Повышение эффективности информационно-измерительных систем в раннем обнаружении осложнений при бурении нефтяных и газовых скважин

Тенишев, Владислав Маратович

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности информационно-измерительных систем в раннем обнаружении осложнений при бурении нефтяных и газовых скважин"

На правах рукописи

Тенишев Владислав Маратович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ В РАННЕМ ОБНАРУЖЕНИИ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Специальность 25 00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2005

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина.

Научный руководитель:

Доктор технических наук, профессор А.З. Левицкий Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор Н. В. Соловьев

Кандидат технических наук А.С. Бронзов

Ведущее предприятие:

ЗАО Московское специальное конструкторское бюро геофизического приборостроения и информатики "Ореол"

Защита диссертационной работы состоится

часов в аудитории ¥на заседании диссертационного совета Д.212.200.08 в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, ГСП-1, В-296, Ленинский проспект, 65.

¿У« ¿¿¿¿1*1 200_^года, в

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан

¿Л. " 00 4

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

Б.Е. Сомов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Бурение скважин является одной из капиталоемких подотраслей ТЭК страны, на которую приходится до 40% от всех капиталовложений ТЭК. Доля затрат на ликвидацию осложнений в балансе календарного времени бурения скважин может быть весьма значительной и в основном определяется сложностью горногеологических условий бурения. В среднем на борьбу с осложнениями в глубоком бурении затрачивается 20-25 % календарного времени.

Одним из резервов дальнейшего роста производительности ведения буровых работ является сокращение потерь рабочего времени на ликвидацию осложнений и их последствий. Хорошо известен тот факт, что ликвидировать осложнение значительно проще на ранней стадии его развития. Одно возникшее осложнение нередко влечет за собой другое, что усложняет задачу их ликвидации. Неликвидированное осложнение может стать причиной аварии. Так, неосвобождаемый прихват бурового инструмента может быть результатом незамеченных своевременно затяжек или посадок, открытый фонтан - флюи-допроявлений и поглощений бурового раствора и т.д.

Основной причиной возникновения осложнений является недостаточно хорошо изученные горно-геологические условия ведения буровых работ и поэтому неполностью учтенные при составлении технического проекта. Развитие многих осложнений может быть предупреждено, а процесс бурения скважины нормализован с минимальными потерями рабочего времени своевременным проведением предусмотренных техническим проектом, для соответствующего вида осложнения, мероприятий. Поэтому в тех условиях, где полностью предупредить осложнения невозможно, необходимо обеспечить надежное их распознавание на начальном этапе развития.

Одним из наиболее перспективных направлений в решении задач раннего распознавания осложнений является использование станций геолого-технологического контроля, обеспечивающее контроль и диагностирование изменения текущей ситуации в скважине. Серьезной задачей является привлечение современных средств обработки текущей информации и компьютерных технологий для оперативного контроля ситуаций в скважине в процессе бурения с целью своевременного обнаружения нарушений нормального процесса проводки скважины. Повышение надежности и достоверности используемых алгоритмов является ключевым звеном в решении задачи распознавания осложнений на ранней стадии развития с применением станций геолого-технологического контроля.

Целью настоящей работы является разработка алгоритмов обработки данных текущего контроля регистрируемых параметров при бурении скважин на нефть и газ, позволяющих повысить эффективность информационно-измерительных систем в раннем обнаружении осложнений.

Для достижения этой цели были поставлены следующие основные задачи:

1. Анализ уровня технического оснащения современных станций геолого-технологического контроля и их программного обеспечения. Оценка эффективности их использования для решения задач раннего распознавания осложнений.

2. Анализ существующих алгоритмов, предназначенных для распознавания осложнений.

3. Разработка алгоритмов раннего распознавания осложнений при бурении скважин на нефть и газ.

4. Проверка разработанных алгоритмов распознавания осложнений с использованием промыслового материала.

5. Разработка устройства, позволяющего производить раннее распознавание проявлений и поглощений при проведении СПО в условиях "сифона", путем обеспечения сбора и возврата в скважину теряемой промывочной жидкости.

Научная новизна.

1. На основе анализа различных методов, применяемых при обработке временных рядов контролируемых параметров с целью оперативного контроля ситуаций в скважине и обнаружения осложнений, как наиболее эффективный, выделен эвристический метод. Он позволяет повысить достоверность раннего выявления осложнений и расширить область применения ранней диагностики. Для практической реализации разработан алгоритм распознавания основных видов осложнений с использованием эвристического метода.

2. Показана необходимость корректировки во время бурения граничных значений регистрируемых параметров, соответствующих нормальным условиям бурения. Разрабо- -тан способ определения и корректировки интервалов значений контролируемых при бурении параметров, соответствующих отсутствию осложнений. .

3. Разработан метод определения информационных весов признаков, используемых при распознавании осложнений. Использование информационной значимости признаков, полученных с применением данного метода, позволяет производить раннее обнаружение нескольких одновременно развивающихся осложнений разных видов (например: проявление и затяжка бурильной колонны).

4. Обоснован необходимый минимальный комплекс измеряемых на поверхности параметров для обеспечения раннего распознавания осложнений при бурении скважин на нефть и газ.

5. Создан комплекс компьютерных программ, включающий:

программу распознавания осложнений;

программу расчета информационных весов регистрируемых параметров, используемых для распознавания осложнений при бурении скважин на нефть и газ.

Практическая значимость работы.

Разработан алгоритм раннего обнаружения осложнений с применением информационно-измерительных систем при бурении скважин на нефть и газ. Алгоритм распознавания осложнений был одобрен и использован компанией СКБ "Ореол", выпускающей станции геолого-техногогического контроля "СГТ-микро".

Разработано и защищено авторским свидетельством устройство для предотвращения разбрызгивания жидкости при подъеме бурильной колонны из скважины. Использование этого устройства позволяет значительно снизить потери бурового раствора и решить ряд задач, среди которых раннее распознавание проявлений и поглощений бурового раствора при подъеме бурильной колонны в условиях "сифона".

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 3 международном семинаре "Горизонтальные скважины" (Москва, 2000г.); научном совете ведущего предприятия СКБ "Ореол" (Москва, 2002г); заседаниях кафедры "Бурение нефтяных и газовых скважин" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Москва, 1999-2002 гг., 2004г.).

Публикации.

По теме диссертационной работы опубликовано 7 работ (в том числе 2 методических пособия и 4 статьи). Получено 1 авторское свидетельство.

Объем и структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и выводов. Работа изложена на 142 страницах машинописного текста, содержит 24 рисунка. 27 таблиц, список литературы из 144 наименований.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.т.н., проф. Левицкому А.З., зав. кафедрой д.т.н., проф. Ангелопуло O.K., сотрудникам кафедры: д.т.н., проф. Крылову В.И., д.т.н., проф. Леонову Е.Г., к.т.н, доц. Ведищеву И.А. и всему дружному коллективу кафедры за помощь в выполнении работы и подготовке ее к защите.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Введение. Обосновывается актуальность темы диссертации, сформулированы цели и задачи исследования, освещается научная новизна и практическая ценность основных результатов работы.

В первом разделе работы проведен анализ уровня комплектации современных станций геолого-технологического контроля (ГТК) процесса строительства скважин измерительным оборудованием, средствами регистрации и обработки поступающих данных в процессе бурения скважин. Рассмотрены алгоритмы, назначением которых является прогнозирование и распознавание осложнений, возникающих при бурении скважин на нефть и газ. На основе анализа развития технического оснащения и возможностей станций ГТК были выделены четыре основных этапа их развития. На современном этапе развития отечественных станций ГТК происходит расширение возможностей станций за счет внедрения геонавигационных систем и повышения эффективности использования вычислительной техники в области анализа контролируемых при бурении параметров.

В настоящее время на территории РФ производится несколько различных станций ГТК, среди которых: "СГТ-микро" (ЗАО Московское СКБ "Ореол"); "Сириус" (ОАО "ИМС"); 'ТЕОТЕСТ-5" (ОАО НПФ "Геофизика"); "ГЕОТЕК" ("ГЕО-ТЕХНОЛОГИЯ"); АМТ-100 и АМТ-121 (ЗАО "АМТ"), "МЕГА-АМТ" (ЗАО "Новосибирское ОКБ ГП") и др. Выпускаемые станции удовлетворительно укомплектованы наземным измерительным оборудованием и средствами обработки и регистрации поступающей информации. В табл. 1 приведены основные контролируемые параметры отечественными станциями ГТК и диапазоны их измерения (для большинства параметров погрешность измерения не превышает 1,5%). Однако не все выпускаемые на территории РФ станции способны распознавать осложнения при бурении скважин, т.к. не имеют необходимого для этого программного обеспечения. Этот факт значительно ограничивает эффективность использования таких станций, сводя их применение к функции сбора и графической, более эргономичной, интерпретации регистрируемых на поверхности параметров с возможностью их передачи на расстояние.

Вопросу разработки алгоритмов распознавания осложнений при бурении скважин посвящены работы многих исследователей, среди которых: Мирзаджанзаде А.Х., Само-той А.К., Аветисов А.Г., Булатов А.И., Ахмадуллин М.М., Крылов В.И., Леонов Е.Г., Макарян А.С., Степанов Н.В., Кипунов Г.Н., Белоконь С.В., Алиев ТА, Мамедов Ш.И., Свенсон Б. В., Мюрей П. Ж., Кравец М.З., Миронов В.П., Рожанский Э.Л. и другие.

Таблица 1. Контролируемые параметры современными отечественными станциями ГТК

Контролируемые параметры Диапазон измерения

1 Нагрузка на крюк, кН 0-5000

2 Нагрузка на долото, кН 0-500

3 Крутящий момент на роторе, кНм 0-60

4 Крутящий момент на машинном ключе, кНм 0-60

5 Реактивный момент турбины (измеряется на роторном столе), кН м 0-10

6 Давление на входе, МПа 0-40

7 Расход БР на входе, л/с (вычисленный) 0-100

8 Расход БР на входе, л/с (измеренный) 0-100

9 Изменение расхода БР на выходе, % 0-99

10 Обороты ротора, об/мин 0-300

11 Число двойных ходов насоса, ход/мин 0-200

12 Положение талевого блока, м 0-60

13 Подача инструмента, м 0-99,9

14 Глубина забоя, м 0-9999

15 Положение долота, м 0-9999

16 Время бурения 1 м проходки, мин/м 0-1000

17 Мех скорость проходки, м/час 0-200

18 Скорость СПО, м/с 0-50

19 Время бурения долотом, мин 0-999999

20 Проходка на долото, м 0-999

21 Плотность БР, кг/м3 800-2550

22 Уровень БР (ультразвуковой), м 0,5-2,5

23 Изменение объема БР, м'1 -100+100

24 Скорость изменения объема БР, мЗ/мин 0-100

25 Температура БР на выходе, С° 0-100

26 Температура БР на входе, Си 0-100

27 Суммарное содержание горючих газов в БР, % об 0-100

Примечание данные, приведенные в таблице, взяты из технического описания станций "СГТ-микро" и "Сириус" и могут несколько отличаться в зависимости от типа и комплектации станций

Анализ алгоритмов распознавания осложнений при бурении показал, что наиболее эффективным в решении проблемы раннего выявления изменения ситуации в скважине является эвристический метод распознавания образов. В результате детального изучения существующих методов распознавания осложнений, основанных на эвристическом методе, был выявлен ряд недостатков, приводящих в некоторых случаях к неверному распознаванию. На основании проведенного анализа была определена цель и сформулированы задачи дальнейших исследований.

Во втором разделе рассмотрены основные виды осложнений и характер изменения значений контролируемых параметров при их возникновении. Обоснован комплекс осложнений, возникающих при бурении скважин на нефть и газ, распознавание которых возможно на основе анализа контролируемых параметров современными отечественны-

ми станциями ГТК. Сформулированный комплекс включает 12 видов осложнений и 4 дополнительные ситуации. К ним относятся: проявление ранее вскрытого пласта; проявление вскрываемого пласта; проявление при СПО; газовая пачка в стволе скважины; выход газовой пачки на поверхность; частичное поглощение; полное поглощение; поглощение при СПО; затяжка колонны; посадка колонны; прихват колонны; нарушение устойчивости ствола скважины; неисправность насоса; промыв бурильной колонны; слом бурильной колонны; подклинки долота.

Обоснован необходимый комплекс контролируемых на поверхности параметров для обеспечения раннего распознавания осложнений при бурении. В состав этого комплекса входят следующие параметры: плотность бурового раствора на выходе из скважины и в приемных емкостях буровых насосов; механическая скорость бурения; глубина скважины по стволу; текущая длина бурильной колонны; давление нагнетания бурового раствора; расход бурового раствора на входе в скважину (измеренный непосредственно в нагнетательном манифольде); расход бурового раствора на выходе из скважины; уровни во всех рабочих емкостях циркуляционной системы и доливной емкости; содержание газа в буровом растворе на выходе из скважины; температура бурового раствора на выходе из скважины; вес на крюке; положение клиньев ротора; момент на роторе; частота вращения ротора; число двойных ходов поршней насосов в минуту.

Кроме датчиков измерения указанных параметров станции могут комплектоваться дополнительными измерительными средствами для обеспечения контроля технологических операций или измерения специфических параметров.

Третий раздел посвящен разработке алгоритма распознавания осложнений с использованием станции ГТК при бурении скважин на нефть и газ. Алгоритм основан на эвристическом методе распознавания образов.

При распознавании образа (образ - объект, явление или процесс, над которым будет осуществлена операция распознавания или классификации) используется определенный набор признаков, значения которых позволяют сделать вывод о близости распознаваемого образа к эталонным. Комплекс эталонных образов, сформулированный в предыдущем разделе, включает 12 видов осложнений и 4 дополнительные ситуации. Возможные при распознавании образы Я, и соответствующие для них значения признаков удобно представить в виде эталонной таблицы или матрицы Т\п, т], где: п - число столбцов, в которых указываются признаки системы; т - число строк, соответствующих возможным образам. Каждый эталонный образ представляет собой последовательность элементов

а1р являющихся значением ]'-ЫX признаков в г-М образе. Признаки могут принимать свои значения из некоторого множества. Элементами этого множества может служить конечное множество целых чисел {1,2, ..., к}, отражающих качественное изменение соответствующего признаку контролируемого параметра. Вывод о качественном изменении некоторого признака делается на основе сравнения его количественных значений с соответствующими для него граничными условиями.

Сформирован комплекс признаков, используемых для распознавания каждого выделенного образа, и определены их значения для каждого образа. Комплекс признаков и их значения для каждого образа представлены в табл. 2.

В состав комплекса признаков входят: р - давление нагнетания; (7; - нагрузка на крюке, свойственная затяжкам и посадкам; - нагрузка на крюке, свойственная прихватам; бз - нагрузка на крюке, свойственная обрыву бурильной колонны; Gg -нагрузка на крюке в допустимом по ГТН интервале; к - определяет текущую ситуацию как бурение или СПО; К-положение клиньев роторного стола; -поток на входе в скважину;

-поток на выходе из скважины; - дифференциальный расход промывочной жидкости; Уц - объем бурового раствора при бурении скважины; Успо - объем бурового раствора при проведении СПО; Г- содержание газа в буровом растворе; Г- температура бурового раствора на выходе из скважины; - механическая скорость бурения; плотность бурового раствора на выходе из скважины; М- среднее значение момента на роторе; А - амплитуда крутящего момента на роторе; Д^ - разница значений расхода бурового раствора на входе в скважину, определенных расчетным путем и измеренного на стояке.

Показана необходимость корректировки уставок, соответствующих нормальным значениям, некоторых контролируемых параметров в процессе бурения. Использование "жестких" уставок, как предлагалось ранее, вызывает ошибки при распознавании. К таким параметрам в частности относятся следующие: механическая скорость бурения; сумма объема раствора в доливной и приемных емкостях; плотность бурового раствора на выходе из скважины; давление нагнетания; момент на роторе; нагрузка на крюке.

Таблица 2. Эвристическая таблица распознавания осложнений.

Ситуация Р о, ъ Сз Сь к К 0,ьых £?Ж<ф УБ Уаю Г т и Рвых М А Ад

1. Проявление ранее вскрытого пласта. 2 1 3 3 2

2. Проявление вскрываемого пласта. 2 1 3 3 3

3. Проявление при СПО. 1 3

4. Газовая пачка в стволе скважины. 1 2 1 2 2 2 2 2

5. Выход газовой пачки на поверхность. 1 2 1 2 3 2 1 2

6. Частичное поглощение. 1 2 2 2 3 1

7. Полное поглощение. 1 2 2 1 3 1

8. Поглощение при СПО. 1 1

9. Потеря устойчивости ствола скважины. 3 2 3

10. Затяжка колонны. 3 2

11. Прихват колонны. 3 3

12. Посадка колонны. 1 1 2

13. Подклинки долота. 2 2 2 3

14. Неисправность насоса. 3

15. Промыв бурильной колонны. 1 2 2 1 1

16. Слом бурильной колонны. 1 2

В таблице приняты следующие обозначения: 1- отклонение параметра от нормы в сторону уменьшения; 2- параметр находится в норме;

3- отклонение параметра от нормы в сторону увеличения.

Разработан способ расчета и корректировки уставок контролируемых параметров. Регистрируемые параметры и соответствующие им признаки распознавания можно разделить на три группы по способу определения граничных значений. Одному и тому же регистрируемому параметру могут соответствовать различные признаки распознавания, характеризующие изменение значений данного параметра при различных видах осложнений. Поэтому один и тот же параметр может относиться к различным группам.

Группа I. К этой группе относятся параметры, регистрируемые значения которых за все время бурения на определенном интервале при нормальных условиях бурения имеют нормальный закон распределения с определенным математическим ожиданием и дисперсией, обусловленной случайными процессами и точностью измерительных приборов.

Для расчета граничных значений нужно обработать временной ряд числовых значений данного параметра, зарегистрированный при бурении в аналогичных условиях при отсутствии каких-либо осложнений. Определив математическое ожидание и среднеквад-ратическое отклонение зарегистрированных значений, можно найти граничные значения рассматриваемого параметра.

Верхнее и нижнее граничное значение рассчитывается по формулам:

где - математическое ожидание; - среднеквадратическое отклонение.

К параметрам этой группы относятся: дифференциальный расход бурового раствора; газосодержание; разница значений расхода бурового раствора на входе в скважину определенных расчетным и измерительным способами.

Группа II. К этой группе относятся параметры, на регистрируемые значения которых оказывают влияние некоторые неслучайные факторы (параметры и продолжительность бурения). Регистрируемые значения не подчиняются нормальному закону распределения и принятие жестких уставок для таких параметров недопустимо. Функции граничных значений таких параметров имеют вид:

где _ДУ/,У,),...УП) - функциональная зависимость параметра Xот факторов У/,У.>,... К,„ определенная по эмпирическим данным; - среднеквадратическое отклонение регистрируемых значений параметра Xот расчетных по функции Х=/[¥,,¥;,...¥„), характерное текущим условиям бурения.

(1) (2)

(3)

(4)

К параметрам этой группы относятся: механическая скорость бурения; объем бурового раствора в ЦС; момент на роторе; давление нагнетания.

Группа III. К этой группе относятся параметры, граничные значения для которых должны корректироваться исходя из специфических особенностей распознаваемых ситуаций.

К параметрам этой группы относятся: механическая скорость бурения; расход бурового раствора на входе и на выходе из скважины; объем бурового раствора в ЦС; температура и плотность БР на выходе из скважины; амплитуда момента на роторе; вес на крюке; положение клиньев роторного стола.

Рассмотрим принятые модели граничных значений некоторых параметров.

Механическая скорость бурения. Для этого параметра приняты модели граничных условий вида:

= ко; (5)

v»„ = K0- (6)

где - установленная модель бурения с учетом износа долота; - среднеквад-ратическое отклонение фактических значений механической скорости бурения от соответствующих им значений, рассчитанных по функции v(t).

О 00 -1-1-1-1-1-1-1-1-1—

0 100 200 300 400 500 600 700 600 900

Время бурения, мин.

Рис. 1 Изменение механической скорости бурения и граничных значений во времени. На рис.1 показан пример изменения механической скорости бурения во времени, модель бурения (линия 1) и рассчитанные граничные значения (линии 2 и 3), соответственно для диагностирования аномального снижения и повышения механической скоро-

ста бурения. В данном случае причиной аномального снижения механической скорости бурения явился износ долота. Модель бурения в этом примере имеет вид:

где V - механическая скорость бурения, м/ч; / - время, мин.

Объем БР. Снижение объема промывочной жидкости при бурении хорошо описывается функцией от времени. Для коррекции граничных значений объема промывочной жидкости были приняты следующие модели:

Утя=У«)-Зчт; (8)

1,

(9)

где F(t) - расчетное значение объема раствора, полученное с использованием зависимости объема промывочной жидкости (ПЖ) от продолжительности бурения, м3; а среднеквадратическое отклонение фактических значений объема бурового раствора от рассчитанных по модели при нормальных условиях бурения.

Для диагностирования проявлений и поглощений при проведении СПО модели (8) и (9) заменяются на следующие:

где - суммарный объем раствора в приемных и доливной емкостях, полу-

ченный расчетным путем с учетом извлекаемого или спускаемого объема металла бу-.3.

рильной колонны, - среднеквадратическое отклонение, используемое для распо-

знавания поглощений при бурении; - длина бурильной колонны, спущенной или поднятой из скважины, м; х - коэффициент потерь раствора на 1 метр поднятой колонны, вызванных смачиванием поверхности бурильной колонны раствором (обычно при подъеме находится в интервале х =0,0001-0,0005 и при спуске равен 0), м3.

Крутящий момент на роторе. Регистрируемые значения момента на роторе при нормальных условиях бурения имеют зависимость от нагрузки на долото. Приняты следующие модели граничных условий:

М„рт=М(С) + 3-аЛ,; (12)

М„^=М(0-Ъ-аи, (13)

где: Ы(О)- установленная модель момента от нагрузки на долото; - средне-квадратическое отклонение значений фактических замеров момента, используемых для определения Ы(О), и соответствующих им значений, рассчитанных по функции Ы(О).

9,0

г

7> 111ТИЙ^

2

5,5

О

50

100

150

Нагрузка на долото, кН.

Рис. 2. Граничные значения момента на роторе.

На рис.2 представлен пример регистрации значений момента на роторе при бурении и построены кривые граничных значений с использованием функций (12) и (13).

Нагрузка на крюке. Этот параметр используется для определения значений нескольких признаков, используемых при распознавании.

Для распознавания затяжек и посадок при СПО предложены модели граничных условий вида:

где С7„(!£А) - вес на крюке при нормальных условиях подъема для текущей длины бурильной колонны, кН; - вес на крюке при нормальных условиях спуска колонны, кН; а и Ь - константы, определяемые с использованием зарегистрированных значений веса на крюке при спуске бурильной колонны в обсаженном интервале. Для распознавания прихвата:

где: - максимально допустимая нагрузка на крюке исходя из грузоподъемности буровой установки; - минимальная нагрузка на крюке в результате которой достигается максимально допустимое усилие в верхнем интервале какой-либо секции, составляющей бурильную колонну.

Для распознавания обрыва бурильной колонны:

0^=С„(1БК) + а-1п[0„(ЬБк)] + Ь-

(14)

(15)

(16)

= СЛЛ - Б,

(И)

где - вес на крюке при текущей длине бурильной колонны без разгрузки на забой, кН; СтА-„и- - вес КНБК.

Плотность ПЖ. Для оценки изменения плотности в результате влияния процессов, происходящих в скважине (поступление пластового флюида), принята модель нижнего граничного значения плотности ПЖ на выходе из скважины вида:

Рмш~Р„ (18)

где - плотность контролируемой на выходе из скважины промывочной жидкости в тот момент, когда она находилась в приемных емкостях буровых насосов, перед закачкой в скважину (определяется исходя из регистрируемых замеров плотности на входе в скважину и времени циркуляции раствора по скважине при заданной подаче буровых насосов).

Разработан метод распределения информационных весов признаков, используемых для распознавания осложнений при бурении. Для всех эталонных образов (в данном случае эталонными образами являются выбранные выше осложнения) выделяется одинаковое информационное пространство, равное 1, которое делится на три части (рис.3).

а 6 в

Рис. 3. Разделение информационного пространства Все признаки (компоненты вектора состояния образа), участвующие в распознавании, для каждого выбранного осложнения делятся на три категории: а - основные признаки, обеспечивающие межклассовое распознавание; б - решающие второстепенные признаки, используемые для распознавания в классе и не оказывающие влияния на межклассовое распознавание; в - дополнительные второстепенные, не принимающие участия как в межклассовом, так и внутриклассовом распознавании, а используемые лишь для повышения достоверности распознавания. Информационные веса распределяются таким образом, что сумма весов основных признаков каждого из распознаваемых осложнений равна минимальному значению для принятия решения или больше его (при отсутствии второстепенных признаков). Для предотвращения влияния второстепенных компонент ставится условие, что сумма их информационных весов должна быть меньше информационного веса любого из основных компонент. Аналогичным образом распределяются информационные веса среди решающих и дополнительных второстепенных признаков.

Выбрать минимальное значение для принятия решения можно из неравенства вида:

где п - максимальное количество основных признаков используемых для распознавания каждого выбранного осложнения; £„,,„- минимальное граничное значение, позволяющее сделать вывод о принадлежности распознаваемого состояния объекта выбранным классам осложнений.

Информационные веса основных признаков распознавания для каждого осложнения задаются исходя из следующих двух условий: 1) их сумма должна быть равной (при условии наличия второстепенных признаков) или 1 (при их отсутствии); 2) информационный вес любого из основных признаков должен быть больше разницы 1-<?т1П. Следовательно:

при наличии второстепенных признаков:

при отсутствии второстепенных признаков:

где: /," - информационный вес I - го основного признака осложнения; п - количество основных признаков, используемых при распознавании данного осложнения; минимальное граничное значение для принятия решения.

Информационные веса решающих второстепенных признаков распознавания для каждого осложнения можно определить исходя из следующих условий: при наличии дополнительных второстепенных признаков:

при отсутствии дополнительных второстепенных признаков:

где: /у - информационный вес у - го решающего признака осложнения; т- количество решающих признаков среди второстепенных для данного осложнения.

Информационные веса остальных дополнительных второстепенных компонент, не принимающих участия как в межклассовом, так и внутриклассовом распознавании, а используемые лишь для повышения достоверности распознавания, распределяются по мере их значимости и оставшегося информационного пространства. При этом способ ранжирования их информационных весов не играет никакой роли, так как эти компоненты не оказывают влияния на принятие решения при распознавании. Компонентам векторов эталонных состояний, значения которых не меняются при развитии соответствующих ситуаций и не влияют на принятие решения при межклассовом и внутриклассовом распознавании, информационные веса задаются равными нулю.

В табл. 3 приведены информационные веса признаков, используемых при распознавании, рассчитанные с помощью данного метода. Минимальное пороговое значение для принятия решения было определено равным 0,85.

Разработанный алгоритм распознавания осложнений при бурении скважин на нефть и газ состоит из четырех этапов.

Этап 1. Формирование вектора состояния (определение значений комплекса признаков) распознаваемого образа на основе сравнения текущих значений регистрируемых параметров с граничными значениями, рассчитанными по принятым моделям.

Этап 2. Определение мер близости распознаваемого образа к эталонным:

¿(S.S,)^*, ■<?(</„ *>,). (24)

где - мера близости распознаваемого и эталонного

..., а„) образов; п - количество признаков, используемых при распознавании; kt - информационный вес i-го признака j—го эталонного состояния; S(a,, ¿»)- дельта-функция, равная 1 при о, = и нулю при а:3=Ъг

Этап 3. Межклассовое распознавание:

L(S,S4)>Smm, (25)

где: - минимальное значение, необходимое для принятия решения о соответствии распознаваемого S эталонному Sq.

Этап 4. Внутриклассовое распознавание:

где MAX, |i(5, -максимальное значение меры близости всех ситуаций класса i.

Таблица 3. Информационные веса признаков, используемых при распознавании.

Ситуация Р с, с2 С} Сь к К 6«. в.ых УБ Успо Г т V Рных м А Ад

1. Проявление ранее вскрытого пласта. 0,4 0,03 0,45 0,03 0,09

2. Проявление вскрываемого пласта. 0,4 0,03 0,45 0,03 0,09

3. Проявление при СПО. 0,5 0,5

4. Газовая пачка в стволе скважины. 0,17 0,17 0,02 0,17 0,07 0,17 0,06 0,17

5. Выход газовой пачки на поверхность. 0,17 0,17 0,02 0,17 0,07 0,17 0,06 0,17

6. Частичное поглощение. 0,03 0,28 0,28 0,09 0,03 0,29

7. Полное поглощение. 0,03 0,28 0,28 0,09 0,03 0,29

8. Поглощение при СПО. 0,5 0,5

9. Потеря устойчивости ствола скважины. 0,33 0,33 0,34

10. Затяжка колонны. 0,85 0,15

11. Прихват колонны. 0,85 0,15

12. Посадка колонны. 0,4 0,3 0,3

13. Подклинки долота. 0,25 5,25 0,25 0.25

14. Неисправность насоса. 1

15. Промыв бурильной колонны. 0,22 0,22 0,22 0,22 0,12

16. Слом бурильной колонны. 0,5 0,5

Все эталонные образы были распределены на 12 классов по принципу: каждый класс состоит из ситуаций, близких по характеру изменения значений признаков, но одновременное появление этих ситуаций либо мало вероятно, либо нельзя однозначно сделать вывод о том, какая из данных ситуаций имеет место быть. Из любого класса может быть распознан текущей ситуацией лишь один эталонный образ при условии, что его мера близости равна или больше минимального значения для принятия решения, и эта мера близости является максимальной для всех образов, слагающих данный класс. При этом не исключается возможность распознавания нескольких осложнений, входящих в различные классы, при условии, что соответствующие им меры близости равны или больше минимального значения, необходимого для принятия решения.

На рис.4 показана блок-схема разработанного алгоритма распознавания осложнений с использованием станции ГТИ при бурении скважин на нефть и газ.

ввод функций граничных знатен)

счшывание 1екуи*сх параметров и их запись в БД

определение зютошй

компонент вектора тающего состояния

М

определешге пршадпежност тающего состояния к классу I

Рис. 4 Блок-схема распознавания осложнений при бурении скважин

В четвертом разделе приведена конструкция устройства, использование которого позволяет производить распознавание проявлений и поглощений при проведении СПО в условиях "сифона" путем обеспечения сбора и возврата в скважину теряемой промывочной жидкости. Устройство разработано Тенишевым В.М. совместно с проф. Леоновым Е.Г.

При проведении СПО вероятность появления осложнений, связанных с поступлением пластового флюида в скважину и поглощениями ПЖ, значительно повышается. Причиной этого является изменение давления в скважине вследствие гидродинамических процессов, вызванных перемещением бурильной колонны. На территории России имеются месторождения, где пластовый флюид содержит до 25-30% сероводорода, пластовые давления достигают ЮОМПа и выше, а проектная глубина скважин - до 7000м. В таких условиях предотвращение проявлений при СПО является одной из главных задач. Однако диагностирование поступления пластового флюида в скважину во время СПО является более затруднительной задачей, чем диагностирование во время бурения. Проблема диагностирования поступления пластового флюида в скважину связана с тем, что при определенных условиях происходит потеря некоторого объема бурового раствора вследствие слива промывочной жидкости из поднятой свечи во время ее отвинчивания и отсоединения от колонны (в практике такое явление называется "сифоном"). Подсчет объема теряемого раствора является затруднительным и на практике, как правило, не производится. Согласно действующим "Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности" Госгортехнадзора России при разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 мЗ подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений. Однако в некоторых случаях при проведении СПО объем теряемого раствора достигает 15 м3 и более, что делает невозможным диагностирование проявлений на начальном этапе развития. Легко подсчитать, что в случае поступления газа на глубине 6000 м при пластовом давлении 80 МПа и температуре 150° С, его объем увеличится в сотни раз во время транспортировки на поверхность, что может вызвать открытый фонтан, а содержание сероводорода в поступившем газе может привести к гибели бурового персонала.

Анализ существующих средств предотвращения разбрызгивания ПЖ при СПО позволил выделить два принципиально разных типа конструкций устройств данного назначения. Но эти устройства не позволяют полностью решить проблемы, связанные с "сифоном". С учетом недостатков этих устройств было разработано устройство принципиально новой конструкции, использование которого позволяет решить следующие задачи:

1) предупредить осложнения, обеспечивая возврат буровой жидкости в скважину;

2) обеспечить возможность раннего распознавания проявлений и поглощений при подъеме колонны за счет максимального уменьшения потерь раствора;

3) позволяет с высокой точностью рассчитывать необходимый объем доливаемого в скважину раствора и определять текущее положение уровня раствора в скважине;

4) повысить безопасность труда при СПО;

5) уменьшить загрязнение окружающей среды в процессе проведения СПО;

6) уменьшить стоимость скважины за счет экономии реагентов.

На предложенную конструкцию устройства получено авторское свидетельство ЯИ 21803 И1 7 Е 21 В 41/00.

В пятом разделе рассмотрены примеры распознавания осложнений по фактическим данным. Для этого с использованием разработанного алгоритма были обработаны временные ряды контролируемых при бурении параметров, зарегистрированные во время появления таких осложнений, как: поглощение ПЖ, затяжка бурильной колонны; прихват бурильной колонны; проявление. Все осложнения были распознаны верно.

Для сравнения произведено распознавание этих же ситуаций с помощью ранее предлагаемого способа. На основе сравнения распознавания осложнений разными методами можно сделать заключение о повышении точности разработанного метода в области распознавания осложнений на ранней стадии их развития, достигнутом в результате устранения ряда недостатков, присущих ранее предлагаемым методам.

Использование предлагаемого алгоритма может оказаться весьма эффективным при строительстве разведочных скважин, когда геологический разрез остается малоизученным.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ.

1. Результаты оценки эффективности использования современных станций геолого-технологического контроля показали, что выпускаемые станции реализуют свои возможности в области распознавания осложнений не в полном объеме и требуется дальнейшее развитие этого направления.

2. В результате анализа существующих алгоритмов, применяемых при обработке временных рядов контролируемых параметров с целью оперативного контроля ситуаций в скважине и обнаружения осложнений, как наиболее эффективный выделен эвристический метод. В то же время существующие методы распознавания осложнений, ос-

нованные на эвристическом методе, имеют ряд недостатков, приводящих к ошибкам при распознавании. К этим недостаткам относятся:

• неверное распределение информационных весов компонент векторов состояний (признаков);

• отсутствие автоматической корректировки диапазона значений контролируемых параметров, соответствующих нормальному процессу бурения;

• алгоритмы построены таким образом, что исключается возможность распознавания нескольких одновременно развивающихся осложнений разного вида;

• используемые функции близости при распознавании ситуаций в некоторых случаях приводят к изменению информационного вклада признаков, используемых при распознавании.

3. На основе анализа распознавания осложнений по контролю регистрируемых на поверхности параметров сформирован комплекс осложнений, автоматическое распознавание которых возможно с использованием станции ГТК. Выделенный комплекс осложнений является более полным, чем предлагалось ранее при использовании эвристического метода для распознавания осложнений. К числу дополненных осложнений относятся: проявление при СПО; газовая пачка в стволе скважины; выход газовой пачки на поверхность; поглощение при СПО; затяжка колонны; посадка колонны.

4. Обоснован минимальный комплекс контролируемых параметров для обеспечения информационного сопровождения процесса строительства скважины с точки зрения распознавания осложнений на ранней стадии их развития.

5. Показано, что интервалы значений некоторых регистрируемых параметров, соответствующих нормальным условиям бурения, не могут быть постоянными, и требуется их автоматическая корректировка. К таким параметрам относятся: механическая скорость бурения, объем бурового раствора в циркуляционной системе, плотность бурового раствора на выходе из скважины, давление нагнетания, крутящий момент на роторе, нагрузка на крюке.

6. Разработан способ, позволяющий обоснованно выбирать и корректировать интервалы граничных значений регистрируемых на поверхности параметров, соответствующих нормальным условиям бурения для каждого признака, используемого при распознавании.

7. Разработан метод распределения информационных весов признаков, используемых в распознавании осложнений при бурении скважин. Применение матрицы информационных весов, полученной с использованием данного метода, позволяет производить распознавание нескольких одновременно развивающихся осложнений.

8. Разработана новая конструкция устройства для предотвращения разбрызгивания промывочной жидкости при подъеме трубной колонны в условиях "сифона". Использование этого устройства позволяет значительно снизить потери бурового раствора и решить ряд задач, среди которых раннее распознавание проявлений и поглощений бурового раствора при подъеме бурильной колонны в условиях "сифона". Конструкция устройства защищена авторским свидетельством ЯИ 21803 Ш 7 Е 21 В 41/00.

9. Создан комплекс компьютерных программ, включающий:

• программу для распознавания осложнений и аварий по анализу значений компонент векторов состояний;

• программу расчета информационных весов компонент векторов состояний по разработанному методу.

10. Проведена проверка разработанного алгоритма распознавания осложнений на основе временных рядов зарегистрированных параметров при развитии таких осложнений, как проявление, поглощение, затяжка и прихват бурильной колонны. Проверка разработанного алгоритма показала высокую эффективность предлагаемого метода распознавания.

По теме диссертации опубликованы следующие печатные работы:

1. Левицкий А.З., Командровский В.Г., Тенишев В.М. Компьютерные и информационные технологии в решении задач оперативного управления бурением. Методическое руководство. 42. Информационные и компьютерные технологии в контролировании и коррекции траектории наклонно направленной скважины. М.:РГУ нефти и газа, 2000.

2. Левицкий А.З., Тенишев В.М. К расчету и построению пространственного профиля наклонно направленной скважины на участке коррекции её траектории. НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. -М.:ВНИИОЭНГ, 2001 №12 , с. 3-6.

3. Левицкий А.З., Тенишев В.М. Расчет пространственного профиля направляющего участка горизонтальной скважины для вскрытия продуктивного пласта по заданной

траектории. Тез. докл. третьего международного семинара "Горизонтальные скважины". М: Изд-во Нефть и газ, 2000.

4. Левицкий А.З., Тенишев В.М., Командровский В.Г. Компьютерные и информационные технологии в решении задач оперативного управления бурением. Методическое руководство. 43. Информационные и компьютерные технологии в обработке первичных данных с целью предупреждения, ранней диагностики и ликвидации осложнений. М.:РГУ нефти и газа, 2001.

5. Тенишев В.М. К вопросу повышения достоверности диагностирования проявлений в процессе бурения с использованием станций ГТИ. НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. -М.:ВНИИОЭНГ, 2001 №12, с. 10-14.

6. Тенишев В.М. Контроль состояния шарошечного долота по показаниям моментомера. НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. -М.:ВНИИОЭНГ, 2002 №5, с. 13-17.

7. Тенишев В.М., Леонов Е.Г. Новое устройство для предотвращения разбрызгивания бурового раствора при СПО. НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. -М.:ВНИИОЭНГ, 2002 № , с. 19-21.

8. Тенишев В.М., Леонов Е.Г. Устройство для предотвращения разбрызгивания жидкости при подъеме трубной колонны из скважины. Свидетельство на полезную модель ЯИ 21803 И1 7Е21 В 41/00.

es. оо

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Тенишев, Владислав Маратович

Введение.

1 Анализ технических средств и алгоритмов, используемых для распознавания осложнений при бурении скважин на нефть и газ.

1.1 Этапы развития отечественных станций геологотехнологического контроля в процессе бурения скважин.

1.2 Станции геолого-технологического контроля процесса бурения скважин, выпускаемые на территории РФ в настоящее время.

1.3 Станции геолого-технологического контроля, выпускаемые за рубежом.

1.4 Алгоритмы, предназначенные для распознавания осложнений при бурении скважин на нефть и газ.

1.5 Выводы и постановка задачи.

2 Выделение комплекса осложнений, распознавание которых возможно в автоматическом режиме по анализу регистрируемых на поверхности параметров.

2.1 Флюидопроявления.

2.1.1 Признаки флюидопроявления.

2.1.2 Выделение осложнений, связанных с поступлением пластового флюида, и выбор комплекса контролируемых параметров для их распознавания.

2.2 Поглощение бурового раствора при бурении скважин.

2.2.1 Признаки поглощения промывочного раствора.

2.2.2 Выделение осложнений, связанных с поглощением промывочной жидкости, и выбор комплекса контролируемых параметров для их распознавания.

2.3 Прихваты бурильной колонны.

2.3.1 Причины прихватов.

2.3.2 Выделение осложнений, связанных с потерей подвижности или затруднением при перемещении бурильной колонны, и выбор комплекса контролируемых параметров для их распознавания.

2.4 Потеря устойчивости ствола скважины.

2.4.1 Выделение осложнений, связанных с потерей устойчивости ствола скважины, и выбор комплекса контролируемых параметров для их распознавания.

2.5 Прочие ситуации, распознавание которых необходимо для предотвращения ошибочного диагностирования выделенных осложнений.

2.6 Выводы.

3 Разработка алгоритма автоматического распознавания осложнений при бурении скважин.

3.1 Алгоритм принятия решения.

3.2 Выделение комплекса признаков распознавания. Способы и особенности определения их значений по анализу регистрируемых на поверхности параметров.

3.3 Эвристическая таблица.

3.4 Выбор информационных весов.

3.5 Выводы.

4 Новое устройство, позволяющее производить ранее распознание проявлений и поглощений при проведении СПО в условиях "сифона".

4.1 Выводы.

5 Примеры распознавания осложнений по фактическим данным.

5.1 Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности информационно-измерительных систем в раннем обнаружении осложнений при бурении нефтяных и газовых скважин"

Актуальность работы. Бурение скважин является одной из капиталоемких подотраслей ТЭК страны, на которую приходится до 40% от всех капиталовложений ТЭК. Доля затрат на ликвидацию осложнений в балансе календарного времени бурения скважин может быть весьма значительной и в основном определяется сложностью горно-геологических условий бурения. В среднем на борьбу с осложнениями в глубоком бурении затрачивается 20-25 % календарного времени.

Одним из резервов дальнейшего роста производительности ведения буровых работ является сокращение потерь рабочего времени на ликвидацию осложнений и их последствий. Хорошо известен тот факт, что ликвидировать осложнение значительно проще на ранней стадии его развития. Одно возникшее осложнение нередко влечет за собой другое, что значительно усложняет задачу их ликвидации. Неликвидированное осложнение может стать причиной аварии. Так, неосвобождаемый прихват бурового инструмента может быть результатом незамеченных своевременно затяжек или посадок, открытый фонтан - флюидопроявлений и поглощений бурового раствора и т.д.