Способ регулирования дифференциального давления в процессе бурения Советский патент 1987 года по МПК E21B44/00 E21B45/00 

Изобретение относится к автоматическому регулированию процесса бурения в аномальных условиях и может быть использовано при разбуривании перемежающихся по буримости пород.

Целью изобретения является повышение точности регулирования дифференциального давления в процессе бурения перемежующихся по буримости пород.

На фиг. 1 представлена функциональная схема устройства, реализующего предлагаемый способ регулирования дифференциального давления в процессе .бурения на фиг. 2 - временная диаграмма изменения скорости проходки в зависимости от параметров режима бурения, поясняющая моменты времени начала регулирования дифференциального давления в рейсе долота.

Исходные данные для решения поставленной задачи регулирования дифференциального давления в процессе бурения. .

Продолжительно(;ть работ, не входящих в механическое бурение (tp,,) определяемая из зависимости построенной путем статической обработки баланса календарного времени бурения сквах ин на данной площади или соседних площадях в зависимости

от глубины скважины L, Р

Отношение (стоимость долота

- г Сл к стоимости часа работы буровой

установки по затратам, зависящим, от времени С. Стоимость долота Со и С принимается согласно действующему Прейскуранту порайонных расценок на строительство нефтяных и газвых скважин.

tp.

Проектные значения параметров режима бурения: нагрузки на долото (Сце), частоты вращения стола ротора (прр), расхода бурового раствора /,, г

граиш.-;ы - G ,

;(в1 (6)

УГ

(Л («

.(в)

верхние границы - G , Q принимаются исходя из технических возможностей применяемого бурового оборудования и техно-логической целесообра-зности.

(Qnp) которые принимаются из геолого-технического наряда (ГТН), являющегося составной частью оптимизированного технического проекта на бурение скважины.

Ограничения на значения параметров режима бурения G, п, Q (нижние

t)

Пластовое (поровое) давление Р, определяемое из зависимости Р f(L), построенной путем статической обработки данных замеров Р в скважинах данной площади или соседних площадей в зависимости от L.

Потери давления в кольцевом пространстве скважины , определяемые из зависимостей

ЬР

кп

Р.Г -ZUP,

2iP uPoSb

+ 6Р,

%}

(1) (2)

0

5

5

0

0

5

где Р - давление в нагнетательном.

трубопроводе (МПа); 21лР - суммарные потери.давления в элементах наземной обвязки циркуляционной системы буровой, бурильной колонны и в долоте, МПа-,

ДР

обЬ

(,вг

0

потери давления в элементах

наземной обвязки циркуляционной системы буровой, МПа;

bpQ - потери давления в бурильных

трубах, МПа;

.м . .

pQ «S

. (tlf) Р

CpQ S x

ЛР,

+

+ +a

суммарные потери давления в замках бурильных труб, МПа;

потери давления в УБТ, МПа;

потери давления в долотных отверстиях или насадках гидромониторного долота, МПа)

5

6-т

Q

b

коэффициент потерь давления в элементах наземной обвязки циркуляционной системы буровой.;

коэффициент потерь давления в стояке заданного диаметра; коэффициент потерь давления в буровом шланге и вертлюге; коэффициент потерь давления в ведущей бурильной трубе;

-плотность бурового раствора, кг/мз;

-расход бурового раствора мз/с;

- коэффициент потерь давления в бурильных трубах;

- длина бурильных труб с одинаковым внутренним диаметром, м; .2iI62i1 0 ,

d

-(-з

:)г,

- коэффициент потерь давления

в замках бурильных труб; d - внутренний диаметр бур1шьных

труб, м;

.d - внутренний диаметр проходного отверстия замка бурильных труб. Mi 1 - ,длина одной бурильной тру бы, м; С - коэффициент потерь давления

в УБТ;

длина УБТ, м,

fu - коэффициент расхода долотных отверстий либо гидромониторных насадковi f, - суммарная площадь долотных

отверстий либо гидромонитор ных насадков, м ,

Глубина скважины (L) на начало механического бурения в рейсе долота.

Предлагаемый способ регулирования дифференциального давления в процессе бурения реализуется устройством, содержащим задатчики G,, п, Q, датчик 4 давления в нагнетательном трубопроводе Р , датчик 5 плотности раствора р, датчик 6 механического каротажа.

С помощью задатчиков 1-3 перед началом механического бурения оператор-бурильщик задает проектные установки параметров режима бурения: G,, п , Qnp. Сигналы от задатчиков чере з устройство сопряжения 7, аналого-цифровой преобразователь (АДП) 8 и интерфейс связи с объектом вводятся в оперативную память (ОЗУ) управляющей вычислительной машины (УВМ) 9.

В случае прямого цифрового регу- лировани проектные установки параметров ,, п„р , Qnp вводятся в ОЗУ через интерфейс ввода-вывода с помощью периферийных устройств ввода- вывода информации 1П,

Сигналы от датчиков Р 4 и р 5 через коммутатор 11, нормализатор 12, АЦП 8 и интерфейс связи с объектом вводятся в ОЗУ УВМ 9.

f

Задание t , нижних и верхних границ на параметры G, п, РИ Lf,

0

5

0

5

производится с помощью устройств ввода вывода 10, сигналы от которых поступают в ОЗУ и процессор УВМ 9. Непрерывная индикация текущих значений технологических параметров, регистрация их изменений и значений вводимых параметров производятся с помощью периферийных устройств ввода-вывода 10

Обвязка циркуляционной системы буровой состоит из эжектора 13, приемной емкости 14, шламового насоса 15, гидpoн клoнoв 16, емкости с про- дук тами регенерации 17, емкости с облегченным буровым раствором 18, водяного насоса 19, бурового насоса 20 и сливных труб с запорными устройствами 2 1.

Сигналы датчика 6, имеющего асинхронную связь с УВМ, преобразовываются к необходимому для непосредственной обработки виду и через интерфейс связи с объектом поступают в процессор который обрабатывает их с учетом заранее установленной системы приоритетов.

Измерение реального времени механического бурения производится с помощью электронных часов (таймера), встроенных в УВМ.

Поддержание заданных проектных или оптимальных значений параметров G, п, Q, р в процессе механического бурения производится с помощью локальных автоматических регуляторов (ЛАР) 22 и исполнительных механизмов (Ш) 23, на входы которых подаются сигналы, соответствующие необходимым значениям параметров G, п, Q, р . Включение и отключение шламового насоса 15 и водяного насоса 19 во время механического бурения производится с помощью ИМ 23.

Процессор УВМ 9 по программам, реализующим нижеприведенные алгоритмы регулирования дифференциального давления в процессе бурения, устанавливает границы смены буримости пластов пород, в каждом пласте одинаковой бу- рим ости определяет оптимальные значения параметров G, , п , 0 ,и ропт аРО обеспечивает оптимальную величину дифференциального давления.

С выхода процессора УВМ дискретные управляющие сигналы через интерфейс связи с объектом поступают на вход цифроаналогового преобразователя (ПАП) 24, а с его выхода аналоговые управляющие сигналы подаются на вход

устройства управления регуляторами (УУР) 25, которое усиливает сигналы и подает их.на входы ЛАР 22 или ИМ 23 в случае прямого цифрового регули- .рования,

ПоОперационно способ осуществляют следующим образом.

Перед началом механического бурения оператор-бурильщик посредством периферийных устройств ввода-вывода 10 вводит в ОЗУ УВМ 9 исходные данные:

LH, С,/Сп,

.(«1

ifH)

с

и,б

ВТ

Ь, ТУ

Q , IT,

Проектные значения параметров G

Ппр Qпр ВВОДЯТСЯ в ОЗУ УВМ от задат- чиков 1-3 или посредством периферийных устройств в случае прямого цифрового регулирования. Все вводимые величины регистрируются с помощью пери- ферийных устройств ввода-вывода 10.

Во время промывки скважины перед механическим бурением определяется и устанавливается следовательно, оптимальное значение дифференциального давления.

Определение производится следующим образом.

С использованием зависимости Р f(L) устанавливается численное значение Р„ на глубине L

С использованием зависимости

ЬР.

-ЕлР

устанавливается численное значение

йР.

на глубине ju

и при Q пр . Для давления Р,- снима- при

L

этого С датчика 4 ётся показание о величине Р

Qnp.

Скважинное давление () на забой

определяется по известной формуле:

PC pqL + ЛРц

(4)

где q - ускорение свободного падения, м

/С

Дифференциальное давление определяется по формуле

Диор

PC (5)

Высокие значения показателей работы долота достигаются при .бурении на равновесии

Р

(6)

Из условия Рр Р„ определяется оптимальное значение р т при промывке скважины перед механическим бурением.

Вывод формулы для определения р пг производится следующим образом

0

(7)

г,1

п

15

JCT

(8)

20 I

Отсюда

- 25

Р

1 олг

- Рт

30

35

...(bl..).CL.--l-,

(9)

Управляющий сигнал от процессора УВМ 9 через интерфейс связи с объектом, ЦАП 24, УУР 25, ЛАР 22 подается на вход ИМ 23, который включает шламовый насос 15, водяной насос 19 и одновременно открывает соответствующее запорное устройство 21. В эжекторе 13 утяжеленный буровой раствор разбавляется водой и подается в гидроциклоны 16, где регенерируется.

Продукты регенерации или облегченный буровой раствор подаются во всасывающую трубу бурового насоса 20. Датчики Р 4 и р 5 непрерывно че40 рез коммутатор 1, нормализатор 12, АЦП 8 и интерфейс связи с объектом подают сигналы соответственно на входы процессора и ОЗУ УВМ 9.

Процессор с использованием теку45 Щих данных в величине Р сравнивает текущие значения р с р опт

При выполнении условия р р процессор через интерфейс связи с объектом, 1ДАП 24, УУР 25, ЛАР 22 дает управляющий сигнал ИМ 23, который отключает шламовый насос 15, водяной насос 19 и одновременно закрывает запорное устройство 21 в сливной трубе соответствующей емкости 17 или 18.

Процесс механического бурения начинается -при С„р, Ппр , Qnp. поддерживаемых постоянным на заданном уровне с помощью ЛАР 22, которые связаны с автоматом подачн долота (поддерживающим (1 const) и двигателями постоянного тока (поддерживающими п constиO const).

Непрерывно с постоянным шагом (например, h я 0,3 м) производится механический каротаж. Таймер УВМ 9, по сигналам датчика 6, подаваемым асинхронно с наивысшим приоритетом в УВМ, фиксирует t - чистое время, затраченное на разбуривание интервала, соответствующего шагу каротажа h. Оп- ределяется средняя за шаг механического каротажа скорость проходки.

V

а значения

с.к V

--- -- м/ч (10)

с и

непрерывно накаплива9.

После накопления I значений V. (например, (1 Ь. 6) они аппроксимируются экспоненциальной зависимостью

V (- et) м/ч.

Vo0 t где V - тренд изменения механической

скорости проходки во время бурения, М/Ч;

начальная скорость проходки при t О, м/ч; показатель темпа изменения тренда V|, 1/ч j текущее время механического бурения, ч, и процессор УВМ по методу наименьших квадратов определяет оценки парамет ров Vjj и 9 (фиг. 2) . Полученные оценки V и б подставляются в соответствующее выражение функции потерь С, (затраты времени на метр проходки)

t+te (bo+biG +b n+b,±ts)

° h уД1-ехр1-6(Ь„+Ь,С+Ь,п+Ьзр)

(12)

если 0 . О

-

С -1:± V,

1 +,ti

b2j-b +bz.n+bjQ

если , где , G+

+b n+bjQ - интерполяционная зависимость времени бурения от параметров режима бурения G,n,Q;

U -po

а , ю условная продолжительность остальных работ в рейсе долота, ч;

-1- .--ехр(- 9 t)J - проходка долота, м;

15

20

2b

30

- 3S

Коэффициенты b

1

2

интерполяционной зависимости (G,n, Q) получены зяранее после обработки результатов спланированного дробного производственного зксперимента, проведенного в аналогичной пачке пород. При реализации дробного производственного эксперимента, выбранного с целью уменьшения числа опытов, со средними интервалами варьирования параметров G,n,Q получается линейная зависимость.

При необходимости увеличения точности интерполяции или расширения интервалов варьироваггия параметров можно реализовать полньвЧ производственный эксперимент, получить нелинейную зависимость t f(G,n,Q)и подставить ее в выражение для функции потерь (12) и (13).

Затем процессором УВМ определяют оптимальные значения параметров режима бурения GCHT., .on,.,. Qonr., путем условной минимизации соответствующей целевой функции.(12) или (13) относительно переменных G,u,Q с учетом двухсторонних ограничений, накладываемых на них, т.е. решается задача материатического пропраммнрования:

C,(G,n,Q,Vo,e ) tG

мин G,n,Q

Q ё Q Q

(S)

(14)

Ьзр)}

(12)

45

13)

50

В силу нелинейности зависимости C,(G,n,Q) указанная задача нелинейного программирования решается методом штрафных функций.

В качестве двухсторонних ограничений параметров режима бурения принимаются нижний и верхний уровни варьирования параметров G, п, Q в плане производственного эксперимента с учетом технических возможностей и технологической целесообразности изменения параметров. Оптимальные

5

значения.G

DPT,

П

опт, (

Qonr.i находятся

внутри области допустимых решений либо на ее границе, если минимум С, достигается вне области допустимых решений.

91330306

Полученные оптимальные значения параметров GQ., ont., Ьпт.1 сравниваются с С„р, п„р , , которые с помощью ЛАР 22 поддерживаются постоянными, и в случае рассогласова- ния между ними процессор вырабатыялст управляюпще сигналы.

Дискретные управляющие сигналы, соответствующие оптимальным значе 1иям параметров ., П;,„, Q,,, преобразуются в аналоговые сигналы с помощью ЦАП 24, усиливаются с помощью УУР 25 и подаются на входы ЛАР 22 в качестве задающих уставок на регулируемые параметры, ЛАР 22 автоматически перестраиваются с проектных уставок на оптимальные и поддерживают далее постоянными оптимальные значения

Рп - 1Й

.,a.b(L,,.-hf)..().CL,, .-|.,

F

Изменение р и уставок ,

п

рр

OnTf

д неминуемо отразится на веQ „р до новых значении РО„,

опт,

личине V(.,,a следовательно, приведет к скачку V f(t)(фиг. 2).

При бурении с оптимальными параметрами р,, G, п,,, QonT « устанавливается граница смены буримости пород.

Для этого непрерывно производится построение в общем случае криволинейного тренда V f(t) и соответ- ствующего ему доверительного интервала (на фиг. 2 показан штрих-пунктирными линиями). При выходе за нижнюю или верхнюю границы доверительного интервала последовательно К значений Vj. (например, К 4) перед первым из них отбивается граница смены буримости пород, а по таймеру УВМ фиксируется чистое время механического бурения t, . Скачок V f(t) в момент времени t, , связанный со сменой буримости пород, показан на фиг. 2. ,

При изменении буримости пород на речать выдаются значения мощности разбуренного пласта h,, чистого времени его бурения t. , глубины подошвы пласта L(, определяемой по формуле

L. + h

(17)

и величина давления в нагнетательном трубопроводе Р .

пяраметров . ,,, п, , н ,,. Г.сли

Qtlp i Qpnr.f ° ВО;Г-П-ЛС ::;Т НеобхОДН -50С

в корректировании р,..

Корректирование р- производится следующим образом.

С использованием зависимости Р f(L) устанавливается чение

численное знР на глубине

10

Lf

I,

(15)

где h - мош,ность разбуренных пород при сочетлняи параметровпр - tip

Устанавливается значение давления в нагнетательном трубопроводе на глубине скважины J.- . КПа.

Числе 1ное значе1:и ся по формуле

Ро,,.,, определяет(16)

F

Смена буримости связана с изменением их по литологическсму признаку либо с жтедрением долотз в зону аномально нысокмх пластовьк дав- 30 лений (ЛВПД).

ПоследовательныГ; выход з} ачений V-, за нижнюк rpa riH Jtv цоверитального

С К

интервала V. f(t:/ (фиг. 2) свмде- тельствует об изменен -;и разбуривает.Яз1х 2g пород по литологическому признаку.

При выходе 1осле,ог--ательно К значений V

ск

за раницу доверительного интервала V, - f(t) определяется тренд и строится доверитель- ньй интервал для указанных К значений

VCKЕсли пос.ледовате:тьно очередные К

значения V выходят за границы построенного доверительного интервала для К значений V, , то перед первым из них отбивается новая граница смены буримости пород. По таймеру УВМ для предыдущих К зна-гений V, устанавливается чистое время механического бурения t, а на печать выдаются значения мощности разбуренного про- пластка h, чистого времени его буре

Li, определяемой по форьг ше

Ь, L, +Ь„, V

GKa40K V f(t) ни пород

(1S) FJ момент в ремеt , связанный со сменой буримости на фиг. 2

не показан.

Число самостоятельно вьщеляемых пропластков не ограничивается.

При выходе последовательно 1 значений Vj. (1 Ъ 6) за нижнюю границу доверительного интервала V4. f(t) (фиг.- 2) или за границы построенного доверительного интервала д.чя К значений V повторяется описанная методика определения оптимальных пара-

метров

Qontj

5 QotiT 1 ТО возникает неG

Если р„„ г- чоптг обходимос.ть в корректировании п

Корректирование pijp производится следующим образом.

С использованием зависимости Р f(L) устанавливается численное знаПоследовательный выход значений V за верхнюю границу доверительного интервала V f(t) свидетельствует о внедрении долота в зону АВПД. Если в .кольцевое пространство бурящейся скважины внедряется пластовый флюид с плотностью меньшей, чем плотность бурового раствора, то давление в нагнетательном трубопроводе снижается. При большой продуктивности вскрытого пласта, флюид которого находится под высоким давлением, давление в нагнетательном трубопроводе повьшается за счет быстрого изменения забойных условий.

При выходе последовательно К значений Vj i за верхнюю границу доверительного интервала V f(t) определяется тренд и строится доверительный интервал для указанных К значений

V

ск

Если последовательно очередные К значения V выходят за границы построенного доверительного интервала для К значений Ч. , то перед первым из них отбивается новая граница смены бурильности пород по таймеру УВМ, для предыдущих К значений V,, устанавливается t, а на печать выдаются значения h, t, Ь„ и давление нагнетательном трубопроводе на глубине L. Сравнение Р и р позволяет ориентировочно судитЬ о величине пластового давления вскрытого долотом пропластка.

самостоятельно выделенных пропластков, ы , мощность разбуренных пород при сочетании параметров с,„;;, п„„,, д,„,,.

Устанавливается значение давления в нагнетательном трубопроводе Р на глубине скважины L, bffla;

Численное значение р

ОПГ2

определяеткг/мз (20)

Число самостоятельно выделенных пропластков не ограничивается.

При выходе последовательно 1 значений У.| (1 6) за верхнюю границу доверительного интервала V f(t) или за границы построенного доверительного интервала для К значений Vj. повторяется описанная методика определения оптимальных параметров

ОПТ Чопт2

Если 5 , то возникает необходимость в корректировании ,Корректирование р производится следующим образом,

С использованием зависимости Р f(L) устанавливается численное значение р на глубине L (формула 19).

Определяется по показаниям датчика 4 РТ- значение давления в нагнетательном трубопроводе Р на глубине скважины L МПа.

Численное значение р ется по формуле

определя

Ропт

РОПТ

Р2ч.

qL

+ 40 кг/мэ (21)

В выражении (21) первое слагаемое представляет собой оптимальное значение плотности бурового раствора при gg нормальных условиях бурения, определяемое по формуле (20). Второе слагаемое - дополнительная величина плотности бурового раствора, необходимая для уравновешивания АВПД. Третье елагаемое - запас противодавления на пласт.

Аналогично оптимальное значение плотности бурового раствора определяР

РП - Рг«

.-С1 (L.p.h). . (4;f-)-CL,. . ,

TK

Pi

;где - давление,в нагнетательном трубопроводе при промывке скважины перед подъемом до - лота, МПа;

глубина скважины по сле окончания механического бурения, м

запас плотности бурового раствора, необходимый для безопасного проведения спус ко-подъемных операций (рА 40 кг/м). Процессор УВМ 9 сравнивает р. PQJIT-, (фиг. 2) и выдает дискретный управляющий сигнал, который через интерфейс связан с объектом, ЦАП 24, УУР 25, ЛАР 22 подается на вход ИМ 23 Далее повторяется описанная последовательность операций по доведению плотности бурового раствора до определенной величины р .

Описанный способ регулирования дифференциального давления в процессе бурения позволяет выделять однородные по буримости пласты и пропласт ки пород, определять и устанавливать для разбуривания каждого пласта оптимальное сочетание G, п, Q и р , что приводит к увеличению проходки, сокращению сроков строительства скважин и снижению стоимости буровых работ.

Формула изобретения

Способ регулирования дифференциального давления в процессе бурения, основанный на измерении глубины скважины L, плотности бурового раствора р , давления в нагнетательном трубопроводе Р, осевой нагрузки С, частоты вращения п,расхода, бурового раствора QH механической скорости бурения V,определении суммарных потерь давления в элементах наземной обвязки циркуляционной системы буровой, бурильной колонне и в долоте ZiP, и зависимости пластового давления Р„ от глубины скважины L с последую1;;им

ется для последующих пластов пород .

При промывке ск1заяа-гны перед подъемом долота для замены плотность бурового -раствора определяется по формуле

+р, кг/мз (22)

0

5

g

т л н чающийся , что, с це. повьивения точности

0

5

5

0

5

вычислением потерь давления в кольцевом пространстве скважины & Р, Р -ZuP, определении скважинного давления на забой Р, ; pqL + ДР , а также определении и поддержании такой оптимальной плоп-юсти бурового раствора Рапг 1- - второй дифференциальное давление равно нулю Рд,,,

PC - РП 0 тем

регулировани.п дифференциального давления в процессе б рения перемежающихся по бурп.мостк пород, определяют пpoдoлжитeльF ocть работ, не входящих в механическое 6ypefiHe, в зависимости от глубины скзажикь задают отношение стоимости долота к стоимости часа работы бурозой установки, определяют зависимость гркмени бурения от параметров ре;ю-1ма бурения, фиксируют количество 1. значений измерения механической скорости бурения V, аппроксимирует их .н,циальной зависимостью с установлением доверительного интервала изменения механической скорости бурения, определяют и поддерживают значения режимных пара метров бурения G,,, п, , Q,, составляющих минимум затрат времени на метр проходки, причем если определенное вновь значение расхода промывочной жидкости Q ,, не завно предыдущему Q;, то корректируют значение дифференциального давления Рдцт путем изменения р , фиксируют число К значений механической скорости бурения V, последовательно выходящих за нижнюю или верхнюю границы доверитель ного интервала, перед первым из которых констатируют факт смены бури- мости пород, при этом последовательный выход К значений механк еской ско рости бурения за верхню о грани,у дове рительного П1 тервала свидетельствует о внедрении долота в зону аномально- высокого пластового деления, а оптимальная плотность с фозого раствора в

данном случае определяется из соотношения

РОПТ Р

qL

+ 40,

.причем при промывке скважины перед подъемом долота для замены имеющаяся оптимальная плотность бурового раствора должна быть увеличена на 40 кг/мз.

tfagef SuiHh nf9f vif9ujnd go 27

fHid

.

///

ifogc/euJfffiIff S

nt ff ttfjujnefsgo if

jr.

.Л

4v, CSJ

Щ

//7

t/OfC/iUff n ( ,

/ mH4tf u/n(fjgoV

-jrrifogifsu/fin fHfffi I : -euiu/n tigoVT4 J

lit

,.,,

Изобретение относится к области автоматического регулирования процесса бурения-в аномальных условиях. Цель изобретения - повышение точности регулирования дифференциального давления в процессе бурения перемежающихся по буримости пород. С использованием измерительной информации о характере изменения во время механического бурения средней за шаг механического каротажа скорости проходки устанавливаются границы смены бури- мости пород. Во время промывки скважины перед механическим бурением и во время механического бурения пластов одинаковой буримости устанавливается и поддерживается оптимальное значение дифференциального давления путем определения и регулирования плотности бурового раствора из условия равенства скважинного и пластового (порового) давлений. При промывке скважины перед подъемом долота для замены плотность бурового раствора устанавливается из условия безопасного проведения спуско-подъемных операций. 2 ил. « (Л СО 00 о PQ о сь

Составитель В.Шилов Редактор Н.Горват -Техред В.Кадар Корректор

Заказ 3551/34 Тираж 532Подписное

ВНИ1ШИ Государственного комитета СССР

по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое-предприятие, г, Ух;город, ул, Проектная, 4