Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин по трем режимным параметрам Российский патент 2018 года по МПК E21B44/00 G06G7/48 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом.

Известен способ регулирования процесса бурения по патенту SU 1231946, Е21В 44/00 от 27.11.1995, включающий использование модели процесса бурения, представляющей собой экспоненциальный тренд механической скорости проходки, которую получают в результате шести и более экспериментальных данных бурения в интервале пласта одинаковой буримости с последующей их аппроксимацией методом наименьших квадратов. Далее коэффициенты модели бурения подставляют в критерий «минимум стоимости метра проходки», содержащий выражение зависимости времени бурения t от осевой нагрузки на долото G, частоты его вращения n и расхода бурового раствора Q в виде полинома первой степени, и производят поиск минимума критерия методом штрафных функций. Полученные оптимальные параметры устанавливают на буровой установке и дальнейшее регулирование бурения производят на оптимальных уставках G, n и Q. Обновление модели производится через каждые 0,3 метра проходки. Одновременно рассчитывают время бурения до смены долота и по доверительному интервалу тренда механической скорости определяют границы пластов с одинаковой буримостью. Модель содержит параметры, представляющие геологию формации, окружающей ствол скважины. Система скважинного оборудования содержит измерительные приборы, расположенные над долотом на колонне бурильных труб. Измерения условий бурения содержат измерение по оценке параметров пласта. Автоматическая подстройка позволяет выполнять автоматическое оптимальное регулирование процесса углубления скважин, которое может быть использовано для прогнозирования оптимальных значений показателей работы долот при неоднородных по буримости пластах.

Недостатки: способ требует предварительного проведения факторного эксперимента для получения полиномиальной зависимости времени бурения от нагрузки на долото, частоты его вращения и расхода бурового раствора; полином первой степени может не обеспечить требуемую точность моделирования; рассчитанный оптимальный режим бурения не подтверждается при практическом бурении учетом минимума вибрации бурильной колонны.

Известен способ оптимизации процесса бурения по патенту RU 2588053, Е21В 44/00 от 27.05.2016, техническим результатом которого является повышение эффективности управления на основе реализации разработанной стратегии бурения, увеличение точности управления, компенсация автоколебаний бурильной колонны и как результат увеличение механической скорости проходки скважины. Предложен способ оптимизации процесса бурения, при котором осуществляется регулирование осевой нагрузки и угловой скорости вала привода в зависимости от расчетной стратегии бурения с компенсацией автоколебаний бурильной колонны на промежуточных этапах стратегии бурения по динамическому приращению крутящего момента.

Недостатки: управление ведется по двум режимным параметрам - осевой нагрузке на долото и угловой скорости вала привода, величина расхода раствора для удаления выбуренной породы не учитывается; применяются наземные, а не скважинные (наддолотные) приборы для нагрузки на долото и скорости его вращения; расчетная оптимальная стратегия бурения не подтверждается при практическом бурении учетом минимума вибрации бурильной колонны.

Известен способ оптимального адаптивного управления процессом бурения скважин (патент 2595027 RU С1, 20.08.2016).

Изобретение относится к области управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является оптимизация механического бурения по осевой нагрузке на долото. Технический результат достигается способом оптимального адаптивного управления процессом бурения, при котором осуществляют адаптацию детерминированной модели дробно-степенного вида к условиям на забое изменением ее коэффициентов, вычисление оптимальной осевой нагрузки и бурение скважины на оптимальных режимах, достижение которых контролируется по минимуму частоты вибрации бурильной колонны. Способ предусматривает многократное обновление коэффициентов модели по результатам скважинных измерений, расчет оптимальной осевой нагрузки на долото по критерию "максимум механической скорости", выполнение бурения на рассчитанных параметрах с контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны.

Недостаток: способ предусматривает применение адаптивной модели бурения, по которой рассчитывается оптимальное значение режима бурения только одного параметра управления - осевой нагрузки на долото, при этом скорость его вращения и расход бурового раствора для удаления буренной породы не оптимизируются.

Задачей изобретения является разработка способа адаптивного оптимального управления процессом бурения нефтегазовых скважин с верхним приводом, роторным способом или с помощью гидравлического забойного двигателя.

Техническим результатом является увеличение точности оптимального управления режимом бурения и увеличение механической скорости проводки скважины за счет оптимизации управления по математической модели с тремя регулируемыми параметрами и контролем достижения оптимума по минимуму вибраций бурильной колонны. Технический результат достигается предложенным способом адаптивного управления процессом бурения скважин, при котором детерминированную модель процесса бурения, представляющую взаимодействие породы на забое скважины с долотом бурильной колонны и буровым раствором, постоянно обновляют через каждые 0,3 метра проходки на основе результатов скважинных измерений условий бурения и рабочих данных наземного оборудования, принятых от системы управления наземным оборудованием, осуществляют определение оптимальных параметров бурения на основе обновленной модели процесса бурения, передачу в систему управления наземным оборудованием данных об оптимальных параметрах бурения и многократное повторение операций получения, обновления, определения и передачи в ходе работы скважины, отличающимся тем, что управление осуществляют по детерминированной модели процесса бурения как функции не одного, а трех оптимизируемых параметров управления

где υ_м - механическая скорость проходки, м/ч; k_б - размерный коэффициент буримости породы, представляющий модель пластов; G - осевая нагрузка на долото, Н; n - скорость вращения долота, об/мин; Q - расход бурового раствора, м³/с; b_n, b_G, b_Q - коэффициенты формы функции υ_м=f(G, n, Q) по параметрам G, n, Q. Модель имеет математический экстремум по параметрам G, n и Q, что позволяет рассчитывать оптимальные осевую нагрузку на долото, скорость вращения долота и расход бурового раствора.

Способ предусматривает многократное обновление коэффициентов модели k_б, b_n, b_G, b_Q по результатам скважинных измерений, расчет оптимальных нагрузок на долото, скорости вращения долота и расхода бурового раствора по критерию "максимум механической скорости", выполнение бурения на рассчитанных параметрах с контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны, определяемому датчиком вибрации.

Перечень фигур графических изображений

На фиг. 1 представлена зависимость скорости механического бурения от нагрузки на долото, скорости его вращения, расхода бурового раствора.

Управление производится по целевой функции

где υ_м - механическая скорость проходки, м/ч;

k_б - размерный коэффициент буримости породы;

G - осевая нагрузка на долото, Н;

n - скорость вращения долота, об/мин;

Q - расход бурового раствора, м³/с;

b_n, b_G, b_Q - коэффициенты формы функции υ_м=f(G, n, Q) по параметрам G, n, Q.

Способ оптимального адаптивного управления бурением реализуется следующим образом:

1. В начале бурения по заданным проектом данным (или из опыта бурильщика) по модели (1) рассчитываются оптимальные значения G_опт, n_опт и Q_опт для достижения максимума механической скорости υ_м=max.

2. Оптимальные параметры G_опт, n_опт и Q_опт устанавливаются на буровом оборудовании и производится бурение 0,3 м проходки с одновременным контролем вибрации колонны труб. Параметры G, n, Q, при которых достигается минимум вибрации колонны f_{вибр min}, принимаются за оптимальные.

3. Полученное в ходе бурения значение механической скорости υ_м измеряется и по каналу обратной связи передается компьютеру.

4. Компьютер перерассчитывает значения коэффициентов k_б, b_n, b_G, b_Q модели (1), тем самым модель адаптируется к реальным условиям на забое.

5. Для модели с новыми коэффициентами определяется максимум функции (1), новые G_опт, n_опт и Q_опт устанавливаются на буровой, с ними производится новое бурение 0,3 метра проходки с измерением полученной скорости бурения и контролем уровня вибраций колонны и т.д.

Вторым вариантом оптимального управления механической скоростью является предварительный расчет для применяемого типа долота G_опт, n_опт и Q_опт для каждой породы из модели пластов с одинаковыми k_б, b_n, b_G, b_Q и соответствующими им частотами f_{вибр min} на стадии разработки проекта на строительство скважины.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом. Техническим результатом является увеличение точности оптимального управления режимом бурения и увеличение механической скорости проводки скважины за счет оптимизации управления по математической модели с тремя регулируемыми параметрами и контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны. Технический результат достигается способом оперативного оптимального управления процессом бурения скважин, при котором осуществляют адаптацию детерминированной модели дробно-степенного вида с тремя параметрами управления к условиям на забое изменением ее коэффициентов, вычислении оптимальных нагрузок на долото, скорости вращения долота, расхода бурового раствора и бурением скважины на оптимальных режимах, достижение которых определяется по минимуму частоты вибрации бурильной колонны. Способ предусматривает многократное обновление коэффициентов модели по результатам скважинных измерений скорости бурения, расчет оптимальных параметров управления по критерию "максимум механической скорости", выполнение бурения на рассчитанных параметрах с контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны. 1 ил.

Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин по трем режимным параметрам, при котором осуществляют корректировку под забой модели процесса бурения, представляющей взаимодействие породы на забое скважины с работой долота и бурового раствора, получение через каждые 0,3 м результатов скважинных измерений условий бурения в ходе работы долота на забое - механической скорости проходки, обновление модели бурения на основе скважинных измерений условий бурения и рабочих данных наземного оборудования, принятых от системы управления наземным оборудованием, определение оптимальных параметров бурения на основе обновленной модели процесса бурения, передачу в систему управления наземным оборудованием данных об оптимальных параметрах бурения и многократное повторение операций получения, обновления, определения и передачи в ходе работы скважины, отличающийся тем, что управление осуществляют по детерминированной модели процесса бурения

где υ_м - механическая скорость проходки, м/ч; k_б - размерный коэффициент буримости породы, представляющий модель пластов; G - осевая нагрузка на долото, Н; n - скорость вращения долота, об/мин; Q - расход бурового раствора, м³/с; b_n, b_G, b_Q - коэффициенты формы функции υ_м=f(G, n, Q) по параметрам G, n, Q, модель имеет математический максимум по параметрам G, n, Q, что позволяет рассчитывать оптимальные нагрузку на долото, скорость его вращения и расход бурового раствора по критерию "максимум механической скорости", а достижение оптимума контролируется по минимуму частоты вибрации бурильной колонны.