Система контроля параметров процесса бурения скважины Советский патент 1989 года по МПК E21B47/00 E21B47/06 

ти 4 и 5 и окислительно-восстановительного потенциала 7 и 8. На входе и выходе из скважины соответственно установлены датчики контроля амплитуды пульсаций раствора.10 и 11 и концентрации агрессивных ионов 13 и 14. Пластовое и гидростатическое давление контролируется Споками 16 и 17 измерения. Информация измерительных устройств обрабатывается с помощью анализаторов соотношений расходов 3, плотностей 6, окислительно-восстановительного потенциал 9, амплитуд пульсаций 12, концентрации агрессивных ионов 15 и давлений 18. В зависимости от соотношения входных сигналов и пороговых уставок выходные сигналы анализаторов 3, 6, 9, 12, 15 и 18 через элементы ИЛИ 19 и элементы И 21 и 22 поступают на входы блока 20 индикации оперативного контроля и анализатора 23 аварийных ситуаций. При возможном рапогазопроявлении блок 24 индикации оперативного управления информирует оператора о требуемой последовательности действий. 1 . ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к системам контроля параметров процесса бурения и позволяет повысить надежность их работы при бурении соленосных толщ за счет получения опережающей информации о зонах рапогазопроявлений. В системе информация о параметрах бурового раствора, входящего и выходящего из скважины, воспринимается, соответственно, датчиками контроля расхода 1 и 2, плотности 4 и 5 и окислительно-восстановительного потенциала 7 и 8. На входе и выходе из скважины соответственно установлены датчики контроля амплитуды пульсаций раствора 10 и 11 и концентрации агрессивных ионов 13 и 14. Пластовое и гидростатическое давление контролируется блоками 16 и 17 измерения. Информация измерительных устройств обрабатывается с помощью анализаторов соотношений расходов 3, плотностей 6, окислительно-восстановительного потенциала 9, амплитуд пульсаций 12, концентрации агрессивных ионов 15 и давлений 18. В зависимости от соотношения входных сигналов и пороговых уставок выходные сигналы анализаторов 3,6,9,12,15 и 18 через элементы 19 ИЛИ и элементы 21 и 22 И поступают на входы блока 20 индикации оперативного контроля и анализатора 23 аварийных ситуаций. При возможном рапогазопроявлении блок 24 индикации оперативного управления информирует оператора о требуемой последовательности действий. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к бурению скважин в соляных толщах, в частности к системам контроля за параметрами и показателями исследуемых пластов, приуроченных преимущественно к зонам рапогазопроявлении в момент начала их разбуривания.

Целью изобретения является повышение надежности работы при бурении соленосных толщ за счет получения опережающей информации о зонах рапогазопроявлении .

Сущность изобретения заключается в следующем.

Известно, что солевые толщи состоят из горных пород различного минералогического состава. Главным породообразующим минералом является галит (хлорид натрия). Существенную долю объема солевых толщ обычно занимает ангидрит (обезвоженный сульфат кальция). Этим главным компонентам солевых толщ сопутствуют сильвинит, карналит, бишофит и ряд других минералов, представляющих собой, в основном, хлориды и сульфаты натрия, калия, кальция и магния, а также их смеси. Нередко в солевых толщах содержатся пласты, пропластки и линзы известняков, доломитов и терриген ных пород (глин, алевролитов, песчаников) . Породы солевой (хемогенной) группы и главным образом галит и анг гидрид обладают существенно различг ной пластичностью и соответственно

способностью к хрупкой деформации (образованию трещиноватости). Механизм деформации галита связан с внутрикристаллическим скольжением. В природных условиях длительного объемного напряжения и высоких температур галит ведет себя как пластическое тело. Высокой пластичностью обла-

дают также карналит, бишофит, гипс и другие влажные соли, содержащие кристаллическую воду. В отличие от названных выше пластичных хемогенных пород ангидрит, известняк и доломит

при равных параметрах процесса деформации обладают способностью к хрупкому разрушению. Это означает, что при изгибе солевых толщ в процессе складкообразования и при развитии

разрывных тектонических нарушений ° трещиноватость формируется в ангидритах, известняках и доломитах, не затрагивая галлит и другие пластические породы. Таким образом, наличие

ангидритов и других хрупких пород в объеме солевой толщи является причиной ее первой (седиментогенной) неоднородности по механическим свойствам и в первую очередь по способкости к растрескиваниюс Известно, что для хрупких пород морфология их залегания и положение в объеме солевых толщ обладают существенной региональной и локальной изменчивостью.

с По отношению к общей мощности солевых

Ьи ft

толщ суммарная мощность хрупких

пород может достигать 50-60% и более. В контуре нефтяных и газовые месторождений хрупкие породы могут Иметь пластовый, клиновидный, линзо- видный характер. В разрезе они могут обосабливаться в виде однородных пластов большой толщины или частично переслаиваться с галитом. При отсутствии трещиноватости хемогенные породы обладают ничтожно малой пористостью и практически непроницаемы. Возникновение наложенной трещиноватости в хрупких породах связано с геотектоническими нагрузками (ростом структур, разрывными дислокациями) , ее сохранение обусловлено заполнением трещин флюидами (рапой, газом и пр.) и гидродинамической изоляцией трещиноватого объема монолитными породами. Таким образом, локализация и физико-химические параметры флюидонасыщения солевой толщи определяются ее первичной (седимен- тогенной) неоднородностью, деформи- рованностью и гидродинамическсй изолированностью трещиноватых объемов. Эти объемы и являются источником максимальных рапогазопроявлений с аномально высоким давлением и значительными суточными расходами рапы при вскрытии их в проиессе бурения скважин. Обычно бурение солевой толщи осуществляется при высоких скоростях проходки вследствие низкой механической прочности разбуриваемых пород. Появившаяся при этом информация о величине аномального пластового давления, высокой производительности пласта по выходу рапы и газа и высокой химической агрессивности рапы оказывается запоздавшей, так как рапогазопроявление обычно происходят спонтанно, и принятые меры по ликвидации осложнения практически оказываются бесполезными, что приводит к ликвидации скважины. Для предотвращения аварий и осложнений, связанных с активными рапогазопрояв- лениями, необходима опережающая информация о характерных особенностях надсолевой толщи-покрышки, по которым можно было бы осуществлять раннюю диагностику параметров и показателей флюидонасыщенной солевой толщи. Такую опережающую информацию можно получать при вскрытии пластов ангидритов (пластов-индикаторов). Необходимость получения опережающей

0

5

0

5

0

5

0

5

0

5

информации и ранней диагностики обусловлена eine и тем, что в процессе бурения солевой толщи встречаются пласты и пропластки, насыщенные РЫ- сокоминерализованными растворами (до 250 г/л), но не обладающими аномально высоким пластовым давлением. Наличие таких пластов хотя и несколько усложняет процесс бурения из-за химической агрессивности флюида по отношению к буровому раствору, но из-за отсутствия высокого пластового давления и высоких расходов флюидов не вызывает опасных осложнений и аварий. Однако их наличие делает задачу по ранней днагностке аномальных рапогазопроявлений неоднозначной и требующей различать рапо- насыщение по степени опасности, так как методы оперативного вмешательства по предотвращению осложнений различны при вскрытии пластов с различной степенью агрессивности и связаны с разной величиной материальных затрат.

Диагностика пластов-индикаторов уже в ранней стадии их вскрытия позволяет по наличию и скорости изменения плотностей входящего в скважину и выходящего из него бурового раствора, разности расходов раствора, разности величин концентрации агрессивных ионов (кальция и магния) и изменению пластового давления судить о степени опасности дальнейшего вскрытия нижележащих соленосных толщ.

Таким образом, в процессе бурения скважины при прохождении соленосных толщ самым важным с точки зрения прогнозирования и диагностики возможных рапогазопроявлений является определение степени флюидо- насыщения пластов-индикаторов. В этой свяаи важнейшей задачей является своевременное выявление и определе- 1нне глубин залегания пластов-индика - торов в том сечении толщи, которое. должна пересечь скважина.

Для решения этой задачи использованы следующие свойства горных пород, слагающих надсолевую и солевую толщу, приуроченных к изолированным трещиноватым объектам, заполненным флюидами. Известно, что рапо- проявления наиболее часто (хотя есть и исключения) сопровождаются значительными выделениями горючего газа, а иногда к газового конденса51

та. Скважины, в которых получены притоки рапы, как правило, расположены в зонах с аномально повышенным газонасыщением солей. Геометрия этих зон свидетельствует об образовании их за счет проникновения газа из под стилающих отложений, причем повышенные газопоказания нередко фиксируются за несколько десятков метров до вскрытия рапонасыщенных пород и пластов-индикаторов. Кроме того, свой- ртва вышележащих пород несколько из- меняются, за счет частичного проникновения в них рассолов в период ранних конформационных изменений, которые привели впоследствии к образованию первичной седиментогенной неоднородности, деформативности и гидродинамической изолированности флюидо- насыщенных трещиноватых объемов в солевой толще.

Данная система контроля за параметрами процесса бурения скважин в рапогазоносных зонах позволяет получить в процессе бурения опережающую информацию и диагностировать приближение к пласту-индикатору, выявить наличие или отсутствие опасности со стороны флюидонасыщенных нижележащих горизонтов в момент вскрытия пласта- индикатора, выявить степень агрессивности нижележащих рапогазонасыщенных горизонтов, осуществить анализ ожидаемой аварийной ситуации и выработать команду на конкретное принятие оперативных мер по ее предотвращению .

Для выявления местоположения пластов-индикаторов и приближения к ним в процессе бурения используют следующую информацию.

Изменение окислительно-восстановительного потенциала (ОБП) в выходящем буровом растворе по отношению к ОВП входящего раствора, т.е. показатель соотношения ОВП при этом будет равен:

ОВП

П

вых

06П

ОВП

(1)

6Х

Обычно величина ОВП приготавливаемого бурового раствора варьирует в пределах от 0-50 мВ до +150 мВ в зависимости от химреагентов, входящих в обработанный буровой раствор. При взаимодействии раствора с разбуриваемой породой и слабомине-1 рализованными флюидами ОВП выходящего раствора изменяется в пределах

10

15

20

25

30

35

40

45

50

136

от +50 до +.500 мВ (при обычных условиях бурения). При проникновении в вышележащие пласты высокоминерализованных рассолов с минерализацией от 250 г/л до 400 г/л (которые обычно называют рапой) ОВП выходящего раствора резко изменяется и может быть в пределах от -150 мВ до +600 мВ. Эксперименты показали, что показатель ОВП может изменяться в пределах 1,5-4,0, причем Пойп 3

характеризует возможное приближение к высокоминерализованному рапоносному пласту. Однако изменение П„0„

оьр

не является единственной достоверной информацией о приближении к пласту-индикатору.

Нередко незначительные газопро- явления. обнаруживаются за несколько десятков метров до пласта-индикатора. При этом в процессе бурения буровой раствор загазовывается. Для обнаружения загазованности раствора на забое не обязательно ждать, когда пачка загазованного раствора поднимется на поверхность. Для получения практически мгновенной экспресс-информации о поступление газа в буровой раствор и степени его загазованности (т.е. степени газопроявления пласта) измеряют амплитуды пульсации бурового раствора на входе и выходе из скважины. Обычно при закачке в скважину раствора буровыми насосами в системе циркуляции раствора (трубно-затрубное пространство) возникают упругие колебания за счет пульсации объемного расхода. Упругая волна давления, возникающая на выходе из насосов и имеющая амплитуду определенной величины, проходит по трубному пространству буровой колонны до забоя скважины и, отражаясь от него, возвращается на поверхность через затрубное пространство. Изменение величины амплитуды на выходе из скважины (АВВ1Х) по отношению к

величине амплитуды на входе в скважину (А вх ) , т.е.

вы.

(2)

55

L6)(.

характеризует изменяющиеся свойства бурового раствора на забое скважины и в затрубном пространстве в процессе его циркуляции„ При обычных уело виях в скважинах глубиной 3 тыс.м и более показатель соотношения амплитуд снижается до 0,7 за счет гидравлических сопротивлений и обогащения раствора шламом. По мере загазованности бурового раствора происходит потеря энергии упругих волн и показатель Пд изменяется в пределах 0,3-0,5. При интенсивном газонасыщении раствора образуются газовые пробки и амплитуда пульсации на выходе раствора резко уменьшается, при этом Пд 0,3.

Метод ранней диагностики по изменению показателя соотношения амплитуд пульсации бурового раствора является наиболее быстродейственным, так как при самом малейшем газопроявлении разбуриваемого пласта информация немедленно фиксируется на поверхности, и наиболее объемным по количеству информации, так как показатель Пд характеризует интенсивност газопроявления и скорость его нарастания непосредственно на забое скважины. Таким образом, изменение показателей II или Пд, либо обоих вместе сигнализирует о приближении к пласту-индикатору. Диагностика пласта-индикатора в момент его вскрытия позволяет получить следующую информацию:

наличие высокоминерализованных рассолов (рапы);

наличие газового флюида;

состояние флюидов в пласте (т.е. насколько избыточно давление флюидов в пласте по сравнению с гидростатическим) .

Анализ этой информации осуществляется по следующим параметрам и показателям, полученным как в момент вскрытия пласта-индикатора, так и в процессе дальнейшего углубления скважины.

Опасность рапогазопроявления связана с величиной аномальности давления. Чем выше эта аномальность, тем опаснее рапогазопроявление, которое может привести к выбросам бурового раствора, а иногда и инструмента, т.е. к тяжелым авариям и осложнениям. Показатель аномальности пластового давления

П

аР

где

Р -2LL н ю

нормальное гидростатическое давление на данной глубине бурения; Р - аномальное пластовое

давление; РО - удельный вес воды.

Для текущего контроля за состоянием аномальности пластового давления большой интерес представляет показатель соотношения пластового давления по отношению к гидростати

ческому:

Р.

Пр

(4)

5

0

0

где Р р-Н/10;

р - плотность бурового раствора.

Величина Пр может изменяться от 1,0 до 2,4 (величина горного давления) . Однако опыт бурения показывает, что при Пр в пределах от 1,0 до 1,4 возможно бурение по обычной технологии без ожидания угрозы осложнения. Поэтому граничные значения этого показателя могут быть выбраны в пределах 1,4-2,4.

Одним из важных показателей для диагностики горно-геологических условий является соотношение плотностей входящего в скважину и выходящего из него бурового раствора:

П

JL Р Р

Вы

(5)

40

45

50

55

При бурении на равновесии плотность выходящего бурового раствора должна быть равна показателю соотношения давлений, т.е. р 6Ь1К Пр .

При Пр р 6Ь|Х может возникнуть выброс бурового раствора, что является осложнением при бурении,скважины. Поэтому изменение Пр как в сторону уменьшения (что происходит при загазованности бурового раствора), так и при его значительном увеличении (что происходит при поступлении в раствор высокоминерализованных флюидов с высокой плотностью) характеризует отклонение процесса бурения от нормальной ситуации. Однако расшифровать причины возникшего отклонения можно только путем сопоставле-| ния этого показателя совместно с показателями соотношения расходов выходящего из скважины и входящего

в нее бурового раствора (П.) и соотношения суммарной концентрации в растворе агрессивных ионов кальция и магния (Паи).

Показатель

о-вы п.

Q Q

ex

также зависит от состава флюида, поступающего в раствор из проявляющего пласта: газа, рапы, либо двухфазной смеси. Поступающие в раствор флюиды увеличивают расход бурового раствора на выходе из скважины. Исследования показали, что П0 может изменяться в пределах от 1,06 до 3,05, причем Пл 1,5 не представляет собой опасности при бурении, особенно при использовании солестойкого бурового раствора. Большую опасность представляет превышение П g 1,5 в сочетании с увеличением показателя соотношения агрессивных ионов Па1Д. Показатель Паихарактеризует степень химической агрессивности рапы, поступающей в буровой раствор, зависит от концентрации в рапе агрессивных по отношению к буровому раствору ионов кальция и магния и стойкости данного бурового раствора ,к этим ионам. Ионы кльция и магния оказывают коагулирующее воздействие на буровой раствор и делают его не- пригодным для процесса промывки скважины.

Г( , Mg)bl Паи 2(Ca, Kg).,

45

2+ 24

где Х(Са , Mg ) - суммарная кон- вых

центрация ионов

кальция и магния в рапе; 2(Can , Mg ) 6К - суммарная концентрация ионов кальция и магния , которую выдерживает данный 5® тип бурового раствора.

Экспериментальные исследования показали, что этот показатель изменя- 55 ется в пределах 1-4. При Паи 1,6

обычный буровой раствор становится непригодным для использования.

4761

10

15200 35 25

40

45

й 5®

- 55

1310

Таким образом, совокупность изменения показателей Пр , Пд и Паи при вскрытии пласта-индикатора характеризует возможные рапогазопроявления в нижележащих горизонтах и сигнализирует о необходимости более вниматель- .ного отношения как к контролю параметров, так и к самому процессу бурения, а при дальнейшем углублении дополнительные данные об изменении показателей давления и соотношения амплитуд пульсации позволяют диагностировать аварийную опасность рапогазопроявления и требуют принятия специальных мер по предупреждению осложнений.

На фиг. 1 показана блок-схема системы контроля за параметрами процесса бурения скважины; на фиг. 2 - схема блока-анализатора аварийных ситуаций.

Система контроля включает (фиг.1) датчики 1 и 2 контроля расхода входящего и выходящего из скважины раствора, соединенные с анализатором 3 соотношения расходов, датчики 4 и 5 контроля плотности входящего и выходящего раствора, соединенные с анализатором 6 соотношения плотностей, датчики 7 и 8 контроля ОВП входящего и выходящего раствора, соединенные с анализатором 9 соотношения ОВП, датчики 10 и 11 контроля амплитуды пульсации бурового раствора, установленные соответственно на входе и выходе из скважины и соединенные с анализатором 12 соотношения амплитуд пульсаций, датчики 13 и 14 контроля концентрации агрессивных ионов, установленные соответственно на входе и выходе из скважины и соединенные с анализатором 15 соотношения концентрации агрессивных ионов, блок 16 измерения пластового давления и блок 17 измерения гидростатического давления, соединенные с анализатором 18 соотношения давлений. При этом выход анализатора 9 соотношения ОВП и первый выход анализатора 12 соотношения амплитуд пульсации, через элемент ИЛИ 19 соединены с первым входом блока 20 индикации оперативного контроля. Выходы анализатора 3 соотношения расходов, анализатора 6 соотношения плотностей, первый выход анализатора 15 соотношения агрессивных ионов, второй выход анализатора 12 соотношения амплитуд пульсации

И

и первый выход анализатора 18 соотношения давлений соединены с входами первого элемента И 21, первый РЫХОД Которого соединен с вторым входом блока 20 индикации оперативного контроля. Второй выход анализатора 18 соотношения давлений, второй выход первого элемента И 21, третий выход анализатора 12 соотношения амплитуд пульсаций и второй выход анализатора 15 соотношения концентрации агрессивных ионов через второй элемент И 22 соединены с третьим входом блока 20 индикации оперативного контроля. Вы- ход датчика 5 контроля плотности выходящего бурового раствора, третий выход анализатора 12 соотношения амплитуд пульсации, второй выход анализатора 15 соотношения концент- раций агрессивных ионов и второй выход анализатора 18 соотношения давлений соединены с входами анализатора 23 аварийных ситуаций, первый и второй выходы которого соответст- велно соединены с первым и вторым блоками 24 индикации оперативного управления.

Анализатор 23 аварийных ситуаций (фиго 2) содержит блок 25 сглаживания и квантования непрерывной функции nQvl(t), получаемой от анализатора 15, и блок 26 сглаживания и квантования непрерывной функции nA(t), получаемой от анализатора 12 первые выходы которых соединены с первым и вторым входами первого элемента И 27, а также блок 28 сглаживания и квантования непрерывной функции р р,ь„ (t), получаемой от датчика 5, и блок 29 сглаживания и квантования непрерывной функции Ilp(t), получаемой от анализатора 18, выходы которых соединены с соот- ветствующими входами анализатора 30 соотношения квантованных функций показателей Пр и р ВЬ|)( . Первьй выход анализатора 30 соотношения соединен с третьим входом первого элемента И 27, выход которого является первым выходом анализатора 23 аварийных ситуаций, а вторые выходы блоков 25 и 26 квантования и второй выход анализатора 30 соотношений соединены € соответствующими входами второго элемента И 31, выход которого является вторым выходом анализатора 23 аварийных ситуаций.

JQ $ 20 25

0 5 0 5

0

5

11312

Все входящие в систему контроля параметров процесса бурения скважины анализаторы соотношений снабжены уставками-заданиями (на фиг. 1 и 2 показаны стрелками), соответствующими определенным значениям соответствующих параметров. Превышение значений формирует в анализаторе выходной сигнал, который поступает на соответствующий элемент или блок, входящий в систему.

Система работает следующим образом.

При бурении скважины на месторождении в зоне контура возможных аномальных рапогазопроявлений в первую очередь включают датчики контроля ОВП 7 и 8 с анализатором 9 их соотношения и датчики 10 и 11 контроля амплитуд пульсации с анализатором 12 соотношения амплитуд. По мере приближения к пласту-индикатору буровой раствор будет либо загазовываться, либо в нем будет изменяться величина ОВП. При снижении соотношения амплитуд Пд ниже 0,7 или при превышении П.. 3 от анализаторов 12 или 9

О Он

через элемент ИЛИ 19 на первый вход блока 20 индикации оперативного контроля поступит сигнал Приближается пласт-индикатор. При этом включаются в работу датчики 1, 2, 4, 5, 13 и 14 с соответствующими анализаторами 3, 6 и 15 соотношений. Кроме того, включаются в работу блок 16 измерения пластового давления и блок 17 измерения гидростатического давления со своим анализатором 18 соотношения давлений.

В момент вскрытия пласта-индикатора могут возникнуть две ситуации:

I ситуация - вскрыт пласт, насыщенный высокоминерализованным раствором, поступающий в буровой раствор, но не сопровождающийся газовыделением и имеющий нормальное гидростатическое давление. При этом плотность выходящего раствора повысится: Пр 1,1; в растворе увеличится концентрация агрессивных ионов: Ппм 1 и несколько увеличится выход раствора: П 1,5. На первый элемент И 21 поступят сигналы с анализаторов 6, 3 и 15. Однако отсутствие сигналов с анализаторов 12 и 18 (так как Пд г 0,5, а П. 1) не дает возмо пскти сформировать 1тредупгсгАдп1 Ь тп сигнал на первом элементе И 21, что указывает на

131

отсутствие возможной опасности раиог зопроявления и можно продолжать бурение по обычной технологии.

II ситуация - вскрыт пласт, насыщенный рапой с выделением газа и давлением, превышающим гидростатическое. При этом от анализаторов 3, 6, 12, 15, 18 соотношений нг первый элемент И 21 поступят сигналы рас- согласования с уставками-заданиями, т.е. П5 1,5, Пр 1,1, Пд 0,5, Паи 1, Пр 1. В результате на первом элементе И 21 сформируется сигнал и поступит на второй вход блока 20 индикации оперативного контроля Вскрыт пласт-индикатор. Вероятно рапогазопроявление и на первый вход второго элемента И 22„ Эта вероятность может быть отвергнута или подтверждена изменением численных величин сигналов от анализаторов соотношений при дальнейшем углублении скважины. По мере увеличения рассогласования на анализаторах 12, 15 и 18 соотношения, т.е. при ПА 0,3, Паи 1,6 и Пр 1,4, на второй элемент И 22 поступят дополнительные (к сигналу с выхода первого элемента И 21, который сохраняет- ся до конца выяснения ситуации) сигналы с третьего выхода анализатора П 12, второго выхода анализатора Паи 15 и второго выхода анализатора Пр 18. На втором элементе И 22 сформируется сигнал, который поступит на третий вход блока 20 индикации оперативного контроля Нарастает возможность аварийной ситуации рапогазопроявления.

Одновременно сигналы от анализаторов 12, 15, 18 и датчика 5 контроля плотности выходящего раствора поступают на входы анализатора 23 аварийных ситуаций (фиг. 2). При этом чис- ленные значения изменяющихся соотношений концентрации Паи агрессивных ионов поступают с второго выхода анализатора 15 соотношения nqM на вход блока 25 сглаживания и квантования IIOH(t); амплитуд Па пульсации раствора - с третьего выхода анализатора 12 соотношений ПА на вход блока 26 сглаживания и квантования nh(t); давления - с второго выхода анализатора 18 соотношении Пр на вход блока 29 сглаживания и квантования rip(t), а текущее значение плотности р ewx выходящего из скважины

13

14

Q 5 0 5 0 0

5

0

раствора от датчика 5 поступает на блок 23 сглаживания и квантования pBhl)((t). По мере нарастания численных значений рассогласования соотношения параметров при Иаи , ft ft 3 и Пр Р вых 1 сигналы подаются на входы элемента И 27, который вырабатывает командный сигнал, поступающий на первый вход блока 24 индикации оперативного управления Заменить буровой раствор на более солестойкий. Восстановить плотность бурового раствора до рвых Пр. В случае резкого изменения численных значений рассогласования соотношений, т.е. ПОУ,- 3, П д 0,1 и ftp P вы , четвертый элемент 31,на который поступили сигналы с вторых выходов блоков 25 и 26 сглаживания и квантования и второго выхода анализатора 30, формирует команду, поступающую на блок 24 индикации оперативного управления Прекратить долбление. Прекратить циркуляцию. Закрыт превентор. Восстановить плотность раствора (утяжелить) До Р Вых П „

Данная система обладает высокой точностью, быстродействием и позволяет не только осуществлять контроль параметров процесса бурения в условиях рапогазопроявлений с выдачей опережающей информации и диагностикой ситуации, но и вырабатывать логику- команд для оперативного управления процессом.

Формула изобретения

расходов, плотностей, окислительно- восстановительных потенциалов, амплитуд пульсаций, концентраций агрессивных ионов, давлений и аварийных ситуаций, а также элементом ИЛИ и двумя элементами И, при этом выходы датчиков расхода бурового расвора на входе и выходе скважины соединены с соответствующими входами анализатора соотношения расходов, выход которого подключен к первому входу первого элемента И, выходы датчиков плотности бурового раствора на входе и выходе скважины соедине- ны с соответствующими входами анализатора соотношения плотностей, выход которого подключен к второму входу первого элемента И, выходы датчиков окислительно-восстановительного по- тенциала бурового раствора на входе и выходе скважины соединены с соответствующими входами анализатора соотношения окислительно-восстановительных потенциалов, выход которого подключен к первому входу элемента ИЛИ, выходы датчиков амплитуды пульсаций бурового раствора на входе и выходе скважины соединены с соответствующими входами анализатора соот- ношения амплитуд пульсаций, первый выход которого подключен к второму входу элемента ИЛИ, а второй - к третьему входу первого элемента И, выходы датчиков концентрации агрессивных ионов в буровом растворе на входе и выходе скважины соединены с соответствующими входами анализатора соотношения концентраций агрессивных ионов, первый выход кото- рого подключен к четвертому входу первого элемента И, выходы блоков измерения пластового и гидростатического давления соединены с соответствующими входами анализатора от- ношения давлений, первый выход которого подключен к пятому входу первого элемента И, выход элемента ИЛИ соединен с первым входом блока индикации оперативного контроля, выход

первого элемента И подключен к «то рому входу блока индикации оперативного контроля и первому входу второго элемента И, выход которого соединен с третьим входом блока индикации оперативного контроля, причем второй выход анализатора соотношения концентраций агрессивных ионов подключен к первому входу анализа

-15 20 2530Q,, 50

55

тора аварийных ситуаций и к второму входу второго элемента И, третий выход анализатора соотношения амплитуд пульсаций подключен к второму входу анализатора аварийных ситуаций и к третьему входу второго элемента И, выход датчика плотности бурового раствора на выходе скважины соединен с третьим входом анализатора аварийных ситуациях, а второй выход анализатора соотношения давлений подключен к четвертым входам второго элемента И и анализатора аварийных ситуаций, два выхода которого соединены с соответствующими входами блока индикации

оперативного управления„

«

17147611318

ся соответственно первым, вторым, элементов И являются соответствукщи- третьим и четвертым входами анали- ми выходами анализатора аварийных чатора, а выходы первого и второго ситуаций

Г:

23

Фиг. 2