Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения скважин



Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения скважин
E21B44/00 - Системы автоматического управления или регулирования процессом бурения, т.е. самоуправляемые системы, осуществляющие или изменяющие процесс бурения без участия оператора, например буровые системы, управляемые ЭВМ (неавтоматическое регулирование процесса бурения см. по виду процесса; автоматическая подача труб со стеллажа и соединение бурильных труб E21B 19/20; регулирование давления или потока бурового раствора E21B 21/08); системы, специально предназначенные для регулирования различных параметров или условий бурового процесса (средства передачи сигналов измерения из буровой скважины на поверхность E21B 47/12)

Владельцы патента RU 2595027:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") (RU)

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом. Техническим результатом является увеличение точности оптимального управления режимом бурения и увеличение механической скорости проводки скважины за счет бурения на оптимальных режимах. Технический результат достигается способом оптимального адаптивного управления процессом бурения скважин, при котором осуществляют адаптацию детерминированной модели дробно-степенного вида к условиям на забое изменением ее коэффициентов, вычислении оптимальной осевой нагрузки и бурением скважины на оптимальных режимах, достижение которых определяется по минимуму частоты вибрации бурильной колонны. Способ предусматривает многократное обновление коэффициентов модели по результатам скважинных измерений, расчет оптимальной осевой нагрузки на долото по критерию "максимум механической скорости", выполнение бурения на рассчитанных параметрах с контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны. 1 ил.

 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом.

Известен способ регулирования процесса бурения по патенту SU 1231946, Е21В 44/00 от 27.11.1995, включающий использование модели процесса бурения, представляющей собой экспоненциальный тренд механической скорости проходки, которую получают в результате шести и более экспериментальных данных бурения в интервале пласта одинаковой буримости с последующей их аппроксимацией методом наименьших квадратов. Далее коэффициенты модели бурения подставляют в критерий «минимум стоимости метра проходки», содержащий выражение зависимости времени бурения t от осевой нагрузки на долото G, частоты его вращения n и расхода бурового раствора Q в виде полинома первой степени, и производят поиск минимума критерия методом штрафных функций. Полученные оптимальные параметры устанавливают на буровой установке и дальнейшее регулирование бурения производят на оптимальных уставках G, n и Q. Обновление модели производится через каждые 0,3 метра проходки. Одновременно рассчитывают время бурения до смены долота и по доверительному интервалу тренда механической скорости определяют границы пластов с одинаковой буримостью. Модель содержит параметры, представляющие геологию формации, окружающей ствол скважины. Система скважинного оборудования содержит измерительные приборы, расположенные над долотом на колонне бурильных труб. Измерения условий бурения содержат измерение по оценке параметров пласта. Автоматическая подстройка позволяет выполнять автоматическое оптимальное регулирование процесса углубления скважин, которое может быть использовано для прогнозирования оптимальных значений показателей работы долот при неоднородных по буримости пластах.

Недостатки: способ требует предварительного проведения факторного эксперимента для получения полиномиальной зависимости времени бурения от нагрузки на долото, частоты его вращения и расхода бурового раствора; при смене породы требует проведения нового факторного эксперимента.

Известен способ управления работой в скважине и система бурения скважины по патенту RU 2 244 117 С2, 10.09.2004.

Система предназначена для осуществления операций бурения скважины с использованием вычислительной модели процесса бурения, представляющей комбинированное влияние условий на забое скважины и работы колонны бурильных труб. Модель процесса бурения непрерывно обновляется результатами скважинных измерений, производимых в ходе операции бурения. На основе обновленной модели процесса бурения определяется набор оптимальных параметров бурения и передается в систему управления наземным оборудованием. Кроме того, система позволяет системе управления наземным оборудованием автоматически регулировать текущие установки управления наземным оборудованием на основе обновленных оптимальных параметров бурения. Вырабатываются и исполняются различные сценарии управления для передачи данных в систему управления наземным оборудованием на основе текущего режима бурения.

Недостатки: способ предусматривает построение в ходе работы в скважине адаптивной модели бурения, которая содержит параметры модели пластов и параметры бурильной колонны, но не содержит параметры гидравлической промывки скважины, вид модели математически не определен, способ не учитывает вибрацию бурильной колонны для определения оптимального режима бурения.

Известен патент RU 2 495 240 С1, 04.05.2012 Способ адаптивного управления процессом бурения скважин, взятый за прототип.

Способ включает построение модели процесса бурения, представляющей взаимодействие условий в забое скважины с долотом бурильной колонны и буровым раствором, получение множества результатов скважинных измерений условий бурения в ходе работы, обновление модели процесса бурения на основе результатов скважинных измерений условий бурения и рабочих данных наземного оборудования, принятых от системы управления наземным оборудованием, определение множества оптимальных параметров бурения на основе обновленной модели процесса бурения, передачу в систему управления наземным оборудованием данных об оптимальных параметрах бурения и многократное повторение операций получения, обновления, определения и передачи в ходе работы в скважине, при котором управление осуществляют по детерминированной модели процесса бурения υм=Kб·Gδ·nα-Qm, где υм - механическая скорость проходки, м/ч; Kб - размерный коэффициент буримости породы, представляющий модель пластов; G - осевая нагрузка на долото, Н; n - скорость вращения долота, об/мин; Q - расход бурового раствора, м3/с; δ, α, m - показатели степени при G, n, Q, при этом контроль достижения оптимума осуществляют по минимуму частоты вибрации бурильной колонны. Обновление модели производится подстройкой четырех величин - значений Kб, δ, α и m.

Недостаток: детерминированная модель бурения является степенной функцией, не имеет математического максимума в виде точки перегиба, т.е. рассчитываемые оптимальные параметры будут находиться на границе области определения функции.

Задачей изобретения является разработка способа оптимального адаптивного управления процессом бурения вертикальных нефтегазовых скважин с верхним приводом, роторным способом или с помощью гидравлического забойного двигателя.

Техническим результатом является увеличение точности оптимального управления режимом бурения и увеличение механической скорости проводки скважины за счет бурения на оптимальных режимах.

Технический результат достигается предложенным способом оптимального адаптивного управления процессом бурения скважин, при котором детерминированную модель процесса бурения, представляющую взаимодействие условий на забое скважины с долотом бурильной колонны и буровым раствором, постоянно обновляют через каждые 0,3 метра проходки на основе результатов скважинных измерений условий бурения и рабочих данных наземного оборудования, принятых от системы управления наземным оборудованием, осуществляют определение множества оптимальных параметров бурения на основе обновленной модели процесса бурения, передачу в систему управления наземным оборудованием данных об оптимальных параметрах бурения, бурение на них и многократное повторение операций получения, обновления, определения, передачи и бурения в ходе работы в скважине, причем управление осуществляют по детерминированной модели процесса бурения ,

где υм - механическая скорость проходки, м/ч; kб - размерный коэффициент буримости породы, представляющий модель пластов; G - осевая нагрузка на долото, Н; n - скорость вращения долота, об/мин; Q - расход бурового раствора, м3/с; bG - коэффициент формы функции υм=f(G). Модель имеет математический экстремум по параметру G, что позволяет рассчитывать оптимальную осевую нагрузку на долото при поддержании значений n и Q постоянными в течение рейса.

Способ предусматривает многократное обновление коэффициентов модели kб и bG по результатам скважинных измерений, расчет оптимальной осевой нагрузки на долото по критерию "максимум механической скорости", выполнение бурения на рассчитанных параметрах с контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны.

Перечень фигур графических изображений

Фигура 1 - Зависимость скорости проходки υм от нагрузки на долото G.

Управление производится по целевой функции

,

где υм - механическая скорость проходки, м/ч; kб - размерный коэффициент буримости породы, представляющий модель пластов; G - осевая нагрузка на долото, Н; n - скорость вращения долота, об/мин; Q - расход бурового раствора, м3/с; bG - коэффициент формы функции υм=f(G). Обновление модели производится подстройкой к условиям на забое параметрических коэффициентов kб, bG.

Контроль достижения оптимума производится по минимуму частоты вибраций бурильной колонны, определяемому датчиком вибрации.

Кривая функции (1) имеет точку перегиба (точку максимума) max (фиг.1), что позволяет определять оптимальное значение параметра Goпт при постоянных n и Q, заданных проектом на бурение или опытом бурильщика.

Способ оптимального адаптивного управления бурением реализуется следующим образом:

1. В начале бурения по модели (1) рассчитывается оптимальное значение Goпт при заданных проектом или опытом бурильщика n=const и Q=const для достижения максимума механической скорости υм=max;

2. Параметры Goпт., n и Q устанавливаются на буровом оборудовании и производится бурение в течение 0,3 метра проходки с одновременным контролем вибрации колонны труб. Значение G, при котором достигается минимум вибрации колонны fвибр min принимается за оптимальное;

3. Величина параметра управления Goпт, полученная в ходе бурения по каналу обратной связи, передается компьютеру;

4. Компьютер перерассчитывает значения коэффициентов kб и bG модели (1) для нового G, тем самым она адаптируется к реальным условиям на забое;

5. Для модели с новыми коэффициентами определяется максимум, новое Gопт устанавливается на буровой, с ним производится новое бурение и контроль уровня вибраций колонны в течение 0,3 метра проходки, и т.д.

Вторым вариантом оптимального управления механической скоростью является предварительный расчет для применяемого типа долота Goпт, n и Q для каждой породы из модели пластов с одинаковым kб и соответствующими им частотами fвибр min на стадии разработки проекта на строительство скважины.

Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения скважин, при котором осуществляют подстройку детерминированной модели процесса бурения, представляющей взаимодействие условий в забое скважины с долотом бурильной колонны и буровым раствором, получение через каждые 0,3 метра множества результатов скважинных измерений условий бурения в ходе работы в скважине, обновление модели процесса бурения на основе результатов скважинных измерений условий бурения и рабочих данных наземного оборудования, принятых от системы управления наземным оборудованием, осуществляют определение множества оптимальных параметров бурения на основе обновленной модели процесса бурения, передачу в систему управления наземным оборудованием данных об оптимальных параметрах бурения и многократное повторение операций получения, обновления, определения и передачи в ходе работы в скважине, отличающийся тем, что управление осуществляют по детерминированной модели процесса бурения вида , где υм - механическая скорость проходки, м/ч; kб - размерный коэффициент буримости породы, представляющий модель пластов; G - осевая нагрузка на долото, Н; n - скорость вращения долота, об/мин; Q - расход бурового раствора, м3/с; bG - коэффициент формы функции υм=f(G), модель имеет математический максимум по параметру G, что позволяет рассчитывать оптимальную осевую нагрузку на долото по критерию управления ″максимум механической скорости″ при поддержании значений n и Q постоянными в течение рейса, а достижение оптимума контролируется по минимуму вибрации бурильной колонны.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к определению оптимальных параметров для забойной операции. Техническим результатом является повышение эффективности управления забойной операцией.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимизации управления процессом бурения. Техническим результатом является повышение эффективности управления на основе реализации разработанной стратегии бурения, увеличение точности управления, компенсация автоколебаний бурильной колонны и как результат увеличение механической скорости проходки скважины.

Изобретение относится к способам и системам бурения скважины с автоматическим ответом на детектирование события. Техническим результатом является повышение эффективности бурения.

Группа изобретений относится к средствам управления давлением и потоком при буровых работах. Техническим результатом является повышение точности управления давлением в стволе скважины.

Изобретение относится к способу и системе калибровки коэффициента трения для операции бурения. Техническим результатом является повышение точности калибровки коэффициента трения.

Изобретение относится к горной технике с использованием вибрационных или колебательных средств. Техническим результатом является повышение эффективности производительности бурения различных по физико-механическим свойствам горных пород.

Изобретение относится к моделированию и приведению в действие барьеров безопасности. Техническим результатом является повышение безопасности буровой установки.

Изобретение относится к способу и устройству мониторинга погружного ударного бурения. Техническим результатом является оптимизации бурения.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом бурения. Техническим результатом является упрощение структуры системы управления, увеличение точности управления, оптимизация систем измерения, снижение вибраций бурильной колонны и как результат увеличение скорости проходки скважины.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом бурения. Техническим результатом является упрощение структуры системы управления, увеличение точности управления, оптимизация систем измерения, снижение вибраций бурильной колонны и как результат увеличение скорости проходки скважины.

Изобретение относится к области подземного направленного бурения, а более конкретно к системе наведения на цель при направленном бурении, устройству и связанному с ним способу. Устройство, используемое совместно с системой для выполнения горизонтально направленного бурения; система включает в себя бурильную колонну, вытянутую от буровой установки до бурового инструмента, так чтобы буровой инструмент управлялся на основании ориентации по крену. Система также включает в себя устройство для выработки команд управления для направления бурового инструмента на положение цели. В ответ, по меньшей мере частично, на указанные команды управления, дисплей выполнен с возможностью избирательного отображения команды поворота, команды толкания и командой вращения. Описан индикатор управления, который показывает текущую ориентацию по крену бурового инструмента. 3-D сетка может быть анимационной и отцентрированной на индикаторе управления или индикаторе цели. Округление отношения команд управления позволяет ограничить отображение лишь такими ориентациями по крену цели, которые может измерить и показать заданный измерительный преобразователь бурового инструмента. 5 н. и 25 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для прогнозирования операционных результатов операции бурения. По меньшей мере некоторыми из иллюстративных вариантов осуществления являются способы, включающие в себя сбор данных датчиков относительно соседних скважин и контекстных данных относительно соседних скважин и размещение данных датчиков и контекстных данных в хранилище данных, создание сокращенного набора данных посредством идентификации корреляции между данными в хранилище данных и операционным результатом в операции бурения, создание модели на основе сокращенного набора данных и прогнозирование операционного результата на основе модели. При этом контекстные данные относятся к аспектам бурения, которые не измеряются физическими датчиками, ассоциированными с операцией бурения. Технический результат - повышение достоверности прогнозирования операционных результатов операции бурения. 3 н. и 24 з.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к системе и способу прогнозирования риска в реальном времени во время буровых работ. Техническим результатом является повышение точности прогнозирования риска в реальном времени во время буровых работ. Система и способ прогнозирования риска в реальном времени во время буровых работ с использованием данных реального времени от незаконченной скважины, подготовленной толстослойной модели и подготовленной тонкослойной модели для каждого соответствующего слоя подготовленной толстослойной модели. Наряду с использованием систем и способов для прогнозирования риска в реальном времени возможно использование этих систем и способов также для мониторинга других незаконченных скважин и для статистического анализа длительности каждой степени риска в скважине, на которой выполняется мониторинг. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к бурению скважин шарошечными долотами и может быть применено для совершенствования условий бурения. Техническим результатом является получение коэффициентов трения вращательного и поступательного движений долота при взаимодействии его вооружения с горной породой забоя, т.е. системы «долото-забой». Результат достигается путем представления процессов, реализуемых в системе «долото-забой», преобразователями, характеризуемыми обобщенными параметрами - коэффициентами передачи: коэффициент передачи скоростей - мгновенной скорости бурения к окружной скорости переферии долота, коэффициент передачи объема разрушенной породы к расходу промывочной жидкости. Обратные величины этих коэффициентов определяют коэффициенты трения соответственно разрушения породы забоя и очистки его от разрушенной породы. Суммирование коэффициентов трения разрушения и очистки определяют коэффициент трения поступательного движения системы «долото-забой». Котангенс отношения коэффициента трения вращательного движения к коэффициенту трения поступательного движения определяет угол атаки вращения долота, который в свою очередь определяет шаг винтообразной кривой движения долота, что в свою очередь способствует увеличению механической скорости бурения. Практическое значение знания угла атаки - прогнозирование механической скорости бурения по выбираемым параметрам: диаметру долота, числу его оборотов, расходу промывочной жидкости. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к симуляторам забоя скважины и, более конкретно, к системе для симуляции задержанного давления в кольцевом пространстве и движения устья скважины во время сценариев события бурения на забое скважины. Техническим результатом является повышение точности определения увеличения задержанного давления в кольцевом пространстве. Способ для симуляции условий бурения вдоль ствола скважины содержит этапы, на которых определяют начальные температурное и барическое условие бурения ствола скважины, определяют конечное температурное и барическое условие бурения ствола скважины, определяют по меньшей мере одно из задержанного давления в кольцевом пространстве ствола скважины на основе начальных и конечных температурных и барических условий бурения и симулируют по меньшей мере одно из задержанного давления в кольцевом пространстве ствола скважины во время операции бурения. 4 н. и 19 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для контроля технического состояния скважин и оперативного изменения технологического режима их эксплуатации. Техническим результатом является повышение эффективности промышленной безопасности эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и снижение риска возникновения аварийных ситуаций. Способ включает: считывание данных с серверов автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) датчиками телеметрии и телемеханики, загрузку и хранение их в базе данных, конструкции скважин и результатов исследований скважин, конструкции газосборной сети, моделирование пластового давления в зонах расположения скважин с использованием гидродинамической модели месторождения или аппроксимационных моделей кустов скважин, которое осуществляют по данным планируемых и фактических отборов газа (по данным телеметрии), загрузку получаемых результатов в базу данных, которые используют для проведения адаптации модели системы внутрипромыслового сбора газа по фактическим данным эксплуатации, на основе которой оптимизируют параметры работы скважин и шлейфов, обеспечивая выполнение заданных целевых условий и соблюдение технологических ограничений, и, учитывая их, проводят установку указанных параметров методом ручного регулирования или с использованием средств телемеханики. АСУ ТП интегрируют с программным комплексом, который имеет в своем составе модели пластовой системы, системы внутрипромыслового сбора газа и численный алгоритм расчета технологического режима работы скважин, обеспечивающий определение оптимального распределения отборов по фонду скважин. АСУ ТП с помощью этого программного комплекса периодически, с шагом квантования, который задается с учетом истории эксплуатации промысла, проводит проверку совпадения фактических измеряемых параметров функционирования промысла с их расчетными значениями. В случае выявления расхождения при сравнении контролируемых параметров с их расчетными значениями на величину, превышающую предельно допустимые значения, АСУ ТП осуществляет регулирующие воздействия на промысел с одновременным запуском интегрированного программного комплекса. Используя его, АСУ ТП методом итераций приводит промысел в состояние, при котором разность фактических и расчетных значений параметров его эксплуатации укладывается в допустимые технологическими ограничениями пределы. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способу и системе уменьшения колебаний буровой колонны. Техническим результатом является устранение или значительное снижение скачкообразных колебаний в бурильной колонне. Способ и система для уменьшения или предотвращения, по меньшей мере, осевых или крутильных колебаний в бурильной колонне с буровым долотом, присоединенным к ее нижнему концу, и управляемой подъемным механизмом и вращающим механизмом, присоединенными к ее верхнему концу, при этом регулируемыми переменными являются вертикальная скорость и скорость вращения, а переменными отклика являются сила осевого натяжения и крутящий момент, отнесенные к верху бурильной колонны, причем данный способ содержит следующие шаги: i) выбирают по меньшей мере одну подлежащую регулированию колебательную моду бурильной колонны; ii) выполняют мониторинг регулируемой переменной и переменной отклика, релевантных для указанной колебательной моды; iii) определяют период колебаний указанной моды; iv) оценивают динамическую скорость бурового долота на основании релевантных переменных отклика указанной моды; v) определяют импульс скорости, способный генерировать колебания с амплитудой, по существу равной амплитуде указанной оценочной скорости долота; и vi) инициируют регулируемое без обратной связи изменение скорости посредством добавления указанного импульса скорости к задающей скорость команде оператора, когда амплитуда указанной оценки скорости долота превышает определенный пороговый уровень, а противофаза указанной оценки скорости долота соответствует фазе генерируемого импульсом колебания. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к скважинному оборудованию для бурения скважины в толще земных пород. Техническим результатом является уменьшение осцилляций прерывистого скольжения в скважинном оборудовании для бурения буровой скважины в толще земных пород. Скважинное оборудование моделируют посредством расчетной модели для компьютерного моделирования. Модель содержит элементы, отражающие определенное механическое и физическое поведение скважинного оборудования. В моделированном режиме прилипания скважинного оборудования значения физических величин загружены в элементы, причем эти значения описывают начальное состояние скважинного оборудования до перехода из режима прилипания в режим скольжения. На основании моделирования такого перехода получен временной отклик скоростей поворота системы привода и оборудования низа бурильной колонны скважинного оборудования и определено то нижнее предельное значение скорости поворота системы привода, для которого управляемая поворотная скорость оборудования низа бурильной колонны равна нулю. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 11 ил.

Данное изобретение относится к способу управления операцией бурения или резания, выполняемой кабельным инструментом в скважине, содержащему этапы: запуска операции бурения или резания в скважинном объекте, например в обсадной колонне или клапане; детектирования вибраций в корпусе инструмента, создаваемых в ходе операции бурения или резания в скважинном объекте, с использованием датчика вибрации, выполненного с возможностью передачи детектируемых вибраций; обработки сигнала вибрации от датчика вибрации для получения частотного спектра в реальном времени; сравнения этого частотного спектра с эталонным частотным спектром и управления операцией на основании упомянутого сравнения частотного спектра и характеристик частотного спектра. Изобретение также относится к кабельному инструменту для выполнения операции бурения или резания в скважине и осуществления способа согласно изобретению. Техническим результатом является определение правильности выбора нагрузки на долото и скорости вращения бурового долота и/или слежение за соответствием процесса бурения или резания плану и возникновением непредвиденных условий. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 5 ил.
Изобретение относится к бурению, а именно к способам контроля бурения скважин. Способ включает в себя бурение ствола скважины компоновкой бурильной колонны, состоящей из бурильных труб, долота, забойного двигателя, переводника, в котором расположен скважинный прибор, включающий в себя трехосевой датчик ускорения, и телеметрической системы, передающей информацию от скважинного прибора по беспроводному каналу связи на поверхность, при этом датчиком ускорения измеряется ускорение прибора по трем взаимно ортогональным осям, определяется средний темп повышенных ударных нагрузок по каждой из осей акселерометра и общее число превышений пороговых значений ускорения в процессе бурения, полученные значения кодируются и передаются телеметрической системой на поверхность, на основании полученных данных принимается решение о необходимости изменения режимов процесса бурения. В качестве беспроводного канала связи используют гидравлический, ультразвуковой или любой другой беспроводной канал связи. Применение способа позволяет получать полную информацию об условиях перемещения бурильной колонны и долота в процессе бурения наклонно-горизонтальных скважин. 2 з.п. ф-лы.
Наверх