Способ регулирования дифференциального давления в процессе бурения

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХРЕСПУБЛИК 91 11) И) 4 1 Г,ВВЕДЯ:=; СВИПЕ ЕЛЬС дарт венСР 4. авленияра, 1984,(54) СПОСОБЦИАЛЬНОГО Д(57) Изобреавтоматичес ение относится к оого регулирования астиоцесности номальных условияия - повышение тодифференциальногосе бурения перемеж ния в а обретен саЦел авющих регулирован ления в про ОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ ССС О ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫ ОПИСАНИЕ ИЗОБР(71) Чечено-Ингушский госуный педагогический институся 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 промывФ ке скважины перед подъемом долота для замены плотность бурового раствора устанавливается из условия безопасного проведения спуска-подъемных опе- С1330306 Составитель Б.ШиловРедактор Н.Горват Техред В.Кадар Корректор И.Муски раж 532 П твенного комитета ССС ретений и открытий Ж, Раушская наб.,писное ака оизводственно-полиграфическо 3551/34 ВНИИПИ по д 113035Госудаелам иэ Москв иятие, г, У:;городл, ПроектнИзобретение относится к автоматическому регулированиюпроцесса 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 по род.На фиг. 1 представлена функциональная схема устройства, реализующего предлагаемый способ регулирования диф ференциального давления в процессе 15 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 процессебурения.Продолжительность работ, не входящих в механическое бурение (,),определяемая из зависимости=(Ь),построенной путем статической обработки баланса календарного временибурения скважин на данной площадиили соседних площадях в зависимостиот глубины скважины Ь,сОтношение в ,- (стоимость долотаС35С к стоимости часа работы буровойустановки по затратам, зависящим отвремени С. Стоимость долота С иС принимается согласно действующему "Прейскуранту порайонных расценок на строительство нефтяных и газовых скважин".Проектные значения параметров режима бурения: нагрузки на долото 45 (С ), частоты вращения стола ротора (и, ), расхода бурового раствора (Я ), которые принимаются из геолого-технического наряда (ГТН), являющегося составной частью оптимизированного технического проекта на бурение скважины.Ограничения на значения параметров режима бурения С, и, Я (нижние1границы - С, и , Я , веРхние грани(в 1 (в 1 (в)ця " С, и , Я принимаются исходя из технических воэможностей применяемого бурового оборудования и технологической целесообразности.Пластовое (поровое) давление Р,определяемое из зависимости Р =2(Ь),построенной путем статической обработки данных замеров Р в скважинахданной площади или соседних площадейв зависимости от .,Потери давления в кольцевом пространстве скважины ьР, , определяемые из зависимостей тф (1) 1 РоЕЬ Рч Рзам Р 1 Бг Р юь,== аЦ потери давления в элементах наземной обвязки циркуляционной системы буровой, МПа,вР рЬ 82суммарные потери давления в замках бурильных труб, МПа,потери давления в УБТ, МПа; потери давления в долотныхотверстиях или насадкахгидромониторного долота, МПа а=ае++аВ т коэффициент потерь давленияв элементах наземной обвязки циркуляционной системыбуровой:;коэффициент потерь давленияв стояке заданного диаметра;коэффициент потерь давленияв буровом шланге и вертлюге;коэффициент потерь давленияв ведущей бурильной трубеплотность бурового раствора, кг/м;расход бурового растворам/с;коэффициент потерь давленияв бурильных трубах; аш,в лв.т где Р, - давление в нагнетательномтрубопроводе (МПа) АР - суммарные потери давления вэлементах наземной обвязкициркуляционной системы буровой, бурильной колонны и вдолоте, МПа;Ь,р - длина бурильных труб с одинаковым внутренним диаметром, м,0162 10а =-Д - . --Оо06( - -г) Й,- 1 - коэффициент потерь давленияв замках бурильных труб; 10- внутренний диаметр бурильныхтруб, м;.Й - внутренний диаметр проходноого отверстия замка бурильных труб, м151, - длйна одной бурильной трубы, м;С - коэффициент потерь давленияв УБТ,1 - длина УБТ, м;20коэффициент расхода долотныхотверстий либо гидромониторных насадков,Г, - суммарная площадь долотныхотверстий либо гидромониторных насадков, м,Глубина скважины (Ь) на начало механического бурения в рейсе долота.Предлагаемый способ регулированиядифференциального давления в процес 30се бурения реализуется устройством,содержащим эадатчики С и , Яэ, датчик 4 давления в нагнетательном трубопроводе Р , датчик 5 плотности раст -вора р, датчик 6 механического каротажа.35С помощью задатчиков 1-3 перед началом механического бурения оператор-бурильщик задает проектные установки параметров режима бурения: Српр Йд Сигналы от задатчиков через40устройство сопряжения 7, аналого-цифровой преобразователь (АЦП) 8 и интерфейс связи с объектом вводятся воперативную память (ОЗУ) управляющей вычислительной машины (УВМ) 9.В случае прямого цифрового регулирования проектные установки параметров Си , Я, вводятся в ОЗУчерез интерфейс ввода-вывода с помощью периферийных устройств вводавывода информации 10.Сигналы от датчиков Р, 4 и б 5 через коммутатор 11, нормализатор 12, АЦП 8 и интерфейс связи с объектом вводятся в ОЗУ УВМ 9.сЗаданиев в , нижних и верхних границ на параметры С, и, Я и Ьпроизводится с помощью устройств вводавывода 10, сигналы от которых поступают в ОЗУ и процессор УВМ 9. Непрерывная индикация текущих значенийтехнологических параметров, регистрация их изменений и значений вводимыхпараметров производятся с помощью периферийных устройств ввода-вывода 10Обвяэка циркуляционной системыбуровой состоит иэ эжектора 13, приемной емкости 14, шламового насоса15, гидроциклонов 16, емкости с продуктами регенерации 17, емкости соблегченным буровым раствором 18, водяного насоса 19, бурового насоса 20и сливных труб с эапорными устройствами 21,Сигналы датчика 6, имеющего асинхронную связь с УВМ, преобразовываются к необходимому для непосредственной обработки виду и через интерФейс связи с объектом поступают впроцессор который обрабатывает ихс учетом заранее установленной системы приоритетов.Измерение реального времени механического бурения производится с помощью электронных часов (таймера),встроенных в УВМ.Поддержание заданных проектных илиоптимальных значений параметров С, и,в процессе механического бурения производится с помощью локальныхавтоматических регуляторов (ПАР) 22 иисполнительных механизмов (ИМ) 23,на входы которых подаются сигналы,соответствующие необходимым значениям параметров С, п, Я, р . Включение и отключение шламового насоса 15и 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 буримости определяет оптимальные значения параметров С, и, 0 ,иОйТа обеспечивает оптимальную величину дифференциального давления.С выхода процессора УВМ дискретные управляющие сигналы через интерфейс связи с объектом поступают на вход цифроаналогового преобразователя (ЦАП) 24, а с его выхода аналоговые управляющие сигналы подаются на вход( Ркп т 40 55 устройства управления регуляторами (УУР) 25, которое усиливает сигналы и подает их на входы ЛАР 22 или ИМ 23 в случае прямого цифрового регулирования.ПоОперационно способ осуществляют следующим образом.Перед началом механического бурения оператор-бурильщик посредством периферийных устройств ввода-вывода 10 вводит в ОЗУ УВМ 9 исходные данные:(в 1С, а а, а, Ь, (т Проектные значения параметров СпРт 20 пп 1( т Ч пр вводятся в ОЗУ УВМ от задатчиков 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 ,п,а следовательно, оптимальное значение дифференциаль ного давления.Определение о,пт производится следукнцим образом.С использованием зависимости РГ(Ь) устанавливается численное зна 35 чение Рна глубине Ь.С использованием зависимости устанавливается численное значение ьРк на глубине Ьи при Я р , Для этого с датчика 4 давления Рт снимается показание о величине Р прит(прСкважинное давление (Р ) на забой определяется по известной формуле: Рс = РЧЬ + аРкп вгде ц -" ускорение свободного падения, м/с,Дифференциальное давление определяется по формуле Высокие значения показателей работы долота достигаются при бурении на равновесии Из условия Р = Р определяется оптимальное значение р,пт при промывке скважины перед механическим бурением,Вывод Формулы для определения о,пт производится следующим образом= Р(- го".,СЬтр(9)Управляющий сигнал от процессораУВМ 9 через интерфейс связи с объектом, ЦАЛ 24, УУР 25, ЛАР 22 подается на вход ИМ 23, который включаетшламовый насос 15, водяной насос 19и одновременно открывает соответствующее запорное устройство 21, Вэжекторе 13 утяжеленный буровой раствор разбавляется водой и подаетсяв гидроциклоны 16, где регенерируется.Продукты регенерации или облегченный буровой раствор подаются во всасывающую трубу бурового насоса 20.Датчики Р 4 и5 непрерывно четрез коммутатор 1, нормалиэатор 12,АЦП 8 и интерфейс связи с объектомподают сигналы соответственно на входы процессора и ОЗУ УВМ 9,Процессор с использованием текущих данных в величине Рт сравниваеттекущие значения о с О,пПРи выполнении УсловиЯ 1" Роптпроцессор через интерфейс связи собъектом, ЦАЛ 24, УУР 25, ЛАР 22 подает управляющий сигнал ИМ 23, которыйотключает шламовый насос 15, водянойнасос 19 и одновременно закрывает запорное устройство 21 в сливной трубесоответствующей емкости 17 или 18. Процесс механического бурения начи.нается при рпт, Спр, ппр в Опр вдерживаемых постоянным на заданномуровне с помощью ЛАР 22, которые свяЗОН)бзацы с автоматом подачи долота (поддерживающим С = соияГ ) и двигателями постоянного тока (поддерживающтт и = сопяС и 0 = соияГ.).Непрерывно с постоянным шагом (например, Ь0,3 м) производится механический каротаж. Таймер УВМ 9, по сигналам датчика 6, подаваемым асинхронно с наивысшим приоритетом в УВМ, О фиксирует Т - чистое время, затраченное на разбуривание интервала, соответствующего шагу каротажа Ь,с, Определяется средняя за шаг механического каротажа скорость проходки. 5ЬЧ = -м/ч (10)с.Ка значения Ч, непрерывно накапливаются в ОЗУ УВМ 9.После накоплеция 1 значеций Ч20 (цапример, (16) они аппроксимируются экспоцецциальной зависимостью Ч = Ч ехр(- 9 й) м/ч, (11)(3) если 6 = О,где с=Ъ+Ь, С+ 55 - интерполяционная зависимость времени бурения отпараметров режима бурения С и Я 8+Ь и+Ь Е где Ч в тре изменения механическойскорости проходки во время бурения, и/чЧ - начальная скорость проходки0при с = О, м/ч;9 - показатель темпа изменениятренда Ч, 1/чтекущее время механическогобурения, ч, и процессор УВМпо методу наименьших квадратов определяет оценки парамет- З 5ров Ч и 9 (фиг. 2).Полученные оценки Ч и 9 подставляются в соответствующее выражение функции потерь С, (затраты времени40 на метр проходки)+Ср условная продолжительность остальных работ врейсе долота, ч,С, (С,и,О,Ч 0 ) - мин С,и,( С (н С, С(ви"иифн) ( ( (8(14) В силу нелинейности зависимости С,(С,и,Ц) указанная задача нелинейного программирования решается методом штрафных функций.В качестве двухсторонних ограничений параметров режима бурения принимаются нижний и верхний уровни варьирования параметров С, и, Я в плане производственного эксперимента с учетом технических вазможностей и технологической целесообразности изменения параметров. Оптимальные значения С , иО,щ, находятся внутри области допустимых решений либо на ее границе, если минимум С, достигается вне области допустимых решений.-хр( - 9 с) - прохопка долота, м,Коэффициенты Ь Ь Ь , Ьз интерполяционной зависимости г.=Г(С,и,ф получены заранее после обработки результатов спланированного дробного производственного эксперимента,проведенного в аналогичной пачке пород, При реализации дробного производственного эксперимента, выбранного с целью уменьшения числа опытов,со средними интервалами варьирования параметров С,и,Я получается линейная зависимость,11 ри необходимости увеличения точности интерполяции или расширенияинтервалов варьирования параметровможно реализовать полный производственный эксперимент, получить нелинейную зависимость 1. = Е(С,и,Я) и подставить ее в выражение дпя функциипотерь (12) и (13),Затем процессором УВМ определяютоптимальные значения параметров режима бурения С, и, Г, путем условной минимизации соответствующейцелевой функции.(12) итти (13) отно -сительно перемецных С,и,Ц с учетомдвухсторонних ограничений, накладываемых на ццх, т,е. решается задачаматериатического программирования:Ь, Ь+ 11 м в момент времесмецой бугимости показан. Полученные оптимальные значения параметров Си, Ц,пт, срявциопт., фваются с С , и , 11 п , которые с помощью ЛАР 22 поддерживаются пос) тоянными, и в случае рассогласова"ния между ними процессор вырабатывает управляющие сигналы. Дискретные управляющие сигналы, соответствующие оптимальным значениям параметров Ср, и( 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 Изменение р, и уставок С , иг) до новых значений р Сппт 1 и Я неминуемо отразится на. веопт ) Оптличине Ча следовательно, приведет к скачку Ч Е(Ь)(фиг, 2). 30При бурении с оптимальными параметрами )ОптСпп. Ф ппт опт,и 1 устанавливается граница смены буримости пород,Для этого непрерывно грОизнодится 35 построение в общем случае криволинейного тренда Чт = Г(с) и соответствующего ему доверительного интервала (на фиг. 2 показан штрих-пунктирными линиями). При выходе за нижнюк) ц) или верхнюю границы доверительного интервала последовательно К значений Ч (например К = 4) перед первым иэс,кРних отбивается граница смены буримости пород, а по таймеру УВМ фиксирует с.я чистое время механического бурения С . Скачок Ч = Г(Б) н момент времени Т, связанный со сменой бури- мости пород, показан на фиг, 2.При изменении буримости пород ца печать выдаются значения мощности разбуренного пласта я, чистого времени его бурения г, глубины подошвы пласта Ь 1, определяемой по формуле и величина давления н нагнетательном трубопроводе Рт цяраметров С и . к 0 Еслито воэ и . я) и цеобхо;имость в корректиро 1)аццц ),Корректировацие -,т производится следующим образом.С использг)вяцием зависимости 1)Г(1,) устанавливается численное энае 1 ие Р ця глубине где Ь - мошцост. рябуренцых породпри сочетании царяметрон.Ги) эи)прУстананлигяется ця-ецке давленияв цагнетательном труб;)проводе Р натглубине скважины 1.", МПа.ЧИСЛЕЦНОЕ ЭнаЧЕ:ЦЕ )пп ОПРЕЦЕЛЯЕт.ся по формуле Смена буримости цо;.Од связана сИЗМЕНЕНИЕМ ИХ ПО Лнти)ОГ 11 ЕСКОЬУ ПРИзнаку либо с яцедрецием долота н зону аномально цысоккх и.астовых давлений (АВПД).Последоватсьць 1 гыход зцяче:ийЧ за цижцОК) т)ац 1 О" ,1 Оверите 1 ьн:)ГОскинтервала Ч .= Г 11:; ,гцг, 2) св:девтельствует об измс цеяцн разбурвяе;11 хпород по литологиче-.)то;1; гризцаку,При выходе пос.1"оцятельно К значений Ч за ццжцюк ."яницу доверисктельного интервала ЧЕ(г.) определяется трецд и строится доверительный интервал для указанных К значенийскЕсли последовате:ьно очередные Кзначения Ч выходя г за границы поссктроеццого доверительного интерваладля К значений Ч то перед первымиз цих отбивается новая граница смены буримости пород. По таймеру УВМдля предыдущих К значений Ч устанавливается чистое время механического бурения г., а на печать выдаютсязначеция мощности разбуренного пропластка Ь , чистого времени его бурения Г. и глубины подошвы пропластаиЬ, определяемой пс формуле12 1330306 Число самостоятельно вьщеляемых пропластков не ограничивается.При выходе последовательно 1 значений Ч (1 3 6) за нижнюю границуск,) доверительного интервала Ч = Г (фиг 2) или за границы построенного доверительного интервала для К значений Ч повторяется описанная метоскдика определения оптимальных пара метров Сппт й понт,Оопт 2Если ЯФ Япто возникает неппт 2 вобходимость в корректировании рппКорректирование и производитсяоьг,следующим образом.С использованием зависимости Р = й(Ь) устанавливается численное значение Р на глубинесуммарная мощность всех где самостоятельно вьщеленныхпропластков, м,мощность разбуренных пород при сочетании параУстанавливается значение давленияв нагнетательном трубопроводе Р," на15глубине скважины 1., ИПа; Численное значение о определяет Опт 2ся по формуле Р)трБт212 тРб + - г- - + 40 кг/м (21)опт 2 -опт 2с 1 ь 2 В выражении (21) первое слагаемое представляет собой оптимальное значение плотности бурового раствора при нормальных условиях бурения, определяемое по формуле (20). Второе слагаемое - дополнительная величина плотности бурового раствора, необходимая для уравновешивания АВПД. Третье слаПоследовательный выход значенийЧ за верхнюю границу доверительноскго интервала Ч 2, = Й(1) свидетельствует о внедрении долота в зону АВ 1 Щ.Если в кольцевое пространство бурящейся скважины внедряется пластовый ЗОфлюид с плотностью меньшей, чем плотность бурового раствора, то давлениев нагнетательном трубопроводе снижается. При большой продуктивностивскрытого пласта, флюид которого находится под высоким давлением, давление в нагнетательном трубопроводеповышается за счет быстрого изменениязабойных условий.При выходе последовательно К эначений Ч за верхнюю границу доверительного интервала Ч = Й(С) определяется тренд и строится доверительныйинтервал для указанных К значенийЧск 45Если последовательно очередные Кзначения Ч, выходят эа границы построенного доверительного интерваладля К значений Ч , то перед первымиз них отбивается новая граница смены бурильности пород по таймеру УВИ,для предыдущих К значений Ч , устанавливается 1, а на печать выдаютсязначения Ь , 1, Ь и давление Р внагнетательном трубопроводе на глубиине Ьп. Сравнение Р, и Р позволяет ориентировочно судитЬ о величинепластового давления вскрытого долотом пропластка. Число самостоятельно вьщеленных пропластков не ограничивается.При выходе последовательно 1 значений Чск (16) за верхнюю границу доверительного интервала Ч 2 = Г(Г) или за границы построенного доверительного интервала для К значений Чповторяется описанная методика определения оптимальных параметров Сфпг 2 т опт 2 т (опт 2Если "опт0 пптто возникает необходимость в корректированииКорректирование пппт производится следующим образом.С использованием зависимости РГ(Ь) устанавливается численное значениена глубине Ь" (формула 19).Определяется по показаниям датчика 4 Рт значение давления в нагнетательном трубопроводе Р" на глубит 2не скважины 1, ИПа..Численное значение б определяГ Опт 2ется по формуле133030 б гаемое - запас противодавления напласт. ется Аналогично оптимальное значение плотности бурового раствора определя Рп Ртк(-. -- ) +С 1, +16 т где Р - давление,в нагнетательном1 Ктрубопроводе при промывкескважины перед подъемом долота, МПа;Ь =Ь +11 - глубина скважины послек Нокончания механическогобурения, м,запас плотности буровогораствора, необходимый длябезопасного проведения спуско-подъемных операций(рЛ "- 40 кг/м ) .сПроцессор УВМ 9 сравнивает251 опт (фиг. 2) и выдает дискретный упнравляющий сигнал, который через интерфейс связан с объектом, ЦАП 24,УУР 25, ЛАР 22 подается на вход ИМ 23,Далее повторяется описанная последовательность операций по доведениюплотности бурового раствора до определенной величины рОписанный способ регулированиядифференциального давления в процессе бурения позволяет выделять однородные по буримости пласты и пропластки пород, определять и устанавливатьдля разбуривания каждого пласта оптимальное сочетание С, п, Я и р , что40приводит к увеличению проходки, сокращению сроков строительства скважини снижению стоимости буровых работ. Формула изобретенияСпособ регулирования дифференциального давления в процессе бурения, основанный на измерении глубины скважины Ь, плотности бурового раствора Р , давления в нагнетательном трубопроводе .Рг, осевой нагрузки С, частоты вращения п,расхода бурового раствора Я и механической скорости бурения Ч, определении суммарных потерь давления в элементах наземной обвязки циркуляционной системы буровои, бурильной колонне и в долоте ьР, и зависимости пластовог о давления Р от глубины скважины 1, с последую 1.,им 45 50 55 ЯЬ- Я, а+Ь (1 +и) + Э для г.осг 1 едующих пластов 11 Ород,При промыике ск 11 ажи 11 перед подъемом долота цля замены плотность бурового раствора Ог 1 ределяется по формуле вычислением потерь давления в кольцевом пространстве скважины Ь РКП = Р, - 2 йР, определении скважинного давления на забой Р, =- РО 1. + ЬР , а также опрег 1 енении и пОддержаний такой оптимальной плотности бурового раствоРа 3,г, иРИ ;О 1 аРой ДиффеРгнЦИ- альное давление равно нулю РР - Р =О, О т и и ч а ю ш и й с яс итем что с 1 юЬю 1 Овышения точности регулирования дифференциального дав.- ления в процес е бурения перемежающихся по бурнмос ги иороц, определяют продолжительность рабо 1, не входяших в механическое буреие ь зависимости от глубинь. Скважины задают отнсшение стоимости долота к стоимости часа работы буровой установки, определяют зависимость ремени бурения от параметров ре;юг 1 а бурения, фиксируют количесво 1 значений измерения механической скорости буренияаппроксимируют их эксноненциальной зависимостью с устаноьлением доверительного интервала изменения механической скорости бурения, определяют и поддерживают значения режимных параметров бурения С п О составляю" щих минимум затрат времени на метр проходки, гтричем если определенное вновь значение расхода промывочной жидкости С;, не равно предыдущемуто корректируют значение дифференциального давления Р путем изДирменения О, фиксируют число К значений механической скорости бурения Ч , последовательно выходящих за нижнюю или верхюю границы доверительного интерва.гга, перец первым из которых констатируют факт смены бури- мости пород ири этом последовательный выход К значений механииеской скорости бурения за зерхнюю границу доверительного интервала свидетельствует о внедрении долота в зону аномально- высокого пластового деления, а оптимальная плотост. бурового раствора вданном случае определяется из соотношения Р,причем при промывке скважины перед подъемом долота для замены имеющаяся оптимальная плотность бурового раствора должна быть увеличена на