Способ регулирования дифференциального давления в процессе бурения

 

Изобретение относится к бурению скважин и позволяет повысить точность поддержания оптимальной плотности бурового раствора путем воздействия химическими реагентами. Во время механического бурения по изменению средней за шаг механического каротажа скорости проходки устанавливаются границы смены буримости породы. Режимные параметры бурения выбирают по минимуму затрат времени за метр проходки. 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. Для этого задают величину X превышения скваженного давления над пластовым. Если X < 0,5% то в буровой раствор добавляют химический реагент-структурообразователь, если X > 0,5% реагент-разжижитель. При X < 0 и X > 1% в буровой раствор вводят продукты регенерации и облегченную суспензию соответственно. 2 ил.

Изобретение относится к бурению скважин, а именно к автоматическому регулированию свойств бурового раствора при бурении в сложных горно-геологических условиях. Цель изобретения повышение точности поддержания оптимальной плотности бурового раствора. На фиг.1 представлена функциональная схема устройства, реализующего способ регулирования дифференциального давления в процессе бурения; на фиг.2 временная диаграмма изменения скорости проходки в рейсе долота, поясняющая моменты времени начала регулирования параметров режима бурения G, n, Q и ρ, моменты начала прогнозирования оптимального времени бурения в рейсе долота и моменты окончания процесса бурения. Исходные данные для решения задачи оптимального регулирования процесса бурения. Продолжительность работ, не входящих в механическое бурение (t_po), определяется из зависимости t_po= f(L), построенной путем статической обработки баланса календарного времени бурения скважин на данной площади или соседних площадях в зависимости от глубины скважины L. Отношение C_д/C_ч стоимость долота С_д к стоимости часа работы буровой установки по затратам, зависящим от времени С_ч. Стоимость долота С_д и С_ч принимаются согласно действующему прейскуранту порайонных расценок на строительство нефтяных и газовых скважин. Проектные значения параметров режима бурения нагрузка на долото G_пр, частота вращения стола pотора n_пр, расход бурового раствора Q_пр принимаются из геолого-технического наряда (ГТН), являющегося составной частью оптимизированного технического проекта на бурение скважины. Ограничения на значения параметров режима бурения G, n, Q; G_н, n_н, Q_н (нижние границы); G_в, n_в, Q_в (верхние границы) принимаются, исходя из технических возможностей применяемого бурового оборудования и технологической целесообразности. Пластовое (поровое) давление Р_п определяется из зависимости Р_п f(L), построенной путем статистической обработки данных замеров Р_п в скважинах данной площади или соседних площадей в зависимости от L. Потери давления в кольцевом пространстве скважины Р_кп определяются из зависимостей Р_кп Р_т Σ Р, (1) ΣР Р_обв+Р_тр+Р_зам+Р_убт+Р_дол, (2) где Р_т давление в нагнетательном трубопроводе, МПа; ΣР суммарные потери давления в элементах наземной обвязки циркуляционной системы буровой, бурильной колонны и в долоте, МПа; Р_обв=а ρ Q^1,82 потери давления в элементах наземной обвязки циркуляционной системы буровой, МПа; Р_тр b˙ρQ^1,82 L_тр потери давления в бурильных трубах, МПа; P_зам= λρQ суммарные потери давления в замках бурильных труб, МПа; Р_убт=С ρ Q^1,52L_убт потери давления в УБТ, МПа; P_д= потери давления в насадках долот, дросселях, МПа; а= а_с+а_ш.в.+ а_вт коэффициент потерь давления в элементах наземной обвязки циркуляционной системы буровой;
а_с коэффициент потерь давления в стояке заданного диаметра;
а_шв коэффициент потерь давления в буровом шланге и вертлюге;
а_вт коэффициент потерь давления в ведущей бурильной трубе;
ρ плотность бурового раствора, кг/м³;
Q расход бурового раствора, м³/с;
b C коэффициент потерь давления соответственно в бурильных трубках ти УБТ;
ρ 0,033х10^-3 ˙ρ -30-0,022 пластическая вязкость бурового раствора, Па˙с;
τ₀8,5х10^-3 ˙ρ -7,0 динамическое напряжение сдвига бурового раствора, Па;
d_o внутренний диаметр бурильных труб и УБТ, м;
L_тр длина бурильных труб с одинаковым внутренним диаметром, м;
λ -1 коэффициент потерь давления в замках бурильных труб;
d^т_о внутренний диаметр замка бурильных труб, м;
l_тр длина одной бурильной трубы, м;
L_убт длина УБТ с одинаковым внутренним диаметром, м;
μ коэффициент расхода насадок долота и дросселей;
f_o суммарная площадь насадок долота и дросселей, м²;
L_н глубина скважины на начало механического бурения в рейсе долота, м. Заданное время бурения (t_прз), за которое осуществляется статистическое прогнозирование момента подъема долота, принимается из технологических соображений (например, равное 2/3 проектного времени бурения tпр, заложенного в ГТН, т.е. t_прз 2/3 t_пр). Предельное время бурения шарошечным долотом данного типоразмера (t_пред) превышает верхний предел проектного диапазона, установленного при статической параметрической оптимизации процесса бурения с использованием метода планирования экспериментов. Предлагаемый способ оптимального регулирования процесса бурения реализуется при помощи устройства (фиг.1), содержащего задатчики G₁, n₂, Q₃, датчик 4 давления в нагнетательном трубопроводе Р_т, датчик 5 расхода бурового раствора Q, датчик 6 перепада давления на дросселе ΔР, датчик 7 механического каротажа. С помощью задатчиков 1-3 перед началом механического бурения оператор-бурильщик задает проектные уставки управляющих параметров: G_пр, n_пр, Q_пр. Сигналы от задатчиков через узел 8 сопpяжения, аналого-цифровой преобразователь (АЦП) 9 и интерфейс связи с объектом вводятся в оперативную память (ОЗУ) управляющей вычислительной машины (УВМ) 10. В случае прямого цифрового регулирования проектные уставки управляющих параметров G_пр, n_пр, Q_пр вводятся в ОЗУ через интерфейс ввода-вывода с помощью периферийных узлов 11 ввода-вывода информации. Сигналы от датчиков Р_т4, Q₅ и ΔР₆ через коммутатор 12, нормализатор 13, АЦП 9 и интерфейс связи с объектом вводятся в ОЗУ УВМ 10. Задание t_p.o, С_д/C_ч нижних и верхних границ на управляющие параметры G, n, Q, времени t_прз и t_пред, L_н производится с помощью узлов 11 ввода-вывода, сигналы от которых поступают в ОЗУ и процессор УВМ 10. Непрерывная индикация текущих значений технологических параметров, регистрация их изменений и значений вводимых параметров производится с помощью периферийных узлов 11 ввода-вывода. Обвязка циркуляционной буровой системы состоит из эжектора 14, приемной емкости 15, шламового насоса 16, гидроциклона 17, емкости 18 с продуктами регенерации, емкости 19 с облегченным буровым раствором, водяного насоса 20, бурового насоса 21, сливных труб с запорными устройствами 22, емкости 23 с химическим реагентом-структурообразователем, емкости 24 с химическим реагентом-разжижителем, сливных труб с запорными устройствами 25. Сигналы датчика 7, имеющего асинхронную связь с УВМ, преобразовываются к необходимому для непосредственной обработки виду и через интерфейс связи с объектом поступают в процессор, который обрабатывают 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 управляющих параметров G, n, Q, ρ в процессе механического бурения производится с помощью локальных автоматических регуляторов (ЛАР) 26 и исполнительных механизмов (ИМ) 27, на входах которых подаются сигналы, соответствующие оптимальным значениям управляющих параметров. Включение и отключение шламового насоса 16 и водяного насоса 20 во время механического бурения производятся с помощью ИМ 27. Процессор УВМ 10 по программам, реализующим нижеприведенные алгоритмы оптимального регулирования процесса бурения, устанавливает границы смены буримости пластов пород, в каждом пласте одинаковой буримости определяет оптимальные значения управляющих параметров G_опт, n_опт, Q_опт, ρ_опт, а в конце механического бурения назначает момент подъема долота для замены, основываясь на соответствующем критерии. С выхода процессора УВМ дискретные управляющие сигналы через интерфейс связи с объектом поступают на вход ЦАП 28, а с его выхода аналоговые управляющие сигналы подаются на вход УУР 29, которое усиливает сигналы и подает их на входы ЛАР 26 или ИМ 27 в случае прямого цифрового регулирования. Пооперационно способ осуществляется следующим образом. Перед началом механического бурения оператор-бурильник посредством периферийных узлов 11 ввода-вывода вводит в ОЗУ УВМ 10 следующие исходные данные: t_p.o, L_н, С_д/C_ч, С_н, n_н, Q_н, Q_в, n_в, G_в, а_с, а_шв, а_в.т, d_o, d_o¹, L_тр, L_убт, μ f_o, t_прз, t_пред. Проектные значения управляющих параметров G_пр, n_пр, Q_пр вводятся в ОЗУ УВМ 10 от задатчиков 1-3 или посредством периферийных устройств в случае прямого цифрового регулирования. Все вводимые величины регистрируются с помощью периферийных узлов 11 ввода-вывода. Во время промывки скважины перед механическим бурением с Q_првначале вычисляется фактическая плотность бурового раствора
ρ_факт= (3) где ΔР перепад давления на дросселе 6, Па;
μ коэффициент расхода дросселя 6, м²;
f_p площадь отверстия дросселя 6, м²;
Qпр показание расходомера 5, м³/с, затем определяется расчетом оптимальная плотность ρ_опт. Определение ρ_опт производится следующим образом. С использованием зависимости Р_п f(L) устанавливается численное значение Р_п на глубине L_н. С использованием зависимости (1) устанавливается численное значение Р_кп на глубине L_н и при Q_пр. Для этого с датчика 4 давления снимается показание о величине Р_т при Q_пр. Скважинное давление (Р_с) на забой определяется по известной формуле
Р_с ρgL + Р_кп. (4)
Дифференциальное давление определяется по формуле
Р_диф Р_с Р_с. (5)
Высокие значения показателей работы долот достигаются при бурении на равновесии (Р_с= Р_н) или с некоторым минимальным превышением скважинного давления над пластовым (Р_с > Р_п на 0,25, 0,5, 0,75, 1,0%). Из условия Р_с Р_п определяется оптимальное значение ρ_опт при промывке скважины перед механическим бурением. Вывод формулы для определения ρ_опт производится следующим образом
P_п= ρgL_н+P_т-ρQa+bL_тр++CL_убт+ (6)
P_п-P_т= gL_н-Ga+bL_тр++CL_убт+ (7) отсюда
ρ_опт= (8)
В формуле (8) коэффициенты b и С определяются с использованием численных значений η и τ₀ бурового раствора, вычисляемых соответственно по эмпирическим формулам
η 0,033˙10^-3˙ ρ _факт 0,022 (9)
τ₀= 8,5˙ 10^-3˙ ρ _факт 7,0 (10)
Устанавливаются также численные значения ρ_опт из условия Р_с > Р_пна 0,25, 0,5, 0,75, 1%
Для найденных численных значений ρ_опт соответственно определяются и заносятся в ОЗУ УВМ 10 расчетные значения перепада давления, вычисляемого по формуле
ΔP (11)
Управляющий сигнал от процессора УВМ 10 через интерфейс связи с объектом, ЦАП 28, УУР 29, ЛАР 26 подается на вход ИМ 27, который включает шламовый насос 16, водяной насос 20 и одновременно открывает соответствующее запорное устройство 22 или 25. В эжекторе 14 утяжеленный буровой раствор разбавляется водой и подается в гидроциклон 17, где регенерируется с образованием пульпы и облегченной суспензии. При промывке скважины перед механическим бурением могут возникнуть следующие ситуации. Известно, что оптимальным режимом является ведение процесса бурения на равновесии, т.е. Р_с Р_п. Как правило, регулирование плотности бурового раствора производится продуктами регенерации (утяжеленной пульпой с плотностью 2400-2600 кг/м²) или облегченной суспензией. Практика показывает, что при регулировании плотности бурового раствора только продуктами регенерации и облегченной суспензией удержать соотношение Р_с=Р_п невозможно. Поэтому предложено, все усилия направить на поддержание соотношения Р_с > Р_п на 0,5% При этом, если Р_с > Р_п, то повышение Р_с обеспечивается продуктами регенерации; если Р_с Р_п или Р_с > Р_п менее чем на 0,5% то стабилизация свойств бурового раствора во время бурения достигается обработкой реагентом-структурообразователем; если Р_с>Р_п на 0,5-1,0% то стабилизация свойств бурового раствора достигается обработкой реагентом-разжижителем; если Р_с > Р_п более чем на 1,0% то понижение Р_собеспечивается облегченной суспензией. Следует отметить, что непрерывная стабилизация свойств бурового раствора химическими реагентами существенно сокращает расход последних и значительно улучшает его реологические характеристики, а также технологические свойства (вязкость, напряжение сдвига, водоотдачу, стабильность и др.). Постоянный контроль за перечисленными выше соотношениями между Р_с и Р_п удобнее вести по величине перепада давления в дросселе манифольда. Утяжеленная пульпа, облегченная суспензия, реагент-структурообразователь или реагент-разжижитель раствора подаются во всасывающую трубу бурового насоса 21. Датчики Р_{т 4}, Q ₅ и ΔР ₆ непрерывно через коммутатор 12, нормализатор 13, АЦП 9 и интерфейс связи с объектом подают сигналы на входы процессора и ОЗУ УВМ 10. Процессор сравнивает текущие значения ΔР с расчетными значениями по формуле (11). При текущем изменении вышеуказанных ситуаций процессор через интерфейс связи с объектом, ЦАП 28, УУР 29, ЛАР 26 подает управляющий сигнал ИМ 27, который отключает шламовый насос 16, водяной насос 20 и одновременно закрывает запорное устройство в сливной трубе 22 соответствующей емкости 18 или 19 либо закрывает запорное устройство в сливной трубе 25 соответствующей емкости 23 или 24. Процесс механического бурения начинается при G_пр, n_пр, Q_пр, ρ_опт, поддерживаемых постоянными на заданном уровне с помощью ЛАР 26, которые связаны с автоматом подачи долота (поддерживающим G=const), двигателями постоянного тока (поддерживающим n=const и Q=const) и ИМ 27. Непрерывно с постоянным шагом (например, h_к 0,3 м) производится механический каротаж. Таймер УВМ 10 по сигналам датчика 7, подаваемым асинхронно с наивысшим приоритетом в УВМ, фиксирует t_к чистое время, затраченное на разбуривание интервала, соответствующего шагу каротажа h_к. Определяется средняя за шаг механического каротажа скорость проходки
V_ск= м/ч (12) а значения Vск непрерывно накапливаются в ОЗУ УВМ 10. После накопления l значений V_ск (например, l≥8) они аппроксимируются экспоненциальной зависимостью
V_t V_o exp(-Θt) м/ч, (13) где V_t тренд изменения текущей скорости проходки во время бурения, м/ч;
V_o начальная скорость проходки при t 0, м/ч;
Θ показатель темпа изменения тренда V_t, 1/ч;
t текущее время механического бурения, ч, и процессор УВМ 10 с использованием МНК определяет параметры V_o и Θ (фиг.2). Полученные параметры V_o и Θ подставляются в соответствующее выражение функции потерь С₁ (затраты времени на метр проходки)
C₁= (14)
если Θ ≠0
C₁= (15) если Θ= 0, где t B_o + B₁ G+B₂n+B₃Q интерполяционная зависимость времени бурения от управляющих параметров G, n, Q;
t_в= t_р.о+ условная продолжительность остальных работ в рейсе долота, ч;
n [1-exp(-Θt)] проходка долота, м. Коэффициенты В_о, В₁, В₂, В₃ интерполяционной зависимости t=f(G,n,Q) получены заранее после обработки результатов спланированного дробного промыслового эксперимента, проведенного в аналогичной пачке пород. При реализации дробного промыслового эксперимента, выбранного с целью уменьшения числа опытов, со средними интервалами варьирования управляющих параметров G, n, Q получается линейная зависимость. При необходимости увеличения точности интерполяции или расширения интервалов варьирования управляющих параметров можно реализовать полный промысловый эксперимент, получить нелинейную азвисимость t=f(G, n, Q) и подставить ее в выражение функции потерь (14) или (15). Процессор УВМ 10 определяет оптимальные значения управляющих параметров G_опт, n_опт, Q_опт1 путем условной минимизации соответствующей целевой функции (14) или (15) относительно управляющих параметров G, n, Q с учетом двусторонних ограничений, накладываемых на них, т.е. решается задача математического программирования
C₁(G,n,Q,V_o,Θ) __→
(16)
В силу нелинейности зависимости G₁ (G, n, Q) указанная задача нелинейного программирования решается с использованием модифицированного метода конфигураций прямого поиска экстремума функции потерь без вычисления производных. В качестве двусторонних ограничений за управляющие параметры принимаются нижний и верхний уровни варьирования G, n, Q в плане промыслового эксперимента с учетом технических возможностей и технологической целесообразности изменения параметров. Оптимальные значения G_опт1, n_опт1, Q_опт1 находятся внутри области допустимых решений либо на ее границе, если минимум достигается вне области допустимых решений. Полученные оптимальные значения управляющих параметров G_опт1, n_опт1, Q_опт1 сравнивается с G_пр, n_пр, Q_пр, которые с помощью ЛАР 26 поддерживаются постоянными, в случае рассогласования между ними процессор вырабатывает управляющие сигналы. Дискретные управляющие сигналы, соответствующие оптимальным значениям управляющих параметров G_опт1, n_опт1, Q_опт1, преобразуются в аналоговые сигналы с помощью ЦАП 28, усиливаются с помощью УУР 29 и подаются на входы ЛАР 26 в качестве задающих уставок. ЛАР 26 автоматически перестраиваются с проектных уставок на оптимальные и поддерживают далее постоянными оптимальные значения управляющих параметров G_опт1, n_опт1, Q_опт1. Если Q_пр≠ Q_опт, то возникает необходимость в корректировании ρ_опт. Корректирование ρ _опт производится следующим образом. С использованием зависимости P_т f(L) устанавливается численное значение Рn на глубине
L*_н L₁ + h₁* (17) где h*₁ мощность разбуренных пород при сочетании управляющих параметров G_пр, n_пр, Q_пр. Устанавливается значение давления в нагнетательном трубопроводе Р*_т1 на глубине скважины L*₁, МПа
Численное значение ρ_опт¹ определяется по формуле
= (18)
В формуле (18) коэффициенты b и С определяются с использованием численных значений η и τ₀ бурового раствора, вычисляемых соответственно по эмпирическим формулам
η 0,033˙10^-3˙ ρ_опт -0,022, (19)
τ₀ 8,5˙10^-3˙ ρ_опт -7,0 (20)
Устанавливаются также численные значения ρ_оп1т, из условия Р_с > Р_п на 0,25, 0,5, 0,75, 1,0%
Для найденных численных значений ρ_опт1 соответственно определяются и заносятся в ОЗУ УВМ 10 расчетные значения перепада давления, вычисляемые по формуле
ΔP (21) Последовательность операций по установлению и поддержанию ρ_опт1аналогична предыдущему описанию. Изменение ρ_опт и уставок G_пр, n_пр, Q_пр до новых значений P_опт1, G_опт1, n_опт1, Q_опт1 неминуемо отразится на величине V_ск, а следовательно, приведет к скачку V_t f(t) (фиг.2). При бурении с оптимальными управляющими параметрами ρ_опт1, G_опт1, n_опт1, Q_опт1 устанавливается граница смены буримости пород. Для этого непрерывно производится построение в общем случае переменного тренда V_t f(t) и соответствующего ему доверительного интервала (на фиг.2 показан штрихпунктирными линиями). При выходе за нижнюю или верхнюю границы доверительного интервала последовательно К значений V_ск (например, К 4) перед первым из них отбивается граница смены буримости пород, а по таймеру УВМ фиксируется чистое время механического бурения t₁. Скачок V_t f(t) в момент времени t₁, связанный со сменой буримости пород, показан на фиг.2. При изменении буримости пород на печать выводятся значения мощности разбуренного пласта h₁, чистого времени его бурения t₁, глубины подошвы пласта L₁, определяемой по формуле
L₁ L_н + h₁, (22) и величина давления в нагнетательном трубопроводе Р_т1. Смена буримости пород связана с изменением их по литологическому признаку либо с внедрением долта в зону аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Последовательный выход значений V_ск, за нижнюю границу доверительного интервала V_t f(t) (фиг.2) свидетельствует об изменении разбуриваемых пород по литологическому признаку. При выходе последовательно К значений Vск за нижнюю границу доверительного интервала V_t f(t) определяется тренд и строится доверительный интервал для указанных К значений V_ск. Если последовательно очередные К значений V_ск выходят за границы построенного доверительного интервала для К значений V_ск, то перед первым из них отбивается новая граница смены буримости пород. К значений V_ск устанавливается чистое время механического бурения t_п, а на печать выдаются значения мощности разбуренного пропластка h_п, чистого времени его бурения t_п и глубины подошвы пропластка L_п, определяемой по формуле
L_п L₁ + h_п. (23)
Скачок V_t f(t) в момент времени t_п связан со сменой буримости пород. Число самостоятельно выделяемых пропластков не ограничивается. При выходе последовательно l значений V_ск (l≥8) за нижнюю границу доверительного интервала V_t f(t) (фиг.2) или за границы построенного доверительного интервала для К значений V_ск повторяется описанная методика определения оптимальных управляющих параметров G_опт2, n_опт2, Q_опт2. Если Q_опт1 ≠ Q_опт2, то возникает необходимость в корректировании ρ_опт1. Корректирование ρ_опт1 производится следующим образом. С использованием зависимости Р_п f(L) устанавливается численное значение Р_п на глубине
L^*₂ L₁+h_n+h^*₂ (24) где h_n суммарная мощность всех самостоятельных выделенных пропластков, м;
h*₂ мощность разбуренных пород при сочетании параметров G_опт1, n_опт1, Q_опт1. Устанавливается значение давления в нагнетательном трубопроводе Р*_т2 на глубине скважины L*₂, МПа. Численное значение ρ_опт2 определяется по формуле
g+h_n+h+
В формуле (25) коэффициенты b и С определяются с использованием численных значений η и τ₀ бурового раствора, вычисляемых соответственно по эмпирическим формулам
η 0,33˙10^-3 ˙ρ_опт1 -0,022, (26)
τ₀ 8,5˙10^-3˙ ρ_опт1 7,0 (27)
Устанавливаются также численные значения ρ_опт2 из условия Р_с > Р_пна 0,25, 0,5, 0,75, 1,0%
Для найденных численных значений ρ_опт2 соответственно определяются и заносятся в ОЗУ УВМ 10 расчетные значения перепада давления, вычисляемого по формуле
ΔP (28)
Последовательность операций по установлению и поддержанию ρ_опт2аналогична предыдущему описанию. Последовательный выход значений V_ск за верхнюю границу доверительного интервала V_t= f(t) свидетельствует о внедрении долота в зону АВПД. Если в кольцевое пространство бурящейся скважины внедряется пластовый флюид с плотностью меньше, 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 значений V_ск за верхнюю границу доверительного интервала V_t=f(t) определяется тренд и строится доверительный интервал для указанных К значений V_tк. Если последовательно очередные К значений V_ск выходят за границы построенного доверительного интервала для К значений V_ск, то перед первым из них отбивается новая граница смены буримости пород. По таймеру УВМ для предыдущих К значений V_ск устанавливается tт, а на печать выдаются значения h_п, t_п, L_п, и давление Р_т2^п в нагнетательном трубопровооде на глубине L_п. Сравнение Р_т1 и Р_п2^п позволяет ориентировочно судить о величине пластового давления вскрытого долотом пропластка. Число самостоятельно выделенных пропластков не ограничивается. При выходе последовательно l значений V_ск (l ≥8) за верхнюю границу доверительного интервала V_t f(t) или за границы построенного доверительного интервала для К значений V_ск повторяется описанная методика определения оптимальных управляющих параметров G_оп2, n_опт2, G_опт2. Если Q_опт1 ≠ Q_опт2, то возникает необходимость в корректировании ρ_опт1. Корректирование ρ_опт1 производится следующим образом. С использованием зависимости Р_п f(L) устанавливается численное значение Рп на глубине L*₂ (формула 24). Определяется по показаниям датчика 4 значение давления в нагнетательном трубопроводе Р*_т2 на глубине скважины L*₂. Численное значение ρ^l_опт2 определяется по формуле
= + + 40 (29)
В выражении (29) первое слагаемое представляет собой оптимальное значение плотности бурового раствора при нормальных условиях бурения, опpеделяемое по формуле (25). Второе слагаемое дополнительная величина плотности бурового раствора, необходимая для уравновешивания АВПД. Третье слагаемое запас противодавления на пласт. Аналогично оптимальное значение плотности бурового раствора определяется для последующих пластов пород. При разбуривании до истечения заданного времени (например, t_пр3 2/3t_пр) нескольких пластов и пропластков одинаковой буримости для каждого из них устанавливается точное время бурения и соответствующая ему проходка, а для всех пластов и пропластков вместе общее время и общая проходка. По окончании 2/3t_пр производится статическое прогнозирование оптимального времени механического бурения долотом (t_опт) с использованием значений V_ск, накопленных в последнем пласте одинаковой буримости после оптимизации управляющих параметров (фиг.2). Если число данных V_ск < l(l≥8), то статистическое прогнозирование t_опт задерживается до накопления l значений V_ск. После накопления l значений V_ск производится сглаживание их, последующая обработка МНК с целью получения численных значений V_o; и Θ_i, а затем осуществляется точечный прогноз t_опт() с использованием формулы К.А.Чефранова
= T_i-1+t (30)
где t=
оптимальное прогнозное время бурения в i-м пласте, истечение которого является моментом подъема долота для замены, ч; Т_i=1 и Н_i-1 сумма чистого времени бурения и мощностей всех пластов одинаковой буримости, предшествующих i-му пласту, в котором осуществляется в данное время бурение. С использованием метода экспоненциального сглаживания устанавливаются границы доверительного интервала для l значений V_ск
±t γ˙S_p (31) где t γ величина, определяемая в соответствии с законом распределения Стьюдента при выбранной вероятности γ0,80-0,95;
S_p стандартная ошибка прогноза. Оптимальное время механического бурения в рейсе долота прогнозируется интервально согласно выражения
t_опт= ε (32)
Ширина доверительного интервала прогноза ε для t_опт целиком зависит от вариабельности V_ск и определяется по формуле
ε (33)
Практическое использование формулы (32) возможно в том случае, если Θ_i>> 0. Если же 0 > Θ_i≥ 0, то нередко находится за пpеделами реально достижимых в практике значений времени работы шарошечных долот. Для установления области применения выражения (32) введено предельное время бурения шарошечным долотом данного типоразмера (t_пред). В случае ≅ t_пред совместно применяются выражение (32) и практический критерий снижение или повышение на 25% и более последовательно четырех значений V_ск относительно тренда V_t f(t), а при условии > t_пред используется только вышеуказанный практический критерий. При снижении или повышении на 25% и более последовательно трех значений Vок относительно тренда V_t f(t) подается предупреждающий сигнал, а при снижении или повышении на 25% и более последовательно четвертого значения V_ск относительно тренда V_t f(t) процесс бурения прекращается. Следует заметить, повышение на 25% и более V_ск в последней трети t_пр признак чрезмерного износа опор шарошек и сигнал к подъему шарошечного долота для замены. После 2/3t_yпр возможна отбивка новой границы смены буримости пород. Тогда выполненный ранее статистический прогноз t_опт анулируется и производится повторный статистический прогноз его после накопления l₁значений V_ск (l₁≥6). Подъем долота для замены рекомендуется назначать в интервале -(+ ε),так как некоторая передержка долота на забое не столь сильно влияет на С₁ __→ мин, нежели недодержка его. При промывке скважины перед подъемом долота для замены плотность бурового раствора определяется по формуле
ρ + 40, (34)
где Р_тк давление в нагнетательном трубопроводе при промывке скважины перед подъемом долота;
L_к L_н + h глубина скважины после окончания механического бурения;
40 запас плотности бурового раствора, необходимый для безопасного проведения спуско-подъемных операций. В формуле (34) коэффициенты b и С определяются с использованием численных значений η и τ₀ бурового раствора, вычисляемых соответственно по эмпирическим формулам
η 0,33˙10^-3˙ ρ _опт1-1 0,022 (35)
τ₀ 8,5˙10^-3˙ ρ _опт1-1 7,0 (36)
Для найденного численного значения ρ определяется и заносится в ОЗУ УВМ 10 расчетное значение перепада давления, вычисляемого по формуле
ΔP (37)
Процессор УВМ 10 сравнивает текущее ΔР с расчетным по формуле (37) и выдает дискретный управляющий сигнал, который через интерфейс связи с объектом, ЦАП 28, УУР 29, ЛАР 26 подается на вход ИМ 27. Исполнительный механизм 27 производит повышение ΔР пульпой с плотностью 2400-2600 кг/м³. При достижении ΔР промывка скважины завершается и назначается подъем долота для замены. Способ оптимального регулирования процесса бурения позволяет выделять однородные по буримости пласты и пропластки пород, определять и устанавливать для разбуривания каждого пласта оптимальное сочетание управляющих параметров G, n, Q, ρ, определять и назначать момент подъема долота для замены, что приводит к увеличению проходки, сокращению сроков строительства скважин и снижению стоимости буровых работ.

Формула изобретения

СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ по авт. св. N 1330306, отличающийся тем, что, с целью повышения точности поддержания оптимальной плотности бурового раствора путем воздействия химическими реагентами, задают величину X превышения скважинного давления над пластовым и при X < 0,5% в буровой раствор добавляют реагент-структурообразователь, при X ≥ 0,5% реагент-разжижитель, а при X < 0 и X > 1% плотность бурового раствора регулируется путем добавления в него продуктов регенерации и облегченной суспензии соответственно.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2