СПОСОБ ОПТИМАЛЬНОГО АДАПТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
METHOD FOR OPTIMUM ADAPTIVE CONTROL OF WELL DRILLING PROCESS

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.
м
б
м
б
б
α
m
3
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 υ=K·Gδ·n-Q, где υ - механическая скорость проходки, м/ч; K - размерный коэффициент буримости породы, представляющий модель пластов; G - осевая нагрузка на долото, Н; n - скорость вращения долота, об/мин; Q - расход бурового раствора, м/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 K, 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 ,
м
б
G
м
3
где υ - механическая скорость проходки, м/ч; k - размерный коэффициент буримости породы, представляющий модель пластов; G - осевая нагрузка на долото, Н; n - скорость вращения долота, об/мин; Q - расход бурового раствора, м/с; b - коэффициент формы функции υ=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.
б
G
Способ предусматривает многократное обновление коэффициентов модели k и b 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
м
Фигура 1 - Зависимость скорости проходки υ от нагрузки на долото G.
Управление производится по целевой функции
,
м
б
G
м
б
G
3
где υ - механическая скорость проходки, м/ч; k - размерный коэффициент буримости породы, представляющий модель пластов; G - осевая нагрузка на долото, Н; n - скорость вращения долота, об/мин; Q - расход бурового раствора, м/с; b - коэффициент формы функции υ=f(G). Обновление модели производится подстройкой к условиям на забое параметрических коэффициентов k, b.
Контроль достижения оптимума производится по минимуму частоты вибраций бурильной колонны, определяемому датчиком вибрации.
oпт
Кривая функции (1) имеет точку перегиба (точку максимума) max (фиг.1), что позволяет определять оптимальное значение параметра G при постоянных n и Q, заданных проектом на бурение или опытом бурильщика.
Способ оптимального адаптивного управления бурением реализуется следующим образом:
oпт
м
1. В начале бурения по модели (1) рассчитывается оптимальное значение G при заданных проектом или опытом бурильщика n=const и Q=const для достижения максимума механической скорости υ=max;
oпт
вибр min
2. Параметры G., 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 f принимается за оптимальное;
oпт
3. Величина параметра управления G, полученная в ходе бурения по каналу обратной связи, передается компьютеру;
б
G
4. Компьютер перерассчитывает значения коэффициентов k и bмодели (1) для нового G, тем самым она адаптируется к реальным условиям на забое;
опт
5. Для модели с новыми коэффициентами определяется максимум, новое G устанавливается на буровой, с ним производится новое бурение и контроль уровня вибраций колонны в течение 0,3 метра проходки, и т.д.
oпт
б
вибр min
Вторым вариантом оптимального управления механической скоростью является предварительный расчет для применяемого типа долота G, n и Q для каждой породы из модели пластов с одинаковым k и соответствующими им частотами f на стадии разработки проекта на строительство скважины.