Способ оптимального адаптивного управления бурением и промывкой нефтегазовых скважин
METHOD OF OPTIMAL ADAPTIVE CONTROL OF DRILLING AND FLUSHING OF OIL AND GAS WELLS

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом.
Известен способ очистки наклонных и горизонтальных стволов скважин RU 2524228 C1, Е21В 21/08 (2006/01) от 23.04.2013, выбранный нами за прототип, включающий создание циркуляции бурового раствора прокачиванием его через бурильную колонну с переводником, установленным в начале горизонтального участка и содержащим полый корпус с радиальными каналами, выполненными в корпусе по углом 30-60° к его оси. При проходе через переводник поток бурового раствора разделяется на две части, одну часть выбрасывают через радиальные каналы в виде турбулентного потока, обеспечивающего вынос частиц шлама в вертикальный участок скважины, а другую часть бурового раствора направляют в виде ламинарного потока в горизонтальный участок скважины, при этом повышается качество очистки.
Недостаток: способ не учитывает объем выбуренной породы, который требуется вынести из скважины для качественной очистки ее забоя и ствола и не применим для промывки вертикальных скважин.
Известен способ оптимального адаптивного управления процессом бурения скважин (патент 2595027 RU С1, 20.08.2016), взятый за прототип.
м
б
-
G
м
б
G
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  где υ - механическая скорость проходки, м/ч; k коэффициент буримости породы; G - осевая нагрузка на долото, Н; n - скорость вращения долота, об/м; Q - расход бурового раствора на входе, м/с; b - коэффициент, определяющий форму кривой υ=f(G), при этом контроль достижения оптимума осуществляют по минимуму частоты вибрации бурильной колонны Обновление модели производится подстройкой двух величин - значений k и b.
Недостаток: способ предусматривает применение адаптивной модели бурения, по которой рассчитывают оптимальное значение режима бурения только одного параметра управления - осевой нагрузки на долото, при этом скорость его вращения и расход бурового раствора для удаления выбуренной породы принимаются за константы.
Задачей изобретения является усовершенствование способа адаптивного оптимального управления процессами бурения и промывки нефтегазовых скважин.
Техническим результатом является увеличение точности оптимального управления режимами бурения и промывки и увеличение механической скорости проводки скважины. Технический результат достигается предложенным способом адаптивного управления процессом бурения и промывки скважин, при котором осуществляют подстройку детерминированной модели процесса бурения и промывки, представляющей взаимодействие породы 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 оптимальных параметров бурения и промывки на основе обновленной модели процесса бурения и промывки, передачу в систему управления наземным оборудованием данных об оптимальных параметрах бурения и промывки и многократное повторение операций получения, обновления, определения и передачи в ходе работы скважины, отличающийся тем, что управление осуществляют по детерминированной модели процесса бурения и промывки
м
б
n
G
м
c
п
м
3
3
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, b - коэффициенты формы функции υ=f(G,n) по параметрам G,n; d - диаметр скважины, м; ρ - плотность породы, Н/м; s - коэффициент, который составляет 0,01-0,03 - допустимое содержание породы в буровом растворе; ρ - плотность бурового раствора, Н/м. Модель бурения (1) имеет математический экстремум по параметрам G и n, что позволяет рассчитывать оптимальные осевую нагрузку на долото и скорость вращения долота, а модель промывки (2) по механической скорости бурения υ определяет объем выбуренной породы и необходимый для его удаления из скважины оптимальный расход бурового раствора.
Управление производится по целевой функции
м
где υ - механическая скорость проходки, м/ч;
б
k - размерный коэффициент буримости породы;
G - осевая нагрузка на долото, Н;
n - скорость вращения долота, об/мин;
3
- расход бурового раствора, м/с
n
G
м
b, b - коэффициенты формы функции υ=f(G,n) по параметрам G,n;
Способ оптимального адаптивного управления бурением реализуется следующим образом:
1 В начале бурения по заданным проектом данным на буровой устанавливают параметры режима бурения - нагрузка на долото G, скорость его вращения n, расход бурового раствора Q и производят разбуривание забоя на глубину 0,3 м;
м
опт
2 Полученное в ходе бурения значение механической скорости υ измеряют и по ее величине согласно уравнению модели промывки (2) рассчитывают выбуренный объем породы и оптимальное для его удаления из скважины значение Q;
опт
м
6
n
G
3 По имеющимся величинам G, n, Q и υ методом наименьших квадратов (или другим методом регрессионного анализа) рассчитывают значения коэффициентов k, b, b уравнения модели бурения (1), тем самым модель адаптируется к реальным условиям на забое, т.е. к проходимой долотом породе;
опт
опт
4 Для модели бурения с полученными коэффициентами методом наискорейшего спуска (или другим методом математического программирования) определяют максимум функции (1) и оптимальные значения G и n для его достижения.
опт
опт
опт
5 Оптимальные значения G, n и Q устанавливают на буровой, с ними производят новое бурение 0,3 метра проходки, измеряют полученную скорость бурения, перерассчитывают расход раствора по уравнению промывки (2), коэффициенты модели бурения (1) и и т.д.