климата.
В то же время можно констатировать, что одно только развитие технологий не решит проблему освоения месторождений углеводородов на арктическом шельфе. Требуется комплексная государственная (или даже международная) программа освоения Арктики, что позволило бы решить правовые, инфраструктурные, экологические и другие проблемы, препятствующие реализации арктических нефтегазовых проектов. Компании нуждаются в экономических стимулах, таких как субсидии для инвестирования в разработку и внедрение уникального и высокотехнологичного роботизированного бурового оборудования.

Подводя итоги, можно сказать, что создание полностью автономных интеллектуальных буровых установок является сложной задачей. Вероятно, предстоит накопить значительный технологический потенциал, решить ряд организационных задач в течение ближайших десятилетий, прежде чем успешно справиться с ней.
Для исследования арктического шельфа планируется использовать автономные морские платформы, автономные корабли, летающие и подводные дроны. Буровые установки завтрашнего дня значительно более автономные или же самоуправляемые будут спроектированы (модернизированы) с использованием самых современных технологий и смогут выполнять широкий спектр задач: от удаленного автономного бурения до анализа и оптимизации плана скважины, чтобы исключить опасные и повторяющиеся ситуации/инциденты.
Отметим, что тип автономной морской платформы зависит от параметров месторождения и сложности объекта. Существует несколько подходов к переходу от операций, выполняемых человеком, к роботам и системам автоматизации (рис. 4).
Как видно из рисунка 4, при освоении зрелых месторождений нет возможности вывести персонал с морской буровой установки из-за существующей инфраструктуры, специально не предназначенной для таких задач. В этом случае в целях повышения эффективности и HSE рутинных технологических операций по строительству скважин могут быть применены только некоторые роботизированные комплексы. А системы автоматизации (программное обеспечение, цифровые интерфейсы, системы передачи данных и др.) сокращают время на принятие решений и повышение производительности.
Что касается новых месторождений, то становится возможным применение полностью автономного бурового комплекса, предварительно спроектированного под конкретный морской проект, исходя из текущего уровня моря, климатических, логистических и других технических требований. Конструкция и инфраструктура морской буровой установки могут быть созданы по модульному принципу, это позволит снизить затраты на разведку и логистику. Интеграция искусственного интеллекта могла бы помочь инженерам выбрать оптимальную настройку необходимых модулей (их количество, функциональность, технические характеристики) на основе анализа больших данных.
Для осуществления процесса перехода на полностью автономные буровые установки необходимо продолжить разработку робототехнических комплексов для большого количества существующих платформ, которые еще работают и должны окупить вложенные средства. В то же время крайне важно собрать и систематизировать различные технические требования к концептуальному проектированию морских буровых установок следующего поколения.

References

1. Pink, A.P.; Kverneland, H.; Bruce, A.; Applewhite, J.B. Building an Automated Drilling System Where the Surface Machines are Controlled by Downhole and Surface Data to Optimize the Well Construction Process. In Proceedings of the IADC/SPE Drilling Conference, San Diego, CA, USA, 6 March 2012.
2. Canrig Robotic Systems, Automated Floor Systems, https://www.nabors.com/equipment/automated-floor-systems.
3. Automated Slips (AS), developed by B Robotics W, https://automateddrillingrigs.com/slips/.
4. Ove Kvame, Bjarne Blom-Jensen, Yngve Bastesen, Jan Erik Sandvik Automation of the Drilling Fluid Mixing Process, Field Experiences and Development from North Sea Operations, SPE-139943-MS.
5. T.J. Allen, M.T. Worsley, J.A. Burton, K.W. Elliot Intelligent Running Tool to Provide Real-Time Feedback for Subsea Casing Hanger Landing Operations, May 2000 DOI:10.4043/12155-MS.
6. John Keith, Welltec. Down-hole Autonomous Robotic Intervention Systems DOI: 10.1016/j.robot.2019.02.008.
7. Macpherson, J.; de Wardt, J.; Florence, F.; Chapman, C.D.; Zamora, M.; Laing, M.; Iversen, F.P. Drilling Systems Automation: Current State, Initiatives and Potential Impact. SPE Drill. Complet. 2013, 28, 296–308.
8. Nazli Demirer, Umut Zalluhoglu, Julien Marck, Robert Darbe, Manfred Morari Autonomous Directional Drilling with Rotary Steerable Systems (2019 American Control Conference (ACC)) DOI: 10.23919/ACC.2019.8814644.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Иванов Б.В.

    Иванов Б.В.

    Директор по развитию бизнеса

    ООО “Аксель Телеметрия”

    Архипов А.Л.

    Архипов А.Л.

    к.т.н., доцент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин

    РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

    Стесин С.Б.

    Стесин С.Б.

    генеральный директор

    ООО «Битроботикс» г. Москва, 109316, РФ

    Просмотров статьи: 962

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru