Способ оптимального адаптивного управления бурением и промывкой нефтегазовых скважин Российский патент 2019 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 очистки наклонных и горизонтальных стволов скважин RU 2524228 C1, Е21В 21/08 (2006/01) от 23.04.2013, выбранный нами за прототип, включающий создание циркуляции бурового раствора прокачиванием его через бурильную колонну с переводником, установленным в начале горизонтального участка и содержащим полый корпус с радиальными каналами, выполненными в корпусе по углом 30-60° к его оси. При проходе через переводник поток бурового раствора разделяется на две части, одну часть выбрасывают через радиальные каналы в виде турбулентного потока, обеспечивающего вынос частиц шлама в вертикальный участок скважины, а другую часть бурового раствора направляют в виде ламинарного потока в горизонтальный участок скважины, при этом повышается качество очистки.

Недостаток: способ не учитывает объем выбуренной породы, который требуется вынести из скважины для качественной очистки ее забоя и ствола и не применим для промывки вертикальных скважин.

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

Способ включает построение модели процесса бурения представляющей взаимодействие условий в забое скважины с долотом бурильной колонны и буровым раствором получение множества результатов скважинных измерений условий бурения в ходе работы обновление модели процесса бурения на основе результатов скважинных измерений условий бурения и рабочих данных наземного оборудования, принятых от системы управления наземным оборудованием определение множества 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 в скважине при котором управление осуществляют по детерминированной модели процесса бурения где υ_м - механическая скорость проходки, м/ч; k_{б -} коэффициент буримости породы; G - осевая нагрузка на долото, Н; n - скорость вращения долота, об/м; Q - расход бурового раствора на входе, м³/с; b_G - коэффициент, определяющий форму кривой υ_м=f(G), при этом контроль достижения оптимума осуществляют по минимуму частоты вибрации бурильной колонны Обновление модели производится подстройкой двух величин - значений k_б и b_G.

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

Задачей изобретения является усовершенствование способа адаптивного оптимального управления процессами бурения и промывки нефтегазовых скважин.

Техническим результатом является увеличение точности оптимального управления режимами бурения и промывки и увеличение механической скорости проводки скважины. Технический результат достигается предложенным способом адаптивного управления процессом бурения и промывки скважин, при котором осуществляют подстройку детерминированной модели процесса бурения и промывки, представляющей 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 и промывки на основе обновленной модели процесса бурения и промывки, передачу в систему управления наземным оборудованием данных об оптимальных параметрах бурения и промывки и многократное повторение операций получения, обновления, определения и передачи в ходе работы скважины, отличающийся тем, что управление осуществляют по детерминированной модели процесса бурения и промывки

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 - коэффициенты формы функции υ_м=f(G,n) по параметрам G,n; d_c - диаметр скважины, м; ρ_п - плотность породы, Н/м³; s - коэффициент, который составляет 0,01-0,03 - допустимое содержание породы в буровом растворе; ρ - плотность бурового раствора, Н/м³. Модель бурения (1) имеет математический экстремум по параметрам G и n, что позволяет рассчитывать оптимальные осевую нагрузку на долото и скорость вращения долота, а модель промывки (2) по механической скорости бурения υ_м определяет объем выбуренной породы и необходимый для его удаления из скважины оптимальный расход 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;

- расход бурового раствора, м³/с

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

Способ оптимального адаптивного управления бурением реализуется следующим образом:

1 В начале бурения по заданным проектом данным на буровой устанавливают параметры режима бурения - нагрузка на долото G, скорость его вращения n, расход бурового раствора Q и производят разбуривание забоя на глубину 0,3 м;

2 Полученное в ходе бурения значение механической скорости υ_м измеряют и по ее величине согласно уравнению модели промывки (2) рассчитывают выбуренный объем породы и оптимальное для его удаления из скважины значение Q_опт;

3 По имеющимся величинам G, n, Q_опт и υ_м методом наименьших квадратов (или другим методом регрессионного анализа) рассчитывают значения коэффициентов k₆, b_n, b_G уравнения модели бурения (1), тем самым модель адаптируется к реальным условиям на забое, т.е. к проходимой долотом породе;

4 Для модели бурения с полученными коэффициентами методом наискорейшего спуска (или другим методом математического программирования) определяют максимум функции (1) и оптимальные значения G_опт и n_опт для его достижения.

5 Оптимальные значения G_опт, n_опт и Q_опт устанавливают на буровой, с ними производят новое бурение 0,3 метра проходки, измеряют полученную скорость бурения, перерассчитывают расход раствора по уравнению промывки (2), коэффициенты модели бурения (1) и и т.д.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом. Техническим результатом является увеличение точности оптимального управления режимами бурения и промывки и увеличение механической скорости проводки скважины за счет оптимизации управления по математической модели с тремя регулируемыми параметрами. Технический результат достигается способом оперативного оптимального управления процессами бурения и промывки скважин, при котором осуществляют адаптацию детерминированной модели дробно-степенного вида с тремя параметрами управления к условиям на забое подстройкой ее коэффициентов, вычисляют оптимальные расход бурового раствора по объему выбуренной породы, осевую нагрузку на долото, скорость вращения долота и производят бурение скважины на оптимальных режимах. Способ предусматривает многократное обновление коэффициентов модели бурения по результатам скважинных измерений скорости бурения, расчет оптимальных расхода раствора, осевой нагрузки на долото и скорости его вращения по критерию "максимум механической скорости", выполнение бурения на рассчитанных оптимальных параметрах.

Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения и промывки нефтегазовых скважин, 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 метра значения скважинного измерения результата 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

для которой оптимальный расход определяется по объему выбуренной породы в предыдущем 0,3-метровом интервале 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 - коэффициенты формы функции υ_м=f(G,n) по параметрам G,n; d_c - диаметр скважины, м; ρ_п - плотность породы, Н/м³; s - коэффициент, который составляет 0,01-0,03 - допустимое содержание породы в буровом растворе; ρ - плотность бурового раствора, Н/м³, при этом модель имеет математический максимум по параметрам G и n, что позволяет рассчитывать оптимальные осевую нагрузку на долото и скорость его вращения по критерию управления "максимум механической скорости", а оптимальный расход бурового раствора обеспечивает очистку скважины от выбуренного объема породы, при ступенчатом регулировании величины расхода выбирается мощность насосной группы, обеспечивающая расход Q, превышающий рассчитанный по уравнению (2).