RU2642590C1 - Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин по трем режимным параметрам - Google Patents
Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин по трем режимным параметрам Download PDFInfo
- Publication number
- RU2642590C1 RU2642590C1 RU2017111737A RU2017111737A RU2642590C1 RU 2642590 C1 RU2642590 C1 RU 2642590C1 RU 2017111737 A RU2017111737 A RU 2017111737A RU 2017111737 A RU2017111737 A RU 2017111737A RU 2642590 C1 RU2642590 C1 RU 2642590C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- optimal
- parameters
- bit
- model
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 75
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 title claims description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 10
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 3
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 abstract description 2
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06G—ANALOGUE COMPUTERS
- G06G7/00—Devices in which the computing operation is performed by varying electric or magnetic quantities
- G06G7/48—Analogue computers for specific processes, systems or devices, e.g. simulators
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
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 оптимизации управления по математической модели с тремя регулируемыми параметрами и контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны. Технический результат достигается способом оперативного оптимального управления процессом бурения скважин, при котором осуществляют адаптацию детерминированной модели дробно-степенного вида с тремя параметрами управления к условиям на забое изменением ее коэффициентов, вычислении оптимальных нагрузок на долото, скорости вращения долота, расхода бурового раствора 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 скорости бурения, расчет оптимальных параметров управления по критерию "максимум механической скорости", выполнение бурения на рассчитанных параметрах с контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны. 1 ил.
Description
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; полином первой степени может не обеспечить требуемую точность моделирования; рассчитанный оптимальный режим бурения не подтверждается при практическом бурении учетом минимума вибрации бурильной колонны.
Известен способ оптимизации процесса бурения по патенту RU 2588053, Е21В 44/00 от 27.05.2016, техническим результатом которого 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. Предложен способ оптимизации процесса бурения, при котором осуществляется регулирование осевой нагрузки и угловой скорости вала привода в зависимости от расчетной стратегии бурения с компенсацией автоколебаний бурильной колонны на промежуточных этапах стратегии бурения по динамическому приращению крутящего момента.
Недостатки: управление ведется по двум режимным параметрам - осевой нагрузке на долото и угловой скорости вала привода, величина расхода раствора для удаления выбуренной породы не учитывается; применяются наземные, а не скважинные (наддолотные) приборы для нагрузки на долото и скорости его вращения; расчетная оптимальная стратегия бурения не подтверждается при практическом бурении учетом минимума вибрации бурильной колонны.
Известен способ оптимального адаптивного управления процессом бурения скважин (патент 2595027 RU С1, 20.08.2016).
Изобретение относится к области управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является оптимизация механического бурения по осевой нагрузке на долото. Технический результат достигается способом оптимального адаптивного управления процессом бурения, при котором осуществляют адаптацию детерминированной модели дробно-степенного вида к условиям на забое изменением ее коэффициентов, вычисление оптимальной осевой нагрузки и бурение скважины на оптимальных режимах, достижение которых контролируется 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.
Недостаток: способ предусматривает применение адаптивной модели бурения, по которой рассчитывается оптимальное значение режима бурения только одного параметра управления - осевой нагрузки на долото, при этом скорость его вращения и расход бурового раствора для удаления буренной породы не оптимизируются.
Задачей изобретения является разработка способа адаптивного оптимального управления процессом бурения 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 оптимизации управления по математической модели с тремя регулируемыми параметрами и контролем достижения оптимума по минимуму вибраций бурильной колонны. Технический результат достигается предложенным способом адаптивного управления процессом бурения скважин, при котором детерминированную модель процесса бурения, представляющую 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 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 скважины, отличающимся тем, что управление осуществляют по детерминированной модели процесса бурения как функции не одного, а трех оптимизируемых параметров управления
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; bn, bG, bQ - коэффициенты формы функции υм=f(G, n, Q) по параметрам G, n, Q. Модель имеет математический экстремум по параметрам G, n и Q, что позволяет рассчитывать оптимальные осевую нагрузку на долото, скорость вращения долота и расход бурового раствора.
Способ предусматривает многократное обновление коэффициентов модели kб, bn, bG, bQ по результатам скважинных измерений, расчет оптимальных нагрузок на долото, скорости вращения долота и расхода бурового раствора по критерию "максимум механической скорости", выполнение бурения на рассчитанных параметрах с контролем достижения оптимума по минимуму вибрации бурильной колонны, определяемому датчиком вибрации.
Перечень фигур графических изображений
На фиг. 1 представлена зависимость скорости механического бурения от нагрузки на долото, скорости его вращения, расхода бурового раствора.
Управление производится по целевой функции
где υм - механическая скорость проходки, м/ч;
kб - размерный коэффициент буримости породы;
G - осевая нагрузка на долото, Н;
n - скорость вращения долота, об/мин;
Q - расход бурового раствора, м3/с;
bn, bG, bQ - коэффициенты формы функции υм=f(G, n, Q) по параметрам G, n, Q.
Способ оптимального адаптивного управления бурением реализуется следующим образом:
1. В начале бурения по заданным проектом данным (или из опыта бурильщика) по модели (1) рассчитываются оптимальные значения Gопт, nопт и Qопт для достижения максимума механической скорости υм=max.
2. Оптимальные параметры Gопт, nопт и Qопт устанавливаются на буровом оборудовании и производится бурение 0,3 м проходки с одновременным контролем вибрации колонны труб. Параметры G, n, Q, при которых достигается минимум вибрации колонны fвибр min, принимаются за оптимальные.
3. Полученное в ходе бурения значение механической скорости υм измеряется и по каналу обратной связи передается компьютеру.
4. Компьютер перерассчитывает значения коэффициентов kб, bn, bG, bQ модели (1), тем самым модель адаптируется к реальным условиям на забое.
5. Для модели с новыми коэффициентами определяется максимум функции (1), новые Gопт, nопт и Qопт устанавливаются на буровой, с ними производится новое бурение 0,3 метра проходки с измерением полученной скорости бурения и контролем уровня вибраций колонны и т.д.
Вторым вариантом оптимального управления механической скоростью является предварительный расчет для применяемого типа долота Gопт, nопт и Qопт для каждой породы из модели пластов с одинаковыми kб, bn, bG, bQ и соответствующими им частотами fвибр min на стадии разработки проекта на строительство скважины.
Claims (3)
- Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин по трем режимным параметрам, при котором осуществляют корректировку под забой модели процесса бурения, представляющей взаимодействие породы на забое скважины с работой долота и бурового раствора, получение через каждые 0,3 м результатов скважинных измерений условий бурения в ходе работы долота на забое - механической скорости проходки, обновление модели бурения на основе скважинных измерений условий бурения и рабочих данных наземного оборудования, принятых от системы управления наземным оборудованием, определение 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 скважины, отличающийся тем, что 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; bn, bG, bQ - коэффициенты формы функции υм=f(G, n, Q) по параметрам G, n, Q, модель имеет математический максимум по параметрам G, n, Q, что позволяет рассчитывать оптимальные нагрузку на долото, скорость его вращения и расход бурового раствора по критерию "максимум механической скорости", а достижение оптимума контролируется по минимуму частоты вибрации бурильной колонны.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017111737A RU2642590C1 (ru) | 2017-04-06 | 2017-04-06 | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин по трем режимным параметрам |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017111737A RU2642590C1 (ru) | 2017-04-06 | 2017-04-06 | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин по трем режимным параметрам |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2642590C1 true RU2642590C1 (ru) | 2018-01-25 |
Family
ID=61023940
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017111737A RU2642590C1 (ru) | 2017-04-06 | 2017-04-06 | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин по трем режимным параметрам |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2642590C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2709851C1 (ru) * | 2019-04-16 | 2019-12-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ оптимального адаптивного управления бурением и промывкой нефтегазовых скважин |
| CN114856540A (zh) * | 2022-05-11 | 2022-08-05 | 西南石油大学 | 一种基于在线学习的水平井机械钻速随钻预测方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU819313A1 (ru) * | 1979-05-07 | 1981-04-07 | Центральная Научно-Исследовательскаялаборатория Производственного Орденатрудового Красного Знамени Объединения"Оренбургнефть" | Способ оптимизации и регулировани РЕжиМОВ буРЕНи СКВАжиН |
| US4794534A (en) * | 1985-08-08 | 1988-12-27 | Amoco Corporation | Method of drilling a well utilizing predictive simulation with real time data |
| RU2029859C1 (ru) * | 1991-06-17 | 1995-02-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Бурение, технология и контроль скважин" | Способ управления режимом работы забойного гидравлического двигателя при бурении скважин и устройство для его осуществления |
| RU2244117C2 (ru) * | 2002-03-06 | 2005-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Способ управления работой в скважине и система бурения скважины |
| RU67635U1 (ru) * | 2007-05-17 | 2007-10-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин - "траектория" |
| RU2495240C1 (ru) * | 2012-05-04 | 2013-10-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Способ адаптивного управления процессом бурения скважин |
| RU2595027C1 (ru) * | 2015-07-24 | 2016-08-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения скважин |
-
2017
- 2017-04-06 RU RU2017111737A patent/RU2642590C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU819313A1 (ru) * | 1979-05-07 | 1981-04-07 | Центральная Научно-Исследовательскаялаборатория Производственного Орденатрудового Красного Знамени Объединения"Оренбургнефть" | Способ оптимизации и регулировани РЕжиМОВ буРЕНи СКВАжиН |
| US4794534A (en) * | 1985-08-08 | 1988-12-27 | Amoco Corporation | Method of drilling a well utilizing predictive simulation with real time data |
| RU2029859C1 (ru) * | 1991-06-17 | 1995-02-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Бурение, технология и контроль скважин" | Способ управления режимом работы забойного гидравлического двигателя при бурении скважин и устройство для его осуществления |
| RU2244117C2 (ru) * | 2002-03-06 | 2005-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Способ управления работой в скважине и система бурения скважины |
| RU67635U1 (ru) * | 2007-05-17 | 2007-10-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Автоматизированная система управления проводкой наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин - "траектория" |
| RU2495240C1 (ru) * | 2012-05-04 | 2013-10-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Способ адаптивного управления процессом бурения скважин |
| RU2595027C1 (ru) * | 2015-07-24 | 2016-08-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения скважин |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2709851C1 (ru) * | 2019-04-16 | 2019-12-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ оптимального адаптивного управления бурением и промывкой нефтегазовых скважин |
| CN114856540A (zh) * | 2022-05-11 | 2022-08-05 | 西南石油大学 | 一种基于在线学习的水平井机械钻速随钻预测方法 |
| CN114856540B (zh) * | 2022-05-11 | 2024-05-28 | 西南石油大学 | 一种基于在线学习的水平井机械钻速随钻预测方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2572093C2 (ru) | Оптимизированное бурение | |
| RU2642898C2 (ru) | Автоматизация бурения скважин с использованием профиля энергии и формы ствола скважины | |
| CN102979500B (zh) | 控制用于在地下地层中形成开孔的钻柱的钻井方向的方法 | |
| CN101305159B (zh) | 钻井和从地下岩层生产油气的方法 | |
| US8939234B2 (en) | Systems and methods for improving drilling efficiency | |
| CN106437513A (zh) | 一种复杂结构井减摩阻及动力钻具工具面调整方法 | |
| RU2495240C1 (ru) | Способ адаптивного управления процессом бурения скважин | |
| SA520412253B1 (ar) | طريقة لقياس معامل أداء تأرجح عزم الدوران السطحي | |
| US20180334897A1 (en) | Drilling control based on brittleness index correlation | |
| RU2688652C2 (ru) | Способы эксплуатации скважинного бурового оборудования на основе условий в стволе скважины | |
| US20190257153A1 (en) | System and method for mitigating torsional vibrations | |
| RU2595027C1 (ru) | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения скважин | |
| US20170204720A1 (en) | Adjusting survey points post-casing for improved wear estimation | |
| RU2642590C1 (ru) | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин по трем режимным параметрам | |
| US11111771B2 (en) | Methods of drilling a wellbore within a subsurface region and drilling control systems that perform the methods | |
| RU2244117C2 (ru) | Способ управления работой в скважине и система бурения скважины | |
| US20200355061A1 (en) | Comprehensive structural health monitoring method for bottom hole assembly | |
| RU2709851C1 (ru) | Способ оптимального адаптивного управления бурением и промывкой нефтегазовых скважин | |
| CN116151101A (zh) | 一种水平井钻井参数优化图版建立方法 | |
| RU2798233C1 (ru) | Способ оперативного оптимального управления процессом бурения нефтегазовых скважин | |
| Sanderson et al. | Field application of a real-time well-site drilling advisory system in the permian basin | |
| Chernyi | The problems of automation technological process of drilling oil and gas wells | |
| RU2569659C1 (ru) | Способ управления процессом бурения и система для его осуществления | |
| RU2790633C1 (ru) | Система автоматизированного управления процессом бурения скважин | |
| US10801306B2 (en) | Method and a system for optimising energy usage at a drilling arrangement |