Способ оперативного оптимального управления процессом бурения нефтегазовых скважин Российский патент 2023 года по МПК E21B44/02 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оперативного 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: управление ведётся в ручном, а не автоматическом режиме; способ требует предварительного проведения шести и более экспериментов для получения экспоненциального тренда механической скорости проходки; при смене породы требуется новые эксперименты; модель в виде экспоненциального тренда не имеет экстремума; полином первой степени может не обеспечить требуемую точность моделирования.

Известен способ оптимального адаптивного управления процессом бурения скважин (патент 2595027 RU С1, 20.08.2016), при котором осуществляют подстройку модели процесса бурения, содержащей осевую нагрузку на долото G, частоту его вращения n и расход бурового раствора Q, представляющей взаимодействие условий в забое скважины с долотом бурильной колонны и буровым раствором, получение через каждые 0,3 метра множества результатов скважинных измерений условий бурения в ходе работы в скважине, обновление модели процесса бурения на основе результатов скважинных измерений условий бурения и рабочих данных наземного оборудования, принятых от системы управления наземным оборудованием, осуществляют 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.

Недостаток: способ предусматривает применение модели, содержащей три параметра управления G, n и Q , при этом параметры n и Q системой управления не регулируются.

Задачей изобретения является оптимизация способа адаптивного автоматического управления процессом бурения нефтегазовых скважин по новой математической модели с одним регулируемым параметром.

Техническим результатом является увеличение точности управления режимом бурения и увеличение механической скорости проводки скважины за счет оптимизации управления по новой математической модели с одним регулируемым параметром.

Технический результат достигается путем адаптивного управления процессом бурения скважин, при котором модель процесса бурения, представляющую взаимодействие породы на забое скважины с долотом бурильной колонны постоянно обновляют через каждые 0,3 метра проходки на основе результатов скважинных измерений скорости бурения и осевой нагрузки на долото (т.е. модель подстраивают под породу на забое), осуществляют определение оптимальной осевой нагрузки на долото на основе обновленной модели процесса бурения, передачу на привод буровой данных об оптимальном параметре бурения, разбуривание следующих 0,3 метра проходки на оптимальной нагрузке на долото и многократное повторение операций получения, обновления, определения, передачи и разбуривания в ходе работы скважины, отличающимся тем, что управление осуществляют по математической модели процесса бурения, построенной на основе ряда Макларена для функции синуса вида

где υм - механическая скорость проходки, м/ч; k_υ - размерный коэффициент буримости породы, представляющий модель пластов; G - осевая нагрузка на долото, Н; C_G - размерная константа. Модель имеет математический экстремум по параметру G, что позволяет рассчитывать оптимальную осевую нагрузку на долото.

Способ предусматривает многократное обновление коэффициентов модели k_υ и C_G по результатам скважинных измерений, расчет оптимальных нагрузок на долото по критерию "максимум механической скорости", их передачу на привод буровой установки и выполнение бурения на рассчитанном параметре.

Управление производится по целевой функции

где υм - механическая скорость проходки, м/ч;

k_υ - размерный коэффициент буримости породы;

G - осевая нагрузка на долото, Н;

C_G - размерная константа.

Способ оптимального адаптивного управления бурением реализуется следующим образом:

1. В начале бурения по заданным проектом данным (или из опыта бурильщика) по модели (1) рассчитывается оптимальное значение G_опт для достижения критерия «максимум механической скорости υм = mах».

2. Оптимальный параметр G_опт устанавливается на буровом оборудовании и производится бурение 0,3 м проходки.

3. Полученное в ходе бурения значение механической скорости υм измеряется и по каналу обратной связи передается в систему управления наземным оборудованием скважины.

4. Значения коэффициентов k_υ и C_G модели (1) перерассчитываются, тем самым модель адаптируется к породе на забое.

5. Для модели с новыми коэффициентами рассчитывается G_опт для достижения максимума функции (1), новое G_опт устанавливается на буровой, разбуриваются следующие 0,3 метра проходки с измерением полученной скорости бурения и т.д.

Таким образом, за счет оптимизации управления по новой математической модели с одним регулируемым параметром достигается увеличение точности управления режимом бурения и увеличение механической скорости проводки скважины.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для автоматического оперативного оптимального управления процессом с помощью бурового автомата. Техническим результатом является увеличение точности управления режимом бурения и увеличение механической скорости проводки скважины за счет оптимизации управления по новой математической модели с одним регулируемым параметром. Заявлен способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин регулированием осевой нагрузки на долото, при котором осуществляют корректировку под породу на забое модели механической скорости бурения, представляющей взаимодействие породы на забое скважины с работой долота, получение через каждые 0,3 м результатов скважинных измерений механической скорости бурения породы в результате работы долота на забое, обновление модели скорости бурения, определение оптимальной осевой нагрузки на долото по обновленной модели скорости бурения, передачу в систему управления наземным оборудованием значения оптимальной осевой нагрузки на долото, разбуривание следующих 0,3 метра породы на новой нагрузке на долото и многократное повторение операций получения, обновления, определения, передачи и разбуривания в ходе работы скважины. При этом управление осуществляют по обновленной модели процесса бурения, построенной на основе ряда Макларена для функции синуса про приведенному материалах заявки математическому выражению. Причем модель имеет математический максимум по параметру осевой нагрузки, что позволяет рассчитывать оптимальную нагрузку на долото по критерию «максимум механической скорости».

Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин регулированием осевой нагрузки на долото, при котором осуществляют корректировку под породу на забое модели механической скорости бурения, представляющей взаимодействие породы на забое скважины с работой долота, получение через каждые 0,3 м результатов скважинных измерений механической скорости бурения породы в результате работы долота на забое, обновление модели скорости бурения, определение оптимальной осевой нагрузки на долото по обновленной модели скорости бурения, передачу в систему управления наземным оборудованием значения оптимальной осевой нагрузки на долото, разбуривание следующих 0,3 метра породы на новой нагрузке на долото и многократное повторение операций получения, обновления, определения, передачи и разбуривания в ходе работы скважины, отличающийся тем, что управление осуществляют по обновленной модели процесса бурения, построенной на основе ряда Макларена для функции синуса вида

,

где υ_м - механическая скорость проходки, м/ч; k_υ - размерный коэффициент буримости породы, представляющий модель пластов; G - осевая нагрузка на долото, Н; C_G - размерная константа, при этом обновленная модель имеет математический максимум по параметру G, что позволяет рассчитывать оптимальную нагрузку на долото по критерию «максимум механической скорости».