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.I. ARKHIPOV2,
S.B. STESIN31
«Axel Telemetry» LLCMoscow, 119049, Russian Federation2 Gubkin University65 Leninsky Prospekt, Moscow, 119991, Russia3 «Bitrobotics» LLCMoscow, 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.

ВВЕДЕНИЕ

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 лишь 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, а 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.


ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА РАЗРАБОТКУ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА НА АРКТИЧЕСКОМ ШЕЛЬФЕ

Способность арктических государств и нефтяных компаний разрабатывать арктические морские нефтяные ресурсы будет зависеть от следующих факторов:

1. Технологическое развитие.
Нефтегазовые проекты, реализуемые в настоящее время на арктическом шельфе, сильно различаются по применяемым технологиям. Это связано с тем, что климатические условия в этих районах различаются. В результате практически для каждого отдельного проекта необходимо разрабатывать новые технологии и находить технологические решения. Это увеличивает сроки и стоимость проекта. Автоматизированные роботизированные системы могут сыграть важную роль в оценке освоения арктического шельфа.

2. Развитие инфраструктуры
В настоящее время количество объектов наземной инфраструктуры (ремонтные станции, склады снабжения и спасательные пункты) для проведения морских нефтегазовых работ крайне ограничено.
Кроме того, пропускная способность и конфигурация существующих трубопроводных систем и портов (терминалов) в регионе ограничивают возможности доставки больших объемов углеводородов потребителям за пределами Арктики.

3. 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.

4. 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 минимально возможному ущербу для всей деятельности по разработке морских месторождений.

5. Финансово-экономические условия.
В настоящее время 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 начала 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 это непрерывный процесс постепенного внедрения автоматизации. Отсутствует большая часть интеграции различных систем, особенно когда все данные собираются во время бурения и позволяют системе автоматически реагировать на происходящее.

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.

Поэтому роботизированные комплексы будут играть значительную роль в автоматизации и освоении арктического шельфа. Основные преимущества использования роботизированных комплексов для бурения нефтяных и газовых скважин заключаются в следующем:
повысить коммерческую скорость бурения, за счет сокращения времени на выполнение типовых буровых операций, таких как спускоподъемные операции и свинчивание труб;
• сократить НПВ (непроизводительное время) и количество аварий на скважинах за счет устранения человеческого фактора и применения комбинации мониторинга состояния ствола скважины в режиме реального времени и автоматизированных аналитических систем прогнозирования;
• повысить безопасность буровых работ и снизить травматизм людей за счет удаления людей из опасных зон и опасных операций.
Вот почему важно сделать обзор доступных автоматизированных и роботизированных технологий в сфере буровой промышленности, которые применимы к выполнению основных работ по строительству скважин.

ОПИСАНИЕ ОСНОВНЫХ РАБОТ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ СКВАЖИН

В этой статье сделан акцент на описании доступных роботизированных технологий для морского бурения. Процесс строительства скважины состоит из определенной последовательности операций.
1. Бурение: разрушение горных пород путем создания нагрузки на буровое долото.
2. Наращивание: это операция навинчивания новой бурильной трубы (свечи) к основной колонне для увеличения ее длины и продолжения бурения.
3. Спуск инструмента в скважину: при этой операции бурильная колонна спускается в скважину.
4. Подъем инструмента из скважины: это операция подъема бурильной колонны из скважины. Например, с целью замены бурового долота и сбора новой компоновки низа бурильной колонны.
5. Развинчивание: это операция, при которой буровая бригада отсоединяет буровые трубы (свечи) бурильной колонны, чтобы вытащить КНБК из скважины.
6. Промывка скважины (циркуляция): при этой операции буровая бригада непрерывно закачивает буровой раствор, чтобы дать возможность циркулирующему буровому раствору поднять буровой шлам на поверхность и очистить скважину от бурового шлама.
7. Спуск обсадной колонны и цементирование. По достижении заданной глубины, буровая бригада должна спустить и зацементировать обсадную колонну.

ОБЗОР ДОСТУПНЫХ РОБОТИЗИРОВАННЫХ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ БУРОВЫХ РАБОТ

Основные операции по строительству скважин и доступные автоматизированные роботизированные технологии представлены на риc 1.
Сегодня для решения задач по сборке наземного бурового оборудования и КНБК, а также сборке противовыбросового оборудования (превенторов) и свинчивания труб, можно использовать полностью автоматизированный роботизированный комплекс (РК, рис 2.) для бурения (много осевой робот буровой площадки [2]). РК предназначен для автоматизации всего процесса бурения и состоит из нескольких роботов и автоматизированных систем. РК не только снижает риски и затраты на персонал, но и меняет роль буровой бригады. Акцент смещается с саморучного выполнения типовых операций на буровой площадке, на управление процессом строительства скважины.
Роботам-манипуляторам требуется интеллектуальное управление движением и сложная система автоматизации, чтобы они могли согласованно и синхронно работать вместе с остальными роботами на буровой площадке и выполнять весь рабочий процесс без вмешательства человека.
Буровые роботы в процессе работы будут генерировать огромный массив данных, который можно использовать для лучшего понимания оптимальных алгоритмов выполнения операций и последующей оптимизации процессов бурения.
В России роботизацией бурения занимается компания ООО “Битроботикс” совместно с Газпромнефть, Газпром Бурение и производителем буровых установок «Уралмаш НГО Холдинг», автоматизируя спуско-подьемные операции (рис.3). К 2024 году планируется запуск серийного производства роботизированных комплексов и проведение испытаний на скважинах Газпромнефть. 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 условий категорий “У” (до –45 градусов).
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 инструмента. 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. АК можно установить на обычную буровую установку для повышения безопасности и эффективности буровых работ.

Технология автоматизации процессов приготовления и использования буровых растворов [4] также развивалась и продолжает развиваться, но, возможно, еще не получила мирового признания. Такие полностью автоматизированные системы обработки бурового раствора способны автоматически приготавливать буровой раствор в соответствии с заданной рецептурой от инженера по буровым растворам.
Автоматизация процесса приготовления буровых растворов позволяет достичь:
• Снижение рисков (человеческий фактор)
• Повышение эффективности (сокращение времени смешивания, более эффективное использование ресурсов)
• Улучшенное качество бурового раствора благодаря онлайн мониторингу и оперативному реагированию на изменение параметров бурения

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 CRT создан для большего. Он работает с верхним приводом, чтобы легко добиться плавного свинчивания без изгибающей нагрузки и с точным контролем конечного крутящего момента. Установка CRT 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 по наклонным скважинам с большим отходом от вертикали. Заменив традиционное использование промыслово-геофизического исследования скважин (ПГИ) и геофизического исследования скважин (ГИС) на трубах, скважинный трактор упрощает и оптимизирует операции, снижая затраты, время и риски. В России разработкой скважинного трактора занимается компания Л-Петро совместно с компанией Газпромнефть и фондом Новая Индустрия.
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.
Хотя оценки разнятся, многие операторы предсказывают, что эта технология способна снизить затраты на бурение.
Автономное наклонно-направленное бурение (ADD [8]) — это технология по контролю и управлению элементов компоновки низа бурильной колонны и проводки скважины в автоматическом режиме.
Сегодня усовершенствованные элементы КНБК могут оценивать скважинные данные на забое 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.

Автоматизированные клинья (АК) 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 инструмента.

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ДАЛЬНЕЙШЕГО РАЗВИТИЯ РОБОТИЗАЦИИ БУРОВЫХ

Проделанная работа является попыткой авторов 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 высоком уровне. В то же время наблюдается общая тенденция к созданию полностью автономных систем. Расширение области применения роботов требует кропотливой работы по формализации многовариантных операций и 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 унифицированных 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 только развитие технологий не сможет решить проблему освоения месторождений углеводородов на арктическом шельфе. Нужна комплексная государственная или даже международная программа освоения Арктики, которая позволила 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.

Можно констатировать, что только развитие технологий не сможет решить проблему освоения месторождений углеводородов на арктическом шельфе. Нужна комплексная государственная или даже международная программа освоения Арктики, которая позволила 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 непростой и сложной задачей и, вероятно, человечеству еще предстоит накопить большой технологический потенциал и решить ряд организационных задач в течение ближайших десятилетий, прежде чем успешно с ней справиться.
Для будущих работ по исследованию арктического шельфа планируется использовать автономные морские платформы, автономные корабли, летающие и подводные дроны.
Буровые установки завтрашнего дня, вероятно, будут значительно более автономными или самоуправляемыми, и будут спроектированы или модернизированы с использованием самых современных технологий, которые будут делать все: от выполнения удаленного автономного бурения до анализа и оптимизации плана скважины, чтобы исключить опасные и повторяющиеся инциденты.

Буровые установки завтрашнего дня будут значительно более автономными или самоуправляемыми, и будут спроектированы или модернизированы с использованием самых современных технологий.

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, для зрелых месторождений нет возможности вывести персонал с морской буровой установки из-за существующей инфраструктуры, не предназначенной специально для таких задач. В этом случае для повышения эффективности и безопасности 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 возможно 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, что позволяет 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.И.

    Архипов А.И.

    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: 3267

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru