Система контроля параметров процесса бурения скважины

ОЮЗ СОВЕТСНИХ ОЦИАЛИСТИЧЕСНИХРЕСПУБЛИК 19 21 В 44/00 ГОСУДАРСТВЕННЫИ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИПРИ ГКНТ СССР ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ 4)О Е.04.89. Бюл. Юф 16еднеазиатский научий институт прирАлехин, В,Н. Пн А.К. Рахимов,(5 СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВПР Ц ССА БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ(57) Изобретение относится к системам контроля параметров процессабурения и позволяет повысить надежность их работы при бурении соленос"ных 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, плотнос18 1476113 ся соответственно первым, вторым,третьим и четвертым входами анализатора, а выходы первого и второго юг Составитель В. Шилов ина Техред М,Дидык КорГирняк едактор А Т каз 2138/31 аж 515 Подписноемитета по изобретениям и открытия ква, Ж, Раушская наб., д. 4/ при ГКНТ С тельский комбинат "Патент", г.ужгород, ул. Гагарина,0 зводственно ПИ Государственного к 113035, Мэлементов И являются соответствующими выходами анализатора аварийныхситуаций.14761 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 блоками 16 и 17 измерения, Информация измерительных устройств обрабатывается с помощью анализаторов соотношенийрасходов 3, плотностей 6, окислительно-.восстановительного потенциала 9, амплитуд пульсаций 12, концент 13рации агрессивных ионов 15 и давлений 18, В зависимости от соотношения входных сигналов и пороговыхуставок выходные сигналы анализаторов 3, 6, 9, 12, 15 и 18 через элементы ИЛИ 19 и элементы И 21 и 22поступают на входы блока 20 индикации оперативного контроля и анализатора 23 аварийных ситуаций. При возможном рапогазопроявлении блок 24индикации оперативного управленияинформирует оператора о требуемойпоследовательности действий. 1 з,п,ф-лы, 2 ил.Изобретение относится к бурениюскважин в соляных толщах, в частности к системам контроля за параметрами и показателями исследуемых пластов, приуроченных преимущественнок зонам рапогазопроявлений в моментначала их разбуривания.Целью изобретения является повышение надежности работы при бурениисоленосных толщ за счет полученияопережающей информации о зонах рапогазопроявлений.Сущность изобретения заключаетсяв следующем,Известно, что солевые толщи состоят из горных пород различногоминералогического состава. Главнымпородообразующим минералом являетсягалит (хлорид натрия). Существеннуюдолю объема солевых толщ обычно зани"мает ангидрит (обезвоженный сульфаткальция). Этим главным компонентамсолевых толщ сопутствуют сильвинит,карналит, бишофит и ряд других минералов, представляющих собой, в основном, хлориды и сульфаты натрия,калия, кальция и магния, а такжеих смеси. Нередко в солевых толщахсодержатся пласты, пропластки и линзы известняков, доломитов и терригенных пород (глин, алевролитов, песчаников). Породы солевой (хемогенной)группы и главным образом галит и ан"гидрид обладают существенно различгной пластичностью и соответственно 5 10 15 20 25 30 35 способностью к хрупкой деформации(образованию трещиноватости). Механизм деформации галита связан свнутрикристаллическим скольжением.В природных условиях длительного объемного напряжения и высоких температур:галит ведет себя как пластическое тело. Высокой пластичностью обладают также карналит, бишофит, гипс .и другие "влажные" .соли, содержащиекристаллическую воду, В отличие отназванных выше пластичных хемогенныхпород ангидрит, известняк и доломитпри равных параметрах процесса деформации обладают способностью к хрупкому разрушению. Это означает, чтопри изгибе солевых толщ в процессескладкообразования и при развитииразрывных .тектонических нарушенийтрещиноватость Формируется в ангидритах, известняках и доломитах, незатрагивая галлит и другие пластические породы. Таким образом, наличиеангидритов и других "хрупких" породв объеме солевой толщи является причиной ее первой (седиментогенной)неоднородности по механическим свойствам и в первую очередь по способности к растрескиванию. Известно,что для хрупких пород морфология ихзалегания и положение в объеме солевых толщ обладают существенной региональной и локальной изменчивостью.По отношению к общей мощности солевыхтолщ суммарная мощность "хрупких"пород может достигать 50-60 Х и более. В контуре нефтяных и гаэовьпместорождений хрупкие породы могутИметь пластовьп, клкновидный, линзовидньп 1 характер. В разрезе они могутобосабливаться в виде однородныхпластов большой толщины или частично.переслаиваться с галитом. При отсутствии трещиноватости хемогенные породы обладают ничтожно малок пористостью и практически непроницаемы.Возникновение наложенной трещиноватости в хрупких породах связанос геотектоническими нагрузками (ростом структур, разрывными дислокациями), ее сохранение обусловленозаполнением трещин флюидами (рапой,газом и пр,) и гидродинамическойизоляцией трещиноватого объема монолитными породами. Таким образом, локализация и физико-химические параметры флюидонасыщения солевой толщиопределяются ее первичной (седкентогенной) неоднородностью, деформированностью и гидродинамическсй изолированностью трещиноватых объемов.Эти объемы и являются источникоммаксимальных рапогазопроявлений саномально высоким давлением и значительными суточными расходами рапыпри вскрытии их в процессе буренияскважинОбычно бурение солевой толщи осуществляется при высоких скоростях проходки вследствие низкоймеханической прочности разбуриваемыхпород. Появившаяся при этом информация о величине аномального пластового давления, высокой производительности пласта по выходу рапы и газаи высокой химической агрессивностирапы оказывается запоздавшей, таккак рапогазопроявление обычно происходят спонтанно, и принятые меры поликвидации осложнения практическиоказываются бесполезными, что приводит к ликвидации скважины. Дляпредотвращения аварий и осложнений,связанных с активными рапогазопроявлениями, необходима опережающаяинформация о характерных особенностях надсолевой толщи-покрышки, покоторым можно быпо бы осуществлятьраннюю диагностику параметров и показателей Алюидонасыщенной солевойтолщи, Такую опережающую информациюможно получать при вскрытии пластовангидритов (пластов-индикаторов)Необходимость получения опережающей информации и ранней диагностики обус.ловлена еще и тем, что в процессебурения солевой толщи встречаются 5пласты и пропластки насыщенные выЭсокоминералиэованными растворами(до 250 г/л), но не обладающимианомально высоким пластова давлением. Наличие таких пластов хотя инесколько усложняет процесс буренияиз-эа химической агрессивности флюида по отношению к буровому раствору, но иэ-за отсутствия высокого плдстового давления и высоких расходовфлюидов не вызывает опасных осложнений и аварий. Однако их наличие делает задачу по ранней диагностке ано.мальных рапогаэопроявлений неоднозначной и требующек различать рапонасыщение по степени опасности, таккак методы оперативного вмешательства по предотвращению осложнений различны при вскрытии пластов с различной степенью агрессивности и свя заны с разной величкной материальныхзатрат.Диагностика пластов-индикаторовуже в ранней стадии их вскрытия позволяет по наличию и скорости изменения плотностей входящего в скважинуи выходящего из него бурового раствора, разности расходов раствора,разности величин концентрации агрессивных ионов (кальция и магния) иизменению пластового давления судить 35о степени опасности дальнейшеговскрытия нижележащих соленосных толщ,Таким образом, в процессе бурения скважины при прохождении соле нссных толщ самым важным с точкизрения прогнозирования и диагностики возможных рапогазопроявлений является определенке степени флюидонасыщения пластов-индикаторов. В этой 45связи важнейшей задачей являетсясвоевременное выявление и определение глубин залегания пластов-индика .торов в том сечении толщи, котороедолжна пересечь скважина.Для решения этой задачи использованы следующие свойства горныхпород, слагающих надсолевую и солевую толщу, приуроченных к изолированным трещиноватым объектам, заполненным флюидами. Известно, что рапопроявления наиболее часто (хотяесть и исключения) сопровождаютсязначительнымк выделениями горючегогаза, а иногда и газового конденса15 20 25 30 35 40 равен; ОВП,иоь ОВП 5 147 та. Скважины, в которых погучены притоки рапы, как правило, расположены в зонах с аномально повышенным гаэонасыщением солей. Геометрия этих зон свидетельствует об образовании их за счет проникновения газа иэ подстилающих отложений, причем повышенные газопоказания нередко фиксируются за несколько десятков метров до вскрытия .рапонасыщенных пород и пластов-индикаторовКроме того,свойства вышележащих пород несколько изменяются за счет частичного проникновения в них рассолов в период ранних конформационных изменений, которые привели впоследствии к образованию первичной седиментогенной неоднородности, деформативности и гидродинамической изолированности флюидонасыщенных 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 флюидонасьнценных нижележащих горизонтов в момент вскрытия пласта- индикатора, выявить степень агрессивности нижележащих рапогазонасьпценных горизонтов, осуществить анализ ожидаемой аварийной ситуации и выработать команду на конкретное принятие опе.ративных мер по ее предотвращению .Для выявления местоположения пластов-индикаторов и приближения к ним в процессе бурения используют следующую информацию,Изменение окислительно-восстановительного потенциала (ОВП) в выходящем буровом растворе по отношению к ОВП входящего раствора, т,е. показатель соотношения ОВП при этом будет 6113 6от +50 до +300 мВ (при обычных условиях бурения). При проникновениив вышележащие пласты высокоминерализованных рассолов с минерализацией от 250 г/л до 400 г/л (которыеобычно называют рапой) ОВП выходящего раствора резко изменяется и может быть в пределах от -150 мВ до+600 мВ. Эксперименты показали, чтопоказатель ОВП может изменяться впределах 1,5-4,0, причем П,3 характеризует возможное приближениек высокоминерализованному рапоносному пласту. Однако изменение П не является единственной достоверной информацией о приближении к пласту-индикатору,Нередко незначительные газопроявления 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 поступлении 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 отнего, возвращается на поверхностьчерез затрубное пространство. Изменение величины амплитуды на выкодеиз скважины (А ,) по отношению к" -Аьх,(2) 55 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 слабоминерализованными флюидами ОВП выходящего раствора изменяется в пределах величйне амплитуды на входе в скважину (А х ), т,е. характеризует изменяющиеся свойствабурового раствора на забое скважиныи в эатрубном пространстве в процес 147 б 113се его циркуляции. При обычных усло. виях в скважинах глубиной 3 тыс.м и более показатель соотношения амплитуд снижается до 0,7 за счет гидравлических сопротивлений и обогащения раствора шламом. Ло мере загазованности бурового раствора происходит потеря энергии упругих волн и показатель П 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 ( 0,3Метод 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 П характеризует интенсивность газопроявления и скорость его нарастания непосредственно на забое скважины. Таким образом, изменение показателей П или П либо обоих вмесОвпте сигнализирует о приближении кюЩпласту-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 давле-. ния. Чем вьппе 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 давленияаП (3)Н Р,где Р = -- нормальное гидростати 10ческое давление на данной глубине бурения;5 Р - аномальное пластовоеа давление;- удельный Вес воды. Для текущего контроля за состоянием аномальности пластового давления большой интерес представляет показатель соотношения пластового давления по отношению к гидростатическому:Р(4) где Р = / Н/10;- плотность бурового раствора,15 входящего в скважину и выходящегоиз него бурового раствора: 1 выП.вк При бурении на равновесии плот ность ВыходящеГО буРОВОГО РастВорадолжна быть равна показателю соотношения давлений, т,е.вы = П фПри П )может возникнуть выброс бурового раствора, что является 45 осложнением при бурении, скважины.Поэтому изменение П 1, 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 рас шифровать причины возникшего отклонения можно только путем сопоставле- ния этого показателя совместно с по- казателями соотношения расходов выходящего из скважины и входящего 20Величина П может изменяться от1,0 до 2,4 (величина горного давления). Однако опыт бурения показывает, что при П в пределах от 1,0 25 до 1,4 возможно бурение по обычнойтехнологии без ожидания угрозы осложнения, Поэтому граничные значения этого показателя могут быть выбраны в пределах 1,4-2,4Одним из важных показателей длядиагностики горно-геологических условий является соотношение плотностейв нее бурового раствора (11 ) и соото ношения суммарной концентрации в растворе агрессивных ионов кальция и магния (Паи)ф Показатель 1 вью Ц ((6) Ю2 (Са, МК ),(7) аи 2+)8 ц где суммарная концентрация ионов кальция и магия в ра й., М 8 уммарная конентрация иональция и магния, которую выдерживает данныйтип бурового твора.ледования Экспериментальныепоказали, что этот потся в пределах 1-4. казатель изме При Паи1,6 бычный буровой рас епригодным для исп вор становитсользования. такке зависит от состава флюида, поступающего в раствор из проявляющего пласта: газа, рапы, либо двухфазной смеси. Поступающие в раствор флюиды увеличивают расход буровогораствора на выходе из скважины. Исследования показали, что П 1 можетизменяться в пределах от 1,06 до3,05, причем П( 1,5 не представляет собой опасности при бурении,особенно при использовании солестойкого бурового раствора. Большуюопасность представляет превышениеП 11,5 в сочетании с увеличениемпоказателя соотношения агрессивныхионов Па. Показатель П характеризует степень химической агрессивности рапы, поступающей в буровой раствор, зависит от концентрации в рапеагрессивных по отношению к буровомураствору ионов кальция и магния истойкости данного бурового растворак этим ионам. Ионы кльция и магнияоказывают коагулирующее воздействиена буровой раствор и делают его непригодным для процесса промывки скважины.1 О 15 20 2530 35 40 45 55 50 Таким образом, совокупность изменения показателей П , П и Па 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 пульсации1476113 и первый выход анализатора 18 соотношения давлений соединены с входамипервого элемента И 21, первый выходкоторого соединен с вторым входомблока 20 индикации оперативного конт.5роля. Второй выход анализатора 18соотношения давлений, второй выходпервого элемента И 21, третий выходанализатора 12 соотношения амплитудпульсаций и второй выход анализатора15 соотношения концентрации агрессивных ионов через второй элемент И 22соединены с третьим входом блока 20индикации оперативного контроля. Выход датчика 5 контроля плотности выходящего бурового раствора, третийвыход анализатора 12 соотношенияамплитуд пульсации, второй выходанализатора 15 соотношения концентраций агрессивных ионов и второйвыход анализатора 18 соотношениядавлений соединены с входами анализатора 23 аварийных ситуаций, первый,и второй выходы которого соответственно соединены с первым и вторымблоками 24 индикации оперативногоуправления,Анализатор 23 аварийных ситуаций ЗО(фиг. 2) содержит блок 25 сглаживания и квантования непрерывной функции П, получаемой от анализатора 15, и блок 26 сглаживания иквантования непрерывной функции35П, 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 40 . Функции ), получаемой от датчика 5, и блок 29 сглаживания и квантования непрерывной функции Пр(С), получаемой от анализатора 18, .вйходы которых соединены с соот 45 ветствующими входами анализатора 30 соотношения квантованных функций показателей П ищ , Первый выход анализатора 30 соотношения соединен с третьим входом первого элемен 50 та 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 С соответствующими входами второго элемента И 31, выход которого является вторым выходом анализатора 23 аварийных ситуаций. 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 этих значений формирует в анализаторе выходной сигнал, который поступает на соответствующий элемент ипи блок, входящий в систему.Система работает следующим обра 13 1476113отсутствие возможной опасности рапога зопроявления и можно продолжать бурение по обычной технологии.11 ситуация - вскрыт пласт, насыщенный рапой с выделением газа и давлением, превышающим гидростатическое, При этом от анализаторов 3, 6, 12, 15, 18 соотношений на первый элемент И 21 поступят сигналы рассогласования с уставками-заданиями, те. П 1) 1,5, Пр )1,1, П с 05, П1, П ) 1. В результате на первом элементе И 21 сформируется сигнал и поступит на второй вход блока 20 индикации оперативного контроляВскрыт 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 25 и 18 соотношения, т.е., при Пдс 0,3, П 1,6.и П 1,4, на второй элемент И 22 поступят дополнительные (к сигналу с выхода первого элемента И 21, который сохраняется до конца выяснения ситуации) сигналы с третьего выхода анализатора П 12, второго выхода анализатора П, 15 и второго выхода анализатора П 18, На втором элементе И 22 сформируется сигнал, который поступит на третий вход блока 20 индикации оперативного контроля Нарастает возможность аварийной ситуациирапогазопроявления 40Одновременно сигналы от анализато. ров 12, 15, 18 и датчика 5 контроля плотности выходящего раствора поступают на входы анализатора 23 аварийных ситуаций (фиг, 2), При этом численные значения изменяющихся соотношений концентрации Пагрессивных ионов поступают с второго. выхода анализатора 15 соотношения П на вход блока 25 сглаживания и квантования П ," амплитуд П пульсации50аираствора - с третьего выхода анализатора 12 соотношений П д на вход блока 26 сглаживания и квантования П (С) давления - с второго выходаК ф55 анализатора 18 соотношении П р на вход блока 29 сглаживания и квантования П (С), а текущее значение плотности (, выходщего из. каиы раствора от датчика 5 поступает на блок 28 сглаживания и квантования,(С). По мере нарастания численных значений рассогласования соотношения параметров при П, ) 1,6, П с 0,3 и П1,4 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 1, = П В случае резкого изменения численных значений рассогласования соотношений, те, По) 3, Пс 01 и Прэ) 1,8, 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 превенторВосстановить плотность раствора (утяжелить)до Р) ПДанная 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 изобретения1. Система контроля параметров процесса бурения скважины. содержащая датчики расхода и плотности бурового раствора на входе в скважину, блоки измерения пластового и гидро- статического давления, а также блок индикации информации, о т л и ч аю щ а я с я тем, что, с целью говышения надежности работы при бурении соленосных толщ за счет получения опережающей информации о.зонах рапогазопроявлений, система снабжена датчиками расхода и плотности бурового раствора на выходе из скважины, датчиками окислительно-восстановительного потенциала, амплитуды пульсаций и концентрации агрессивных ионов бурового раствора на входе и выходе скважины, анализаторами соотношениярасходов, плотностей, окислительновосстановительных потенциалов ам 1 ,плитуд пульсаций, концентраций агрессивньк ионов, давлений и аварийньк ситуаций, а также элементом ИЛИ и двумя элементами И, при этом выходы датчиков расхода бурового раст. вора на входе и выходе скважины соединены с соответствующими входами анализатора соотношения расходов, вькод которого подключен к первому входу первого элемента И, вькоды датчиков плотности бурового раствора на входе и выходе скважины соединены с соответствующими входами анализатора соотношения плотностей, выход которого подключен к второму входу первого элемента И, выходы датчиков окислительно-восстановительного потенциала бурового раствора на входе и выходе скважины соединены с соответствующими входами анализатора соотношения окислительно-восстановительных потенциалов, выход которого 25 подключен к первому входу элемента ИЛИ, выходы датчиков амплитуды пульсаций бурового раствора на входе и выходе скважины соединены с соответствующими входами анализатора соотношения амплитуд пульсаций, первый выход которого подключен к второму входу элемента ИЛИ, а второй - к третьему входу первого элемента И выходы датчиков концентрации агУ35 рессивных 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 пластовога и гидростатического давления соединены с соответствующими входами анализатора отношения давлений, первый выход которого подключен к пятому входу первого элемента И, выход элемента ИЛИ соединен с первым входам блока индикации оперативного контроля, выход первого элемента И подключен к второму входу блока индикации оперативного контроля и первому. входу второго элемента И, выход которого соединен с третьим входом блока индикацйи оперативного контроля, причем55второй выход анализатора соотношения концентраций агрессивных ионов подключен к первому входу анализатора аварийных ситуаций и к второмувходу второго элемента И, третий выход анализатора соотношения амплитудпульсаций подключен к второму входуанализатора аварийных ситуаций и ктретьему входу второго элемента И,выход датчика плотности буровогораствора на выходе скважины соединенс третьим входам анализатора аварийных ситуациях, а второй выход анализатора соотношения давлений подключенк четвертым входам второго элемента И и анализатора аварийных ситуаций,два выхода которого соединены с соответствующими входами блока индикацииоперативного управления. 2, Система по и. 1, о т л и ч аю щ а я с я. тем, что анализатор аварийных ситуаций содержит блоки сглаживания и квантования непрерывных функций соотношения концентраций агрессивнь 1 х ионов, амплитуд пульсаций и давлений, г также функции плотности выходящего из скважины бурового раствора, анализатор соотношения квантованных функций соотношения давлений и плотности вькодящего из скважины бурового раствора и два элемента И, при этом первый и второй выходы блока сглаживания и квантования непрерывной функции соотношения концентраций агрессивньк ионов соединены с первыми входами соответственно первого и второго элементов И, первый и второй выходы блока сглаживания и квантования непрерывной функции соотношения амплитуд пульсаций соединены с вторыми входами соответственно первого и второго элементов И, выходы блоков сглаживания и квантования непрерывной функции плотности выходящего из скважины бурового раствора и соотношения давлений соединены с двумя входами анализатора соотношения квантованных функций соотношения давлений и плотности выходящего из скважины бурового раствора, первый и второй выходы которого соединены с третьими входами соответственно первого и второго элементов И, причем входы блоков сглаживания и квантования непрерывных функций соотношения концентраций агрессивньк ионов, соотношения амплитуд пульсацп, плотности выходящего из скважины бурового раст" вора и соотношения давлений являют