Система контроля параметров процесса бурения скважины

 

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.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК (191 (111

113 А1 (511 4 Е 21 В 44/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

М АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4291340/23-03 (22) 28.07.87 (46) 30.04.89. Бюл. NФ 16 (71) Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа (72) С.А. Алехин, В.Н. Пашковский, P.È. Борн, А.К. Рахимов, И.Ш. Стрелко и М.И. Сергеев (53) 622.233.056(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

В 1204709, кл. E 21 В 47/06, 1984.

Авторское свидетельство СССР

Р 644942, кл. Е 21 В 45/00, 1974. (54) СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ

ПРОЦЕССА БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ (57) 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, плотнос14761 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 соотношений расходов 3, плотностей 6, окислительно-.восстановительного потенциала

9, амплитуд пульсаций 12, концент13 рации 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 эле- . менты 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 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 рапогазопроявлений в момент начала их разбуривания.

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

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 терригенных пород (глин, алевролитов, песчаников). Породы солевой (хемогенной) группы и главным образом галит и ан!гидрид обладают существенно различг ной пластичностью и соответственно

35 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 обладают 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 способности к растрескиванию. Известно, что для хрупких пород морфология их залегания и положение в объеме солевых толщ обладают существенной региональной и локальной изменчивостью.

По отношению к общей мощности солевых толщ суммарная мощность !!хрупких!!

7li7f) 7 13 пород может достигать 50-60Х и более. В контуре нефтяных и гаэовьп месторождений хрупкие породы могут

Иметь пластовьп, клкновидный, линзовидньп характер. В разрезе они могут обосабливаться в виде однородных пластов 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 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 (сед ментогенной) неоднородностью, деформированностью 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 процессе 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 рапогазопроявлениями, необходима опережающая информация о характерных особенностях надсолевой толщи-покрышки, по которым можно быпо бы осуществлять раннюю диагностику параметров и показателей Алюидонасыщенной солевой толщи. Такую опережающую информацию можно получать при вскрытии пластов ангидритов (пластов-индикаторов) °

Необходимость получения опережающей информации и ранней диагностики обусловлена еще и тем, что в процесr.е бурения .солевой толщи встречаются

5 пласты и пропластки насыщенные вы> сокоминералиэованными растворами (до 250 г/л), но не обладающими аномально высоким пластова давлением. Наличие таких пластов хотя и несколько усложняет процесс бурения из-эа химической агрессивности флюида по отношению к буровому раствору, но иэ-за отсутствия высокого пллстового давления и высоких расходов флюидов не вызывает опасных осложнений и аварий. Однако их наличие делает задачу по ранней диагностке ано I мальных рапогаэопроявлений неоднозначной и требующек различать рапонасыщение по степени опасности, так как методы оперативного вмешательства по предотвращению осложнений различны при вскрытии пластов с различной степенью агрессивности и свя25 заны с разной величкной 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

35 о степени опасности дальнейшего вскрытия нижележащих соленосных толщ.

Таким образом, в процессе бурения скважины при прохождении соле4> нссных толщ самым важным с точки зрения прогнозирования и диагностики возможных рапогазопроявлений является определенке степени флюидонасыщения пластов-индикаторов. В этой

45 связи важнейшей задачей является своевременное выявление и определение глубин залегания пластов-индикаторов 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 рапопроявления наиболее часто (хотя есть и исключения) сопровождаются эначительш ми выделениями горючего газа, а иногда и газового конденса15

45 равен:

OBII и

О" = 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-индикаторов ° Кроме 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 пластаиндикатора, 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 выходяmeM буровом растворе по отношению к

ОВП входящего раствора, т.е. показатель соотношения ОВП при этом будет

6113 6 от +50 до +300 мВ (при обычных условиях бурения). При проникновении в вышележащие пласты высокоминерализованных рассолов с минерализаци5 ей 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 П,„„ 3 характеризует возможное приближение к 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 потрубному пространству буровой колонны до забоя скважины и, отражаясь от него, возвращается на поверхность через затрубное пространство. Изменение величины амплитуды на выкоде из скважины (А „,„) по отношению к

50 вы .

A е». (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 (A ex т е ° характеризует изменяющиеся свойства бурового раствора»а забое скважины и в эатрубном пространстве в процес147á 113 се его циркуляции. При обычных условиях 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 Пд изменяется в пределах

0,3-0,5. При интенсивном газонасьпцении раствора образуются газовые пробки и амплитуда пульсации на выходе раствора резко уменьшается, при этом Пд i 00,3 °

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 Пв характеризует интенсивность газопроявления и скорость его нарастания непосредственно на забое скважины. Таким образом, изменение показателей If или П,, либо обоих вмесОвв те 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 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 давления а

П (3) Ро где P = — — нормальное гидростатин 1 0 ческое давление на данной глубине бурения;

5 P — аномальное пластовое а давление; — удельный вес воды.

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

Р„

П (4) где P = $ Н/10; — плотность бурового раствора.

15 входящего в скважину и выходящего из него бурового раствора:

1" вых

П.

pax

При бурении на равновесии плот40 ность выходящего бурового раствора должна быть равна показателю соотношения давлений, т.е. „,„ = П

При III, > р „„ может возникнуть выброс бурового раствора, что является

45 осложнением при бурении, скважины.

Поэтому изменение П1, как в сторону уменьшения (ч- о происходит при saraзованности 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 рас55 шифровать причины возникшего отклонения можно только путем сопоставле- ния этого показателя совместно с по- казателями соотношения расходов выходящего из скважины и входящего

Величина II может изменяться от

1,0 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 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

1476113 l0 в нее бурового раствора (П ) и соота ношения суммарной концентрации в растворе агрессивных ионов кальция и магния (Паи).

Показатель вью вх (6) 10 т(са", Mg )„,„ (7) П аи

2+ 2+ где 7.(Са, Mg ). — суммарная коньых центрация ионов кальция и маг45 ния в рапе;

2Ф .Е(Са .,-И8 ) „, — суммарная концентрация ионов кальция и магния, которую вьгдерживает данный 50 тип бурового раствора.

Экспериментальные исследования

М показали, что этот показатель изменя- 55 ется в пределах 1-4. При П „ 1,6 обычный буровой раствор становится непригодным для использования. также зависит от состава флюида, поступающего в раствор из проявляющего пласта: газа, рапы, либо двухфазной смеси. Поступающие в раствор флюиды увеличивают расход бурового 15 раствора на выходе из скважины. Исследования показали, что Па может изменяться в пределах от 1,06 до

3 05 причем П < (1,5 не представляет собой опасности при бурении, особенно при использовании солестойкого бурового раствора. Большую опасность представляет превышение

П > 1,5 в сочетании с увеличением показателя соотношения агрессивных

25 ионов Па . Показатель П „характеризует 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

I к этим ионам. Ионы кльция и магния оказывают коагулирующее воздействие на буровой раствор и делают его непригодным для процесса промывки скважины.

Таким образом, совокупность изменения показателей П, П и П „ 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

1476!13 и первый выход анализатора 18 соотношения давлений соединены с входами первого элемента И 21, первый выход которого соединен с вторым входом блока 20 индикации оперативного конт5 роля. 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. Выход датчика 5 контроля плотности выходящего бурового раствора, третий выход анализатора 12 соотношения амплитуд пульсации, второй выход анализатора 15 соотношения концентраций агрессивных ионов и второй выход анализатора 18 соотношения давлений соединены с входами анализатора 23 аварийных ситуаций, первый, и второй выходы которого соответст- 25 венно соединены с первым и вторым блоками 24 индикации оперативного управления.

Анализатор 23 аварийных ситуаций ЗО (фиг. 2) содержит блок 25 сглаживания и квантования непрерывной функ Н П „(), получаемой от анализатора 15, и блок 26 сглаживания и квантования непрерывной функции

Пд(), 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 р „„„ (t), получаемой от датчика 5, и блок 29 сглаживания и квантования непрерывной функции

Пр(), получаемой от анализатора 18, .вйходы которых соединены с соот45 ветствующими входами анализатора 30 соотношения квантованных функций показателей П и p „„,„. Первый выход анализатора 30 соотношения соединен с третьим входом первого элемен50 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.

Rce 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 образом.

При бурении скважины на месторождении в зоне контура возможных аномальных рапогазопроявлений в первую очередь включают датчики контроля

0BII 7 и 8 с анализатором 9 их соотношения и датчики 10 и !1 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 оьп через элемент ИЛИ 19 на первый вход блока 20 индикации оперативного контроля поступит сигнал нПриближается 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-индикато-. ра 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: П„„ 1 и несколько увеличится выход раствора: П ) 1,5.

На первый элемент И 21 поступят сигналы с анализаторов 6, 3 и 15. Однако отсутствие спгна †.ов < анализаторов 12 и 18 (так ка Пд 0,5, а

П = 1) не дает гозмо;-:.ности сформиP ровать предупрсждаи ..ш лтнал на первом элементе И 21, что указывает на

1476113 отсутствие возможной опасности рапога. 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 на первый элемент И 21 поступят сигналы рассогласования с уставками-заданиями, т,е. IIQ ) 1,5, П ) 1,1, П а с 0,5, П „ > 1, П ) 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 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 нНарастает возможность аварийной ситуации вв рапогазопроявления 40

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- 45 ленные значения изменяющихся соотношений концентрации П „ агрессивных ионов поступают с второго. выхода анализатора 15 соотношения П„ на вход блока 25 сглаживания и квантования П (t); амплитуд П„ пульсации

50 аи раствора — с третьего выхода анализатора 12 соотношений П д на вход блока 26 сглаживания и квантования

П (t) давления — с второго выхода

A 1

55 анализатора 18 соотношении Пр на вход блока 29 сглаживания и квантования П (t), а текущее значение плотнОсти p „„„, выхОдящегО из скважины раствора от датчика 5 поступает на блок 28 сглаживания и квантования („„,„(t). По мере нарастания численных значений рассогласования соотношения параметров при П,„„ ) 1,6, П 0,3 и П ) ) „,„> 1,4 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 P,„ = П ".

В случае резкого изменения численных значений рассогласования соотношений, т.е. По„) 3, П с 0,1 и

Пр ) p „, ) 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 превентор..Восстановить плотность раствора (утяжелить) !! до (3, < ) 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

1. Система контроля параметров процесса бурения скважины. содержащая датчики расхода и плотности бурового раствора на входе в скважину, блоки измерения пластового и гидростатического давления, а также блок индикации ин41ормации, 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 кважины, анализаторами соотношения

147б113 расходов, плотностей, окислительновосстановительных потенциалов амУ ,плитуд пульсаций, концентраций агрессивных ионов, давлений и аварийных ситуаций, а также элементом

ИЛИ и двумя элементами И, при этом выходы датчиков расхода бурового раствора 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 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 соот- д ношения амплитуд пульсаций, первый выход которого подключен к второму входу элемента ИЛИ, а второй— к третьему входу первого элемента

И выходы датчиков концентрации агУ

35 рессивных ионов в буровом растворе на входе и выходе скважины соединены с соответствующими входами анализатора соотношения концентраций агрессивных ионов, первый выход кото- 40 рого подключен к четвертому входу первого элемента И, выходы блоков измерения пластовога и гидростатического давления соединены с соответствующими входами анализатора отношения давлений, первый вьжод 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, причем

55 второй выход анализатора соотношения концентраций агрессивных ионов подключен к первому входу анализатора 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 буравога раствора на выходе скважины соединен с третьим входам 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.

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 агрессивных ионов, амплитуд пульсаций и давлений, а также функции плотности выходящего из скважины бурового раствора, анализатор соотношения квантованных функций соотношения давлений и плотности выходящего из скважины бурового раствора и два элемента И, при этом первый и второй выходы блока сглаживания и квантования непрерывной функции соотношения концентраций агрессивных 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 агрессивных ионов, соотношения амплитуд пульсац п!, плотности выходящего из скважины буровага раствора и соотношения давленым и являют18

1476113

Составитель В. Шилов

Техред М.Дидык

Редактор А. Лежнина

Корректор В. Гирняк

Заказ 2138/31 Тираж 515 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", r.Óæãîðîä, ул. Гагарина,!0! ся соответственно первым, вторым, третьим и четвертым входами анализатора, а выходы первого и второго элементов И являются соответствующими выходами анализатора аварийных ситуаций.