Способ регулирования плотности бурового раствора
(51) 5 Е21 В И/06
ОПИСАНИЕ ИЗОЫт .-":ГТИИхЯ
К ПАТЕНТУ
Комитет РоссийскоГт Федерации по патентам и товарным знакам (21) 5007665/03 (22) 02.07.91 (46) 15.10.93 Бюл. ¹ 37-38 (71) Томский научно-исследоватепьский и проектный институт нефтяной и газовой промышпенности (72) Прасс Jl.Â., Чиркин АД (73) Томский научно-исследовательский и проект— ный институт нефтяной и газовой промышленности (54) СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПЛОТНОСТИ
БУРОВОГО РАСТВОРА (57) Изобретение относится к бурению скважин. (В) КЯ (11) 2ОО124О С1
Способ заключается в TOM. что постоянно контролируют дифференциальное давление в скважине и в зависимости or его вепичины и знака корректируют вег. чину заданной плотности бурового раствора.
Затем текущее значение плотности бурового раствора в циркуплци:ннои си еме сравнивают с откорректированным заданным значением плотности и в зависимости от их отклонения изменяют соотнои oíèå твердой и жидкой фаз в буровом растворе, 1 ил
?Г. (11?4О
j>1 .! )f)1 < > eI ИЕ ОГНОСI1Г(.(I К буpPНИЮ Скеа к!, <,:.(;-»ости к ре(улировлник> плотно i i! i, 1) Г ) Г) > (0 Г) а с Г В 0 >7 а . 1),0(<л>)!)л плог< ); „: б>»)>0:;-,r(Г>зсТГ<ора, );л>Г)чак7щий очи(1 ° » >1 С ГГ) б)1Л ИЗ!а ци<(7 б7<1 р>Э (<О Г() Г)З(.ТЕ<ора В „ °,!. i!,!! <,1)1 От соот>! )L)lf . «! 1 i i
i > У, !.-ГО Ikl < I(;;«1, ll. 0(>IOC1L1 В !
, r)к, >,<)!i,!III>)0й (:l1i,то(с. <.Р (. IIL1(3то!! );! 1,)!
)ч !".i<><;;. r i ..., ., Оr<-3«;
> >! <>!(: с < > с> i() )<)ПРr! II> < ":!II< (>I<);)
k . <Г .) и>,!7j к;лц)1<;.. ", Ieffe)1!1! .-) (<:;1>Г<Л).>!< ГО I3I)II!1 >!. <0 l)PL:ВП
> . Г, i i 1 с 0 Р (. Г (j Ë и t > П Л I < ::> ) 1 Л 0 f I I О,>,),3 Ч;>,Гс)Т К » !i >; Н,!Ii -i<)<<<>
Н ! )-;; 3,; < i r! f > Г) (7 (. i i .; 3, >; Л > <,, !i;;! Ь! В О !,,,:.:, i,,!:, I ) . (>,:, П
)i <1 ; i I!(Il!>
) 0i !! Lc.-
«l ic3 <с. l! 1 1 ! i 01 <(iСТИ Oi l 3r
i1e CU0l >!Oil)Pt
>1, >В)1! H e (3 СК!< l>"„ .1! I!3 l! КГЗГ)Р:<К )ср >01 В>С . !! 11
ЧИ Ну Задс) H >
f! i3 л! и и ) ы и 3 и а ) . 3 ri l1> i i (> с . <. (I < )зк диф1>ер(r«, льi ДЗЕЛЕ><ИЛ ОПРЕДЕЛЛК>r ir . !»C)ОВ; Л Р iver I)1 < ) (д с>. I r; x .<3з в л е > I 1! e -> 13 ) Г Г 0 > ) - ) > < f) f) o (3 f I c3 > el oT(ль)<ой l1L1lfiiil, Г(3)1а, ПОС10Я><><с<Я СОСТс3!)))ЛК )1(ЗЛ f И IPd>3 л!)Чс ких 1!oTepi»»1Па, Р, „(I-() — переменнзл сос Гс<(;;)Я>о !)a(k гидрзелических потерь,МПа F r«» — Давл(н;>е бУР(7(<ОГ() F)OOГВОРа Li В>,) код !011 линии УГ1з. CÓÙ» Гэсть Дс) ННОГО cf1ocOI3« з()кл >Очс)(Гсл (3 TO>>I. ITÎ (IOCTOSIH>IO l(OHT PÎl!11P» IO Г ВЕЛИЧИtIó ди, >фере><циально((7 давлеkii<л I, его знак, и при отклонении диt>ôeðet<öèýëk,но)о дав>I<2k! L1!I ОГ зада ><>)О! О измен яlот ()ели 1ну заД. l< >Г(! ЗI<З <ЕI<ИЯ П:)ОТI<ОС I и, < О )РИВОДИТ ; н:с:бходимости изме>>е)<ия 1екуl)IP)0 зна - Е><ИЛ >1ЛОТНОСТб1. Кро(1Е T()i 0 )rill<1 ЫВВНИЕ 3 I ) К З 0 Г <(ËOH!. НИЯ ДИффЕРЕIIЦ При этом оперативно у <итывается влияние г ) Таких фзк Горов. как газовые прояеления, изменение плзстоеого давления и фильтрация бурового р; с)л )pLL Приз> "i;il !Iec Tr!p> > 3:....::i:"i k:,.: T(*.x> ) лели llil I и знак;< дифференциального дзел: iiiл, ))риче("; з><ак дифференциаль,,(>I Г>,, <еле;<ил опреj(<3ëÿ>oò из условил Р..с !, - F rri(II3 =- Р и(: б .> ) !) iiii< .1>) ) )00(3(7!Is> l>Г!!ll . ) I l>LIT .!ÃИсО IOr;!1<><а . ) )7и))Г)дена схема реализа1 >, ii,i,,, (<< Г!,- 1)с))1К 113>)(1)ЕНИЯ ГЛУ ) > < ) I (; X r<;! l I I < I, 1, С 0(д<, >< е > I I I L<11 С U k» «È ÑË È ель><>! -1 <ем "нтом ? переменной r.:OГ Г: ЛЛ )С>ЩFй Гl1ДРВГ)ЛИ I(.СКИХ ПОТЕРЬ Р,,)FIi, (ыx:!j которого coejj,»<ен с первь)м ехс>gok Г > < >сли teлbk!oI зле>",енто 3 опре;;ОЛ(. i)i1. I t,)l .c) диффЕрЕ>)ци.>ЛЬНОГО даВЛЕн<л. Il>OI!0FI и ретий (ходы зле) ента 3 r:(red(). >;Ы СООТВе Т(<Е>)НО С даТЧИКаМИ 4 И 5 ):3!)ле>l;«r буро>)ого рас1ворз в нагнета-<ель)>п,); <ии и в выходной линии. Выход с)Л(!;1:» 5 СОЕД1 НЕ! С ПЕРВЫМ ВХОДОМ ЭЛЕ;,.i;>< l е (. и! ) Работки корректиру>ощего сигнаi! >(.!(!» Вход которого соединен со ск>-:Г>>«:! :элеме>)1а срзв>:ения 9 плотностей, второй )<ход кот;рого соединен с датчиком плотно-.ти 10 бурового рс)створа в схеме очистки 11. Р>,<ход элеме><)а 9 соединен со схемой упI) 1 ВЛ Г .>! И!) 1 г ., (3 Ы ХОД КОТОРОЙ СОЕДИНЕН С ЦЕН ГРИфУгОй 3, ЗаПаРВЛЛЕЛЕННОй СО СХЕМОЙ очистки 11 и блоком ввода утяжелителя 14, Вы:од которого также соединен со схемой очисl >;Ll 1. C<10c(» реализуется следующим образом. ДГ)я nrkpej cyrlrwap»oe г")дра Влическое давление сопро2001240 45 50 тивление. Гидравлическое сопротивление складывается из постоянной и переменной составляющих. Постоянная составляющая: гидравлическое сопротивление турбины долота и разворота буровой жидкости в сквао жине на 180, Переменное гидравлическое сопротивление зависит в основном от глубины скважины и определяется по известным формулам. Эта величина от датчика 1 измерения глубины скважины и другие составляющие гидравлического сопротивления вводятся в вычислительный элемент 2, Вычислительный элемент 3 определяет знак дифференциального давления. В случае, когда Рьх — Рп - Р„(Н) (Р„„дифференциальное давление имеет положительный знак, при Рех — Рпр Ргп(Н) = Роых дифференциальное давление равно нулю либо имеет отрицательный знак. Абсолютное значение (как положительное, так и отрицательное) определяется cíàæèнным датчиком давления 7. При этом передача информации осуществляется одним иэ известных способов: по колонне буровых труб, по жидкости или по проводам, если в качестве привода бурового инструмента применяется электрический двигатель. На элементе 6 выработки корректирующего сигнала происходит сравнение текущего значения дифференциального давления Рд>, измеренного датчиком 7, устанавливаемого в скважине, с заданным значением дифференциального давления Рд,, Рдз определяется дпя каждого месторождения нефти ипи газа индивидуально, оно должно иметь отрицательный знак и незначительно (1 — 3 МПа) отличаться от нуля. Корректирующий сигнал поступает на элемент 8 выработки заданного значения плотности Р,,д. Реализация такого элемента не представляет трудности, т,к, дифференциальное давление и его приращение изменяется пропорционально в зависимости от гидростатического давления столба жидкости в скважине, которое, в свою очередь, пропорционально зависит от плотности бурового раствора. Заданная плотность р »д сравнивается с текущим значением плотности Рт на элементе сравнения 9, который вырабатывает сигнал рассогласования Лр, Этот сигнал поступает на схему управления 12 центрифугой 13, запараплелен ной со схемой очистки 11 бурового раствора, либо блоком ввода утяжелителя 14. При превышении пластового давления или газовых проявлениях) текущее значение дифференциального давления Рдт в зоне бурового инструмента падает. Информация об этом от датчика давления 7 подается на элемент 6 выработки корректирующего сигнала, где происходи сравнение Рд с Рдз, определение приращения дифференциального давления Рд и уточнение его знака (в случае, когда система не ус ла среагировать на резкое повышение пластового давления). Корректирующий сигнал с выхода элемента 6 подается на вход элел1ента 8 выработки заданного значения плотности. где происходит приращение заданного зна ения плотности. С выхода элемента 8 откорректированное значение плогности поступает на элемент сравнения 9, где происходит сравнение текущего значения плотности р, измеряемой датчиком 10. с заданным р,д и выработка сигнала рассогласования Лр, поступающего на схему управления 12 центрифугой 13. Увеличение плотности можно обеспечить также введением в циркуляционную систему бурового раствора утяжепителя. В этом случае сигнал управления от элемента 12 подается на блок утяжелителя 14, С первол1 случае уменьшают обороты ротора центрифуги 13 (либо отключают полнОстью), что приводит к ул1еньшению количества выделяемого мелкодисперсного шлама и соответственно к повышению плотности буоового раствора. При увеличении отрицательного значения дифференциального давления процесс корректировки заданного значения плотности повторяется аналогично изложенному лишь с той разницей, что в итоге заданную плотность,о»д уменьшают, а скорость центрифуги увеличивают, Гаким образом, корректировка заданной плотности бурового раствора в зависимости от величины и знака дифферен циал ь ного давления в скважине позволяет повысить эффективность регупи— рования текущего значения плотности, что в конечном итоге предупреждает возникновение аварийных ситуаций и увеличивает скорость бурения. (56) Сафиуллин M,Í. и др. Строительство нефтяных скважин в Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1987, с. 35-36. 2001240 Составитель А, Чиркин Техред М.Моргентал Корректор M.Ñàìáîðñêàÿ Редактор )1. Волкова " Заказ 3118 Тираж Подписное НПО "Поиск" Роспатента 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 Формула изобретения спО".ОБ РегулиРОВАния плОтнОсти БУРОВОГО РАстВОРА, включающий измерение текущего значения плотности бурового раствора в циркуляционной системе, сравнение этого значения с заданным и в зависимости от ог,;no ния текущего значения плотности ог задан, ого изменения соотношения твердой и жидкой фаз в буровом растворе, пт;I "÷ç îè;èéñÿ тем, что, с целью повышения эффективности регулирования, до из-менения соотношения твердой и жидкой фаз в буровом растворе определяют дифференциальное давление в скважине и ((р сктируют величину заданной плотности в зависимости от величины и знака дифференциального давления, причем знак дифференциального давления определяют иэ условия где Pex — давление бурового раствора в на 0 гнетательной линии, МПэ; Pn - постояннаг составляющая гидравлических потерь, МПа; Ргл (Н) - переменная составляющая гидравлических потерь, МПа; 15 P»> - давление бурового раствора в выходной линии, МПа, 
