RU2001240C1 - Способ регулировани плотности бурового раствора - Google Patents

Description

тивление Гидравлическое сопротивление складываетс  из посто нной и переменной составл ющих. Посто нна  составл юща : гидравлическое сопротивление турбины долота и разворота буровой жидкости в скважине на 180° Переменное гидравлическое сопротивление зависит в основном от глубины скважины и определ етс  по известным формулам Эта величина от датчика 1 измерени  глубины скважины и другие составл ющие гидравлического сопротивлени  ввод тс  в вычислительный элемент 2. Вычислительный элемент 3 определ ет знак дифференциального давлени . В случае, когда РПХ - Рп - Ргп(Н) РВЫХ дифференциальное давление имеет положительный знак, при Рвх - Рпр - Ргп(Н) - Роых дифференциальное давление равно нулю либо имеет отрицательный знак. Абсолютное значение (как положительное, так и отрицательное) определ етс  скоажинным датчиком давлени  7. При этом передача информации осуществл етс  одним из известных способов: по колонне буровых труб, по жидкости или по проводам, если в качестве привода бурового инструмента примен етс  электрический двигатель На элементе 6 выработки корректирующего сигнала происходит сравнение текущего значени  дифференциального давлени  РдТ, измеренного датчиком 7, устанавливаемого в скважине, с заданным значением дифференциального давлени  Рдз. Рдз определ етс  дл  каждого месторождени  нефти или газа индивидуально, оно должно иметь отрицательный знак и незначительно (1-3 МПа) отличатьс  от нул  Корректирующий сигнал поступает на элемент 8 выработки заданного значени  плотности Рзад. Реализаци  такого элемента не представл ет трудности, т.к. дифференциальное давление и его приращение измен етс  пропорционально в зависимости от гидростатического давлени  столба жидкости в скважине, которое, в свою очередь , пропорционально зависит от плотности бурового раствора.

Заданна  плотность /9 ззд сравниваетс  с текущим значением плотности на элементе сравнени  9, который вырабатывает сигнал рассогласовани  Ар . Этот сигнал поступает на схему упоавлени  12 центрифугой 13, запараллеленной со схемой очистки 11 бурового раствора, либо блоком ввода ут желител  14. При превышении пластового давлени  (или газовых про влени х) текущее значение дифференциального ДЭРЛР- ни  РдТ в зоне бурового инструмента падает Информаци  об этом от датчика дав лени  7 подаетс  на элемент 6 выработки корректирующего сигнала, где происходит сравнение Рдт с Рдз, определение прираще ни  дифференциального давлени  Рд и v гоч- нение его знака (в случае, когда система не

успола среагировать на резкое повышение пластового давлени ).

Корректирующий сигнал с выхода элемента 6 подаетс  на вход элемента 8 выработки заданного значени  плотности, где

происходит приращение заданного значени  плотности С выхода элемента 8 откорректированное значение плотности поступает на элемент сравнени  9, где происходит сравнение текущего значени  плотности уОт, измер емой датчиком 10. с заданным р Зад и выраЬотка сигнала рассог- пасовани  A/J, поступающего на схему уп- рлзлени  12 центрифугой 13 Увеличение плотности можно обеспечить также введением в циркул ционную систему бурового раствора ут желител . В этом случае сигнал управлени  от элемента 12 подаетс  на блок ут желител  14. С первом случае уменьшают обороты ротора центрифуги 13 (либо отключ а ют полностью), что приводит к уменьшению котичества выдел емого мелкодисперсного шлама и соответственно к повышению плотности бурового раствора. При увеличении отрицательного значени  дифференциального давлени  процесс корректировки заданного значени  плотности повтор етс  аналогично изложенному лишь с той разницей, что в итоге заданную плотность /Ojafl уменьшают, а скорость центрифуги увеличивают.

Таким образом, корректировка заданной плотности бурового раствора в зависимости от величины и знака дифференциального давлени  в скважине

позвол ет повысить эффективность регулировани  текущего значени  плотности, что в конечном итоге предупреждает возникновение аваоийных ситуаций и увеличивает скорость бурени .

(56) Сафиуллин М.Н. и др. Строительстро нефт ных скважин в Западной Сибири М ВНИИОЭНГ, 1987, с. 35-36.

Claims (1)

1. Формула изобретени 

   СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПЛОТНОСТИ БУРОВОГО

   РАСТВОРА, включающий измерение текущего значени  плотности бурового раствора в циркул ционной системе, сравнение этого ТЯЛЧРЦИЯ с заданным и в зависимости от оп текущего значени  плотности or зад-i..itoro изменени  соотношени  гзсч ДОй и жидкой фаз в буровом растворе, от,к чающийс  тем, что, с целью повышени  -эффективности регулировани , до из менсни  соотношени  твердой и жидкой фаз в буровом растворе определ ют дифференциальное давление в скважине и хьр,актируют неличину заданной плотности в зависимости от величины и знака дифференциального давлени , причем знак дифференциального давлени  определ ют из услови 

   fV-1 н ,,. « РВЫХгде РВХ - давление бурового раствора в нагнетательной линии, МПз,

   Рп - посто нна  составл юща  гидравлических потерь, МПа; Ргп (Н) - переменна  составл юща  гидравлических потерь, МПа; Рвых - давление бурового раствора в выходной линии, МПа