Способ регулирования дифференциального давления в процессе бурения

 

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 буримости 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

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

Ai (19) (1!) (51) 4 Е 21 В 44 00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ABTOPCHOMY СВИгП,:Е ЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3907470/22-03 (22) 11.03.85 (46) 15.08.87. Бюл. Ф 30 (71) Чечено-Ингушский государственный педагогический институт (72) .В.И.Самсоненко (53) 622.24(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

Ф 644942, кл. Е 21 В 45/00, 1974.

Шевцов В.Д.Регулирование давления в буряигихся скважинах.М.: Недра, 1984, с. 33 — 35. (54) СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ (57) Изобретение относится к области автоматического регулирования процесса бурения в аномальных условиях.

Цель изобретения — повышение точности регулирования дифференциального давления в процессе бурения перемежаюпгихся по буримости пород. С использованием измерительной информации о характере изменения во время механического бурения средней за mar механического каротажа скорости проходки устанавливаются границы смены буримости 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 спуска-подъемных операций. 2 ил.

1 1330305 2

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 по- 1() род.

На фиг. i представлена функциональная схема устройства, реализующего предлагаемый способ регулирования диф ференциального 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 (t,), определяемая из зависимости t =1 (L), построенной путем статической обработки баланса календарного времени бурения скважин на данной площади или соседних площадях в зависимости от глубины скважины L.

ñc

Отношение вЂ, - (стоимость долота

С„

С к стоимости часа работы буровой установки по затратам, зависящим от времени С„. Стоимость долота С и

С„ принимается согласно действующему "Прейскуранту порайонных расце- 4" нок на строительство нефтяных и газовых скважин".

Проектные значения параметров режима бурения: нагрузки на долото 45 (G ), частоты вращения стола ротора (п, ), расхода бурового раствора (Q ), 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 (нижние (В) (В) (Н) грани Ф G, n, Q, aepx e r Ð HH 55 (в) (b) (в) цы " G,,n,,Q принимаются исходя из технических воэможностей применяемого бурового оборудования и технологической целесообразности.

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

Потери давления в кольцевом пространстве скважины 6P„» определяемые из зависимостей т (1) c6 = 6 Ро» +6Р1 +6Рзам+6Р )В„+6Р (2) orb 1 В

= apQ потери давления в элементах наземной обвязки циркуляционной системы буровой, МПа, 6P р

1,8L

= bpQ — потери давления в бурильных трубах, МПа;

Ьам, = 6Р(л ь õð суммарные потери давления в замках бурильных труб, KIa потери давления в УБТ, МПа; потери давления в долотных отверстиях или насадках гидромониторного долота, МПа

a=ac+

+а,+

+а

В т 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/м ; расход бурового раствора з!с°. коэффициент потерь давления в бурильных трубах; а ш,в где P, — давление в нагнетательном трубопроводе (МПа), Z6P — суммарные потери давления в элементах наземной обвязки циркуляционной системы буровой, бурильной колонны и в долоте, МПа;

3 1330306 4

L,p — длина бурильных труб с одинаковым внутренним диаметром, м, О 162 10 а =- —.——

У 5 о

d6.

° (— -) й, — 1) — коэффициент потери давления замках бурильных труб;

Д вЂ” внутренний диаметр бурильных труб, м;

I .d — внутренний диаметр проходноо го отверстия замка бурильных труб, м 15

1, — длйна одной бурильной трубы, м;

С вЂ” коэффициент потерь давления в УБТ, 1,,< — длина УБТ, м т 20

Р коэффициент расхода долотных отверстий либо гидромониторных насадков, — суммарная площадь долотных отверстий либо гидромонитор- 25 ных насадков, м .

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

Предлагаемый способ регулирования дифференциального давления в процес30 се бурения реализуется устройством, содержащим эадатчики С,, и, Яэ, датчик 4 давления в нагнетательном трубопроводе P датчик 5 плотности раст— вора р, датчик 6 механического каро— тажа.

С помощью задатчиков 1-3 перед началом механического бурения оператор-бурильщик задает проектные установки параметров режима бурения: G„р„ и„, („ . Сигналы от задатчиков через

40 устройство сопряжения 7, аналого-цифровой преобразователь (АЦП) 8 и интерфейс связи с объектом вводятся в оперативную память (ОЗУ) управляющей вычислительной машины (УВМ) 9.

В случае прямого цифрового регулирования проектные установки параметров С„ „ и„, Q, ââîäÿòñÿ в ОЗУ через интерфейс ввода-вывода с помощью периферийных устройств вводавывода информации 10.

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.

CgЗадание,, †вЂ, нижних и верхних границ на параметры G, n, Q u L „ 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

Обвяэка циркуляционной системы буровой состоит иэ эжектора 13, приемной емкости 14, шламового насоса

15, гидроциклонов 16, емкости с продуктами регенерации 17, емкости с облегченным буровым раствором 18, водяного насоса 19, бурового насоса 20 и 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 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 n в процессе механического бурения производится с помощью локальных автоматических регуляторов (ПАР) 22 и исполнительных механизмов (ИМ) 23, на входы которых подаются сигналы, соответствующие необходимым значениям параметров С, п, Q, p . Включение и отключение шламового насоса 15 и водяного насоса 19 во время механического бурения производится с помощью HM 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 .и OllT ар«, 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

1330306. (6) Р = Р

10 (7) 15 Р (8) Отсюда

Pr — Рт (3) Р п т

55 устройства управления регуляторами (УУР) 25, которое усиливает сигналы и подает их на входы ЛАР 22 или HM

23 в случае прямого цифрового регулирования.

Побперационно способ осуществляют следующим образом.

Перед началом механического бурения оператор-бурильщик посредством периферийных устройств ввода-вывода

10 вводит в ОЗУ УВМ 9 исходные данные: (в1 ...а„,Ь,а

Проектные значения параметров С„„, 20 и„, Я „Р вводятся в ОЗУ УВМ от задатчиков 1-3 или посредством периферийных устройств в случае прямого цифрового регулирования, Все вводимые величины регистрируются с помощью пери- 25 ферийных устройств ввода-вывода 10.

Во время промывки скважины перед механическим бурением определяется и устанавливается,„„,а следовательно, оптимальное значение дифференциаль- 30 ного давления.

Определение о,„, производится следукнцим образом.

С использованием зависимости P

П

f(L) устанавливается численное зна35 чение Р„на глубине Ь„.

С использованием зависимости устанавливается численное значение йР„„ на глубине Ь „ и при Q „ . Для этого с датчика 4 давления Рт снимается показание о величине P npu т

Qnp

Скважинное давление (P ) на забой определяется по известной формуле:

P = pqL + hPxn где о — ускорение свободного падения, м /с, дифференциальное давление определяется по формуле

Высокие значения показателей работы долота достигаются при бурении на равновесии

Из условия P6 = Р„ определяется оптимальное значение р,„т при промывке скважины перед механическим бурением.

Вывод формулы для определения p,ùпроизводится следующим образом

P. Ð...õ.„+ P. — рqo. (+

LPP 1

+ h(----) + СЬ .. +

1,с-.- 2л,г f 2 J тр р (82 Г

Є— Р, = p qL Q„(a+bL, + h(--- ) + CL + —,—

Ьт 1

1-тр 6т 2юг f 2

qL -Q (a+bL., +1(---)+CL +-- ——

Ч пр (р тр ут 2,1,г бг о (9)

Управляющий сигнал от процессора

УВМ 9 через интерфейс связи с объектом, ЦАЛ 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 P 4 и а 5 непрерывно чет рез коммутатор .1, нормалиэатор l2, АЦП 8 и интерфейс связи с объектом подают сигналы соответственно на входы процессора и ОЗУ УВМ 9.

Процессор с использованием текущих данных в величине Рт сравнивает текущие значения р с р

При выполнении условия р, процессор через интерфейс связи с объектом, ЦАЛ 24, УУР 25, ЛАР 22 подает 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 р „„,.G„, и„, Q, под" держиваемых постоянным на заданном уровне с помощью ЛАР 22, которые свя! (3(! !((б заны с автоматом подачи долота (под— держивающим С = const) и двигателями постоянного тока (поддерживающтт

n = const и 0 = const).

Непрерывно с постоянным шагом (например, j1„ 0,3 M) 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 bк. Опредепяется средняя за шаг механического каротажа скорость проходки. !5

»» к

V = — --- м/ч (1O) с.к

К а значения V, непрерывно накапливаются »« ОЗУ УВМ 9.

После накопления 1 значеш»й Ч „ 20 (например, (1 6) они аппроксимируются экспоненциальной зависимостью

Ч = V ехр(- 9й) м/ч, (11)

t+t»» (bo+btG, +Ъ,п+Ь « ) 8

+ и+Ь

h V, (1 ехр1 6(Ь,+Ь,G b2 зQ)j (12) 45 если g.ф 0

ta

+ ю Й,. «2

Ь +Ь < +b n+b«

1+ — .

С,= — —— о (13) 50 если 6 = О где t=bo+Ь, G+

55 — интерполяционная зависимость времени бурения от параметров режима бурения С п Q; где V †- тренд изменения механической

t скорости проходки во время бурения, м/ч

U — начальная скорость проходки

0 при t = О, м/ч;

9 — показатель темпа изменения тренда V, 1/ч . текущее время механического бурения, ч, и процессор УВМ по методу наименьших квадратов определяет оценки парамет- З5 ров Ч и 9 (фиг. 2).

Полученные оценки Ч и 9 подставляются в соответствующее выражение функции потерь С< (затраты времени

40 на метр проходки) (<» -го (.g

+ (:„ условная продолжительность остальных работ в рейсе долота, ч, U — (18

С, (С,n,Q,V,, О ) мин G,п,Q

С(«! С . С<в и("» и <н) ((((8! (14) B силу нелинейности зависимости

С < (С,п,Ц) указанная задача нелинейного программирования решается методом штрафных функций.

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

-«начения . С р s и опт, р 0 оп»;< находятся внутри области допустимых решений либо на ее границе, если минимум С, достигается вне области допустимых решений.

-«".р< — 6 <)) — праха<<ка долота, м, Коэффициенты Ь,, b,, Ь, Ьз интерполяционной зависимости t=f:(G,n, (<) 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 G,n,Q получается линейная зависимость.

При необходимости увеличения точности интерполяции или расширения интервалов варьирова»п»я параметров можно реализовать полный производственный эксперимент, получить нелинейную зависимость (. = f(G,n,Q) и подставить ее в выражение дпя функции потерь (12) и (13).

Затем процессором УВМ определяют оптимальные значения параметров режима бурения С,„... и,„,„, Q,„, путем условной минимизации соответствующей целевой функции.(12) итти (13) отно— сительно переменных С,»»,Q с учетом двухсторонних ограничений, накладываемых на нпх, т.е. решается задача материатического програ(»м»»рования:

1 1З(7З! В

1.*=-1.. +h к

p*

1"

qL*-Q a+b(L +h*)+5(-7 --- -)+С1, т1» 1 1 )Бт тр,1o)

2,71 Т, 1 (17) I, =L<+hn, м

Скачок V< = f(t) ни 1, связанный со

<7 пород, на фиг. 2 не

L, -Ь„+17,, м в момент времесменой буримости показан.

Полученные оптимальные значения параметров С,„,, n«t.. (), срявни1 о«т.<9 ваются с С<< 9 п (1„, 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 С „„, n,„,, 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

Изменение р, и уставок С „р, (дО НОВЫХ ЗНаЧЕНИй р„„, 7 „7,9

<7P и 1 и Q неминуемо отразится на. веO<»» < 9 0<»l < личине V „, а следовательно, приведет к скачку V< f(t) (фиг. 2) . 30

При бурении с оптимальными параметрами Г,„,, СЖ,9,„,, 70„„„ и (1 устанавливается граница смены буримости пород.

Для этого непрерывно гроизводится построение в общем случае криволинейного тренда V = f(t) и соответствующего ему доверительного интервала (на фиг. 2 показан штрих-пунктирными линиями). При выходе за нижнюю »7П или верхнюю границы доверительного интервала последовательно К значений

Ч (например К = 4) перед первым из с,к

9 них отбивается граница смены буримости пород, а по таймеру УВМ фиксирует- 45 с.я чистое время механического бурения t, . Скачок Ч = f(t) в момент времени t связанный со сменой буримости пород, показан на фиг, 2.

При изменении буримости пород на печать выдаются значения мощности раз буренного пласта h<, чистого времени

его бурения t, глубины подошвы пласта Lt определяемой по формуле и величина давления в нагнетательном трубопроводе Р

1 ияраметров („,, и и () ...,. Если (17 (1„„то Boз: 1.: я::-: необхо;7имость в корректиро77я717177 17„, Корректировяиие р„, производится следующим образом.

С использованием зависимости 1 н

f (1,) ус тяня вливяс-.тся численное зна<ение Р ня глубине

« где h* — мошност. р» <буреь7нь7х пород при сочет":в<17< параметров (< пр 9 п<»р» "»р

Устанавлигяется 777я -7ен;е давления в нагнетательном трубопроводе Р* на т< глубине скважины 1. 1(Па.

Численное значе<:и= р„,,, определяет ся по формуле

Смена буримосч и tfo,»ñ.,п связана с изменением их по лит<<логическому признаку либо с внедрением долота 77 зo ну аномально высоких i7.7àñòî7.77õ давлений (АВПД).

Последоватсльиt!1 «ыход з .яч= .tèé

V За 7711жНЮ<<1 Гт>я:-Ш: у; ОВЕрИТЕЛЬНОГО ск интервала Ч = f (t; .,фиг. 2) св 7де— тельствует об изб нен7»17 разбур7»вяе;<17х пород по лито.7огиче-ко:"!ó пр77зняку.

При выходе пос.-7::"сиятельно К значений Ч за нижнюк . ряницу довериск тельного интервала V =- f (t) опреде1 ляется тре7ьд и строится доверительный интервал для указанных К значений ск

Если последовате:7ьно очередные К значения U выхсгдя г за границы посск троенного доверительного интервала для К значений U то перед первым из них отбивается новая граница смены буримости пород. По таймеру УВМ для предыдущих К злячений Ч устанавливается чистое время механического бурения t„, а на печать выдаются значения мощности разбуренного пропластка hö9 чистого времени его бурения t и глубины подошвы пропляста

77

Ь„, определяемой пс формуле

1330306

L< +W 1<„+ h*, 1 =< (19) Ь*

<Ъ< 1„

)=< суммарная мощность всех где самостоятельно вьщеленных пропластков, м, мощность разбуренньгх пород при сочетании параh*

Устанавливается значение давления в нагнетательном трубопроводе Р,"2 на

15 .глубине скважины I.*, ИПа;

p*

-- — — — -- — — — ---Е Ы» кг/мз (20) Й" ") тр Бт <2 <<2 2 г p* б б + — г- — + 40 кг/м (21)

ОПТ2 -ООГ2

Яь

Число самостоятельно выделяемых пропластков не ограничивается.

При выходе последовательно 1 значений V (1 3 6) за нижнюю границу ск

) доверительного интервала V<, = f(t) (фиг.. 2) или за границы построенного доверительного интервала для К значений Ч повторяется описанная метоск дика определения оптимальных пара- <г< метров G «„, г< «г, Я< «г °

Если Я „ Я,„, то возникает не< о«г2 э обходимость в корректировании р, Корректирование р производится оьг< следующим образом.

С использованием зависимости P

<<

= f(L) устанавливается численное значение Р на глубине

Последовательный выход значений

V за верхнюю границу доверительноск го интервала Ч = f(t) свидетельствует о внедрении долота в зону АВ?И °

Если в кольцевое пространство бурящейся скважины внедряется пластовый ЗО 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 повышается за счет быстрого изменения забойных условий.

При выходе последовательно К эна- 40 чений Ч за верхнюю границу доверительного интервала U = f(t) определяется тренд и строится доверительный интервал для указанных К значений

Чск 45

Если последовательно очередные К значения Ч, выходят эа границы построенного доверительного интервала для К значений V, то перед первым из них отбивается новая граница смены бурильности пород по таймеру УВИ, для предыдущих К значений V „, устанавливается t а на печать выдаются и значения h „, t„, L„P в нагнетательном трубопроводе на глуби- 55 и не 1,п. Сравнение Р, и P позволяет ориентировочно судитЬ о величине пластового давления вскрытого долотом пропластка.

Численное значение а определяетi О«<.2 ся по формуле

Число самостоятельно выделенных пропластков не ограничивается.

При выходе последовательно 1 значений V,„ (1 6) за верхнюю границу доверительного интервала V< = f(t) или за границы построенного доверительного интервала для К значений

Ч „ повторяется описанная методика определения оптимальных параметров

С фпг2э по« 2 т (о«г2

Если << „, ф Я,„,, то возникает необходимость в корректировании P „

Корректирование f,„ ïðoèçâoäèòñÿ следующим образом.

С использованием зависимости Р„

Е(1.) устанавливается численное значение Р„ на глубине 1." (формула 19).

Определяется по показаниям датчика 4 Р значение давления в нагнетательном трубопроводе P: на глубиг2 не скважины L* MIIa. ! .

Численное значение б определя<бо«г2 ется по формуле

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 сла133030á гаемое — запас противодавления на пласт. ется

Аналогично оптимальное значение плотности бурового раствора определя—

Рп Ртк

+0„кг/и- (22)

L p +h

Ь * (--Р- — — ) +CI.

1 ° IIe 2„,2 2 где Р— давление,в нагнетательном к трубопроводе при промывке скважины перед подъемом до- 15 лота, МПа;

Ь =L +h — глубина скважины после к Н окончания механического бурения, м, запас плотности бурового раствора, необходимый для безопасного проведения спуско-подъемных операций (рЛ "- 40 кг/м ) .

Процессор УВМ 9 сравнивает р 25 р„„, (фиг. 2) и выдает дискретный упопТ1 равляющий 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 однороднь1е по буримости пласты и проплястки пород, определять и устанавливать для разбуривания каждого пласта оптимальное сочетание G, n, Q u p,,что

40 приводит к увеличению проходки, сокращению сроков строительства скважин и снижению стоимости буровых работ. формулаизобретения

Способ регулирования дифференци— ального 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 ðàñõîäà бурового раствора с1 и механической скорости бурения V определении суммарных потерь давления в элементах наземной обвязки циркуляционной системы буровои, бурильной колонне и в долоте 7аР, и зависимости пластового давления Р от глубины скважины 1. с последую1.,им

50

qL*-Q (а+Ь(Е, +h)+ Э для г.ослеп ующих пластов нород, При промьике скважины перед подъемом долота для замены плотность бурового раствора Ог1ределяется по формуле вычислением ".îòåðü давления в кольцевом пространстве скважины d P

КП

= P — dP, of,ðå r,÷åíèè скважинного давления на забой Р, =- pqI- + LP „, а также опрег1е 1eнии и пйддержяний такой оптимальной плотности бурового раствора (3,„,-, при .сс,торой дифференциальное давле11ие равно нулю Р,,„

=0 г rt к c. я ю П1 и с тем что с 11,е. ью 1 .Овышения тОчнОсти регулирования дифференц".яльного дав= ления в процессе бурения перемежающихся по бурнмос ги пирс,д, определяют продолжительность рябо1, не входяших в механическое бурение„ в зависимости от глубинь1 скважины задают отнсшение стоимос:ти долота к стоимости часа работы б poâoé установки, определяют зависнмостс . ремени бурения от параметров р :è .1ÿ бурения, фиксируют количес во 1 значений измерения механической скорости бурения аппроксимируют .õ =-кспоненцияльной зависимостью с устаHof.ëåíèåì доверительного интервала изменения механической скорости бурения, определяют и поддерживают значения режимных параметров бурения G, и,, Q,, составляю" щих минимум затрат времени на метр проходки, причем если определенное вновь значение расхода промывочной жидкости Q, не равно предыдущему то корректируют значение дифференциального давления P путем изДи р менения р,„,, фиксируют число К значений механической скорости бурения

V, последовательно выходящих за нижнюю или верх«юю границы доверительного интерва.rfa, перец первым из которых констатируют факт смены буримости пород при этом последовательный выход K значений механи-еской скорости бурения за зерхнюю границу доверительного интервала свидетельствует о внедрении долота в зону аномальновысокого плястового деления, а оптиМаЛЬНаЯ ПЛОтНОСт-. СУРОВОГО РаетВОРа В

1330306

16 данном случае определяется из соотношения

Р

=() + — — + 40

oar Poo

Э,причем при промывке скважины перед подъемом долота для замены имеющаяся оптимальная плотность бурового раствора должна быть увеличена на

40 кг/м .

1330306

Составитель Б.Шилов

Редактор Н.Горват Техред В.Кадар Корректор И.Муск, Заказ 3551/34 Тираж 532 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно †полиграфическ предприятие, г. Ух;город, .:л, Проектная, 4