RU2807455C1 - Method for setting operation of throttle in drilling system with adjustable pressure - Google Patents
Method for setting operation of throttle in drilling system with adjustable pressure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2807455C1 RU2807455C1 RU2022127516A RU2022127516A RU2807455C1 RU 2807455 C1 RU2807455 C1 RU 2807455C1 RU 2022127516 A RU2022127516 A RU 2022127516A RU 2022127516 A RU2022127516 A RU 2022127516A RU 2807455 C1 RU2807455 C1 RU 2807455C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- throttle
- well
- fluid
- partial
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеField of technology to which the invention relates
Изобретение относится к области устройств управления потоком (управляемых дросселей "choke"), используемых при бурении скважин. Точнее, изобретение относится к управляемым дросселям, используемым во время операций бурения для контроля давления в затрубном пространстве скважины. The invention relates to the field of flow control devices (controlled choke) used when drilling wells. More specifically, the invention relates to controllable chokes used during drilling operations to control annulus pressure in a well.
Уровень техникиState of the art
Бурение с регулируемым давлением используется для поддержания давления бурового раствора в затрубном пространстве буровой скважины (в пространстве между вскрытым пластом и «колонной» бурового инструмента) в диапазоне между давлением флюидов вскрытого пласта (поровым давлением) и давлением механического разрушения вскрытого пласта (давлением разрыва пласта). Разность между указанными давлениями известна как окно давлений, иногда его называют «окном бурения», и оно представляет диапазон давлений, в пределах которого в скважину не поступают пластовые флюиды или поступают в незначительном количестве, и отсутствуют потери бурового раствора во вскрытом пласте или имеют место в незначительном количестве. Хотя обычно используются утяжеленные буровые растворы (плотность которых увеличена по сравнению с простой водой и/или нефтью для оказания более высокого давления), другие факторы, включая трение текучей среды, вращение труб и противодавление на устье, вносят свой вклад в результирующее давление флюида, действующее на вскрытые пласты. Если точно не регулировать вышеприведенные переменные, то это может приводить к потере управления скважиной, включая случайное поступление пластовых флюидов в ствол скважины или утечку дорогостоящего бурового раствора в пласт. Как следствие, если позволять давлению флюидов выходить за пределы окна бурения, то это может существенно увеличивать расходы на бурение и подвергать буровую установку и персонал опасным условиям, потенциально включая фонтанирование (неконтролируемое поступление флюидов в скважину).Managed pressure drilling is used to maintain the drilling fluid pressure in the borehole annulus (the space between the exposed formation and the drill string) within a range between the formation fluid pressure (pore pressure) and the mechanical failure pressure of the exposed formation (fracturing pressure). . The difference between these pressures is known as the pressure window, sometimes called the "drilling window", and it represents the range of pressures within which little or no formation fluids enter the well and there is no or no loss of drilling fluid in the exposed formation. a small amount. Although weighted drilling fluids (which have increased density compared to plain water and/or oil to exert higher pressures) are commonly used, other factors including fluid friction, pipe rotation, and wellhead back pressure contribute to the resulting fluid pressure acting to exposed layers. Failure to accurately control the above variables can result in loss of well control, including accidental flow of formation fluids into the wellbore or loss of expensive drilling fluid into the formation. As a result, allowing fluid pressures to extend beyond the drilling window can significantly increase drilling costs and expose the rig and personnel to hazardous conditions, potentially including blowouts (the uncontrolled flow of fluids into the well).
В системах бурения с регулируемым давлением (БРД) осуществляется герметизация кольцевого пространства, окружающего бурильную колонну, для всех операций, включая вращательные и спускоподъемные операции, и совершенствуется способность оборудования буровой установки («буровой вышки») управлять давлением в затрубном пространстве скважины. При герметизированном стволе скважины системы БРД позволяют прикладывать к скважине противодавление, а именно, давление текучей среды от оборудования, находящегося на поверхности, к затрубному пространству скважины. Оператор буровой установки может заставить систему БРД приложить дополнительное противодавление, чтобы увеличить избыточное давление, действующее на вскрытые пласты, или оператор может продолжать бурение при противодавлении и сравнительно менее плотном бурильном растворе, чтобы создать возможность для быстрого регулирования давления на забое скважины в целях подавления фильтрации. При выполнении соединений (сборке и разборке сегментов бурильной трубы и/или инструмента с целью изменения длины бурового снаряда) противодавление с поверхности может быть увеличено, чтобы скомпенсировать потерю давления, которая возникала бы в противном случае из-за трения, вызываемого циркуляцией, что происходит, когда останавливают насосы подачи бурового раствора. Обычно давление увеличивают во время выполнения соединений, когда останавливают буровые насосы, на величину пропорциональную разности между эквивалентной циркуляционной плотностью (ЭЦП) или эквивалентным давлением в скважине, включающим давление трения текучей среды, и эквивалентной статической плотностью (ЭСП) или эквивалентным давлением в скважине без давления трения текучей среды.Managed pressure drilling (MPD) systems seal the annulus surrounding the drill string for all operations, including rotary and tripping operations, and improve the ability of the rig equipment to control the pressure in the well annulus. With a sealed wellbore, MRD systems allow the application of back pressure to the well, namely, fluid pressure from surface equipment to the well annulus. The rig operator can cause the MDR system to apply additional backpressure to increase the excess pressure acting on the exposed formations, or the operator can continue drilling with backpressure and a comparatively less dense drilling fluid to allow rapid adjustment of downhole pressure to suppress seepage. When making connections (assembling and disassembling segments of drill pipe and/or tool to change the length of the drill string), the back pressure from the surface can be increased to compensate for the loss of pressure that would otherwise occur due to friction caused by circulation, which occurs when when the drilling fluid pumps are stopped. Typically the pressure is increased during connections when the mud pumps are stopped by an amount proportional to the difference between the equivalent circulating density (ECD) or equivalent well pressure including fluid friction pressure and the equivalent static density (ESD) or equivalent well pressure without pressure fluid friction.
Системы БРД могут позволить оператору буровой установки быстрее обнаруживать признаки потенциально опасных ситуаций. При герметично закрытом затрубном пространстве, о чем шла речь выше, вся текучая среда, которая возвращается из скважины, может быть измерена с более высокой точностью, что позволяет быстрее обнаруживать приток и потерю текучей среды, чем это бывает доступно при традиционных методах бурения. Более быстрое обнаружение и реагирование может приводить к меньшему притоку, поскольку сокращается продолжительность существования условий бурения на депрессии. Меньший приток обычно бывает легче выводить из скважины, поскольку обычно присутствует меньше газа и легких текучих сред в кольцевом пространстве, которые оказывают меньше давления на более слабые пласты. В случае случайного притока в ствол скважины, системы БРД могут быть использованы для приложения с поверхности противодавления к скважине, чтобы остановить приток, прежде чем закрывать противовыбросовое устройство - противовыбросовый превентер («ПВП»), что исключает снижение забойного давления, действующего на пласт после выключения бурового насоса и закрытия ПВП, и дополнительно уменьшает объем притока.MBD systems can allow the rig operator to more quickly detect signs of potentially dangerous situations. With a hermetically sealed annulus as discussed above, all fluid that returns from the well can be measured with greater accuracy, allowing fluid gains and losses to be detected more quickly than is possible with traditional drilling methods. Faster detection and response may result in less flow as the duration of underbalanced drilling conditions is reduced. Less flow is usually easier to remove from the well because there is usually less gas and light fluids in the annulus, which put less pressure on weaker formations. In the event of an accidental influx into the wellbore, BPR systems can be used to apply back pressure from the surface to the well to stop the inflow before closing the blowout preventer (BOP), which eliminates the reduction in bottomhole pressure acting on the formation after shutdown mud pump and BOP closure, and further reduces the inflow volume.
Стандартные системы БРД содержат систему герметизации кольцевого пространства, устройство изоляции бурильной колонны и делитель потока (англ. flow spool), или эквивалентные устройства, которые активно управляют давлением в стволе скважины во время бурения и при других операциях. Система герметизации кольцевого пространства может содержать вращающийся превентор («ВП»), устройство активного управления («УАУ») или другой тип устройства герметизации кольцевого пространства, предназначенного для плотного перекрытия затрубного пространства, окружающего бурильную колонну, в то время как последняя вращается и перемещается в осевом направлении. Таким образом затрубное пространство запечатывается так, что оно не сообщается с атмосферой. Устройство изоляции бурильной колонны обычно располагают непосредственно под системой герметизации кольцевого пространства, и оно содержит кольцевой пакер, который закупоривает скважину и поддерживает затрубное давление, когда прекращается вращение, и производится монтаж, обслуживание, снятие или иное отсоединение системы герметизации кольцевого пространства или ее компонентов. Делитель потока обычно располагают непосредственно под устройством изоляции бурильной колонны; при этом он, как часть системы возврата текучей среды под давлением, отводит текучую среду из-под системы герметизации кольцевого пространства на поверхность. Делитель потока имеет сообщение по текучей среде с блоком дросселирования (англ. choke manifold), обычно размещаемым на платформе буровой установки, то есть сообщение по текучей среде с газосепаратором для бурового раствора, вибрационными ситами или иной системой обработки флюидов. Герметичное уплотнение на затрубном пространстве позволяет с высокой точностью управлять давлением в стволе скважины путем манипуляции дросселями в блоке дросселирования, и соответствующего приложения противодавления с поверхности.Standard MDR systems contain an annulus containment system, a drill string isolation device, and a flow spool, or equivalent devices, that actively manage pressure in the wellbore during drilling and other operations. The annulus sealing system may comprise a rotating preventer (“ROB”), active control device (“ACD”), or other type of annulus sealing device designed to tightly seal the annulus surrounding the drill string while the latter rotates and moves in axial direction. In this way, the annulus is sealed so that it does not communicate with the atmosphere. The drill string isolation device is typically located directly below the annulus containment system and includes an annular packer that seals the well and maintains annular pressure when rotation stops and the annulus containment system or components thereof are installed, maintained, removed or otherwise disconnected. The flow divider is usually located directly below the drill string isolation device; wherein it, as part of the pressurized fluid return system, diverts fluid from underneath the annulus sealing system to the surface. The flow divider is in fluid communication with a choke manifold, typically located on the drilling rig platform, that is, in fluid communication with a mud gas separator, vibrating screens, or other fluid handling system. The hermetic seal on the annulus allows high precision control of wellbore pressure by manipulating the chokes in the throttling block and applying appropriate back pressure from the surface.
Один или более регулируемых дроссельных клапанов в блоке дросселирования можно приводить в действие автоматически в ответ на измерения одного или более параметров, имеющих связь с давлением в кольцевом пространстве, например помимо других возможных - со скоростью истечения флюида из скважины. Автоматизация работы одного или более регулируемых дроссельных клапанов требует настройки или калибровки дросселирующего отверстия относительно давления флюидов в затрубном пространстве для каждого набора технических данных бурильного оборудования скважины; среди других параметров - глубины скважины, диаметра скважины и реологических характеристик бурильного раствора.One or more adjustable throttling valves in the throttling unit may be actuated automatically in response to measurements of one or more parameters related to the annular pressure, such as the flow rate of the wellbore, among others. Automating the operation of one or more variable throttling valves requires setting or calibrating the throttling port relative to the annulus fluid pressure for each set of well drilling equipment specifications; other parameters include well depth, well diameter and rheological characteristics of the drilling fluid.
Примером системы БРД может служить система, раскрытая в источнике US 2017/0037690 А1. Здесь предлагается система, в которой используется «интегрированный» подход к поддержанию давления бурильного раствора на основании набора регулируемых компонентов, таких как раскрытие дросселя, скорость накачки насосом и т.д.An example of a BRD system is the system disclosed in the source US 2017/0037690 A1. What is proposed here is a system that uses an "integrated" approach to maintaining drilling fluid pressure based on a set of adjustable components such as throttle opening, pumping speed, etc.
Также известно решение, раскрытое в источнике US 2016/0102511 А1, где предлагается способ бурения скважины с автоматизированным управлением, где параметры системы бурения управляются с использованием дросселя на основании измеряемых параметров в скважине. Данное решение может рассматриваться в качестве ближайшего аналога изобретения.Also known is the solution disclosed in US 2016/0102511 A1, which proposes a method for drilling a well with automated control, where the parameters of the drilling system are controlled using a choke based on measured parameters in the well. This solution can be considered as the closest analogue of the invention.
Раскрытие сущности изобретенияDisclosure of the invention
В одном своем аспекте настоящее изобретение представляет способ настройки системы бурения с регулируемым давлением, содержащей дроссель с изменяемым дросселирующим отверстием для управления расходом текучей среды, исходящей из бурящейся скважины. При этом указанный способ содержит:In one aspect, the present invention provides a method of setting up a controlled pressure drilling system comprising a choke with a variable orifice for controlling the flow of fluid emanating from a well being drilled. In this case, this method contains:
(a) характеризацию изменения расхода текучей среды через дроссель относительно раскрытия дросселя при, по существу, постоянном падении давления на дросселе; (b) характеризацию изменения давления текучей среды в скважине относительно изменения раскрытия дросселя при, по существу, постоянном расходе текучей среды, поступающей в скважину; (с) характеризацию времени отклика давления в скважине на изменения раскрытия дросселя, времени задержки отклика давления после изменения раскрытия дросселя, и противодавления, воздействующего на скважину относительно раскрытия дросселя. По меньшей мере одно из характеризаций (а) и (b) и характеризацию (с) используют для вычисления параметров управления для пропорционального-интегрального-дифференциального регулятора, выходной величиной которого является раскрытие дросселя, а входной величиной является давление текучей среды в скважине перед дросселем.(a) characterizing the change in fluid flow through the throttle relative to throttle opening at a substantially constant pressure drop across the throttle; (b) characterizing the change in fluid pressure in the well relative to the change in choke opening at a substantially constant flow rate of fluid entering the well; (c) characterizing the response time of the well pressure to changes in choke opening, the lag time of the pressure response after a change in choke opening, and the back pressure acting on the well relative to choke opening. At least one of characterizations (a) and (b) and characterization (c) is used to calculate control parameters for a proportional-integral-derivative controller whose output is the throttle opening and the input is the wellbore fluid pressure upstream of the choke.
Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения, характеризация изменения расхода текучей среды через дроссель относительно частичного раскрытия дросселя при, по существу, постоянном падении давления на дросселе содержит: прокачку текучей среды через трубопровод, уходящий в скважину; измерение расхода текучей среды, выходящей из скважины через кольцевое пространство между указанным трубопроводом и стенкой скважины; измерение давления текучей среды в скважине перед дросселем; регулирование частичного раскрытия дросселя, и изменение расхода прокачиваемой текучей среды так, чтобы измеренное давление оставалось по существу постоянным.According to some embodiments of the invention, characterizing the change in fluid flow through the choke relative to partial opening of the choke at a substantially constant pressure drop across the choke comprises: pumping fluid through a conduit extending into the well; measuring the flow rate of fluid exiting the well through the annular space between said pipeline and the wall of the well; measuring the pressure of the fluid in the well in front of the throttle; adjusting partial throttle opening, and varying the flow rate of the pumped fluid so that the measured pressure remains substantially constant.
Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения, характеризация времени отклика давления в скважине на изменения частичного раскрытия дросселя, времени задержки отклика давления после изменения частичного раскрытия дросселя, и противодавления, воздействующего на скважину относительно частичного раскрытия дросселя содержит: измерение давления в скважине перед дросселем, измерение давления перед дросселем и изменения измеренного давления относительно изменения частичного раскрытия дросселя при одновременной прокачке текучей среды в скважину по существу с постоянным расходом.According to some embodiments of the invention, characterizing the response time of the pressure in the well to changes in partial throttle opening, the delay time of the pressure response after changing partial throttle opening, and the back pressure acting on the well relative to partial opening of the throttle includes: measuring the pressure in the well before the choke, measuring the pressure before choke and changes in measured pressure relative to changes in partial throttle opening while simultaneously pumping fluid into the well at a substantially constant flow rate.
Согласно некоторым вариантам осуществления изобретения, характеризация времени отклика давления в скважине на изменения частичного раскрытия дросселя содержит: измерение давления в скважине перед дросселем во времени; и определение времени, прошедшего между изменением частичного раскрытия дросселя и изменением измеренного давления при одновременной прокачке текучей среды в скважину по существу с постоянным расходом.According to some embodiments of the invention, characterizing the response time of the well pressure to changes in partial throttle opening comprises: measuring the pressure in the well upstream of the choke over time; and determining the time elapsed between the change in partial throttle opening and the change in measured pressure while pumping fluid into the well at a substantially constant flow rate.
Некоторые варианты осуществления изобретения дополнительно содержат: использование по меньшей мере одной из характеризаций (а) и (b) и характеризации (с) для вычисления объема текучей среды, который требуется добавить в буровую систему циркуляции или изъять из буровой системы циркуляции, чтобы получить удельное изменение давления в скважине; приведение в действие системы бурения с регулируемым давлением, чтобы вызвать изменение расхода текучей среды через бурящуюся скважину; измерение изменений объема текучей среды в буровой системе циркуляции, и перевод дросселя с изменяемым дросселирующим отверстием в заданное положение после того, как будет достигнуто вычисленное изменение объема текучей среды в буровой системе циркуляции.Some embodiments of the invention further comprise: using at least one of characterizations (a) and (b) and characterization (c) to calculate the volume of fluid that needs to be added to or removed from the drilling circulation system to obtain a specific change well pressure; activating the controlled pressure drilling system to cause a change in the flow of fluid through the well being drilled; measuring changes in the volume of fluid in the drilling circulation system, and moving the variable throttle orifice to a predetermined position after the calculated change in volume of fluid in the drilling circulation system is achieved.
Другие аспекты и возможные преимущества настоящего изобретения должны быть понятны из последующего описания и формулы изобретения.Other aspects and possible advantages of the present invention will be apparent from the following description and claims.
Краткое описание чертежейBrief description of drawings
Фиг. 1 изображает пример осуществления системы бурения с регулируемым давлением (БРД).Fig. 1 depicts an example implementation of a controlled pressure drilling (MPD) system.
Фиг.2 изображает пример осуществления автоматического дросселя.Figure 2 shows an example of an automatic throttle.
Фиг. 3 изображает пример осуществления управляющей системы.Fig. 3 shows an example implementation of a control system.
Фиг. 4 изображает пример графика отклика системы на изменения давления.Fig. 4 shows an example of a graph of the system's response to pressure changes.
Фиг. 5 изображает пример графика отклика дросселя относительно изменения положения или раскрытия.Fig. 5 depicts an example graph of throttle response relative to a change in position or opening.
Фиг. 6 изображает пример графика чувствительности дросселя.Fig. 6 shows an example of a throttle sensitivity graph.
Фиг. 7 изображает различаемые участки на характеристике дросселя фиг. 5.Fig. 7 shows distinguishable areas on the throttle characteristic of FIG. 5.
Фиг. 8 изображает пример «портрета» дросселя в системе.Fig. Figure 8 shows an example of a “portrait” of a throttle in the system.
Фиг. 9 представляет график, определяющий параметры, используемые для описания характеристики дросселя.Fig. 9 is a graph defining the parameters used to describe the throttle response.
Осуществление изобретенияCarrying out the invention
Ниже, согласно фиг. 1-3, будет рассмотрен пример варианта осуществления системы бурения с регулируемым давлением (БРД), которая может быть использована в соответствии со способом, предложенным в настоящем изобретении. Следует четко понимать, что пример варианта осуществления системы БРД, приводимый в настоящем описании, дан только в целях иллюстрации. В соответствии с настоящим изобретением с равным успехом могут быть использованы и другие варианты осуществления системы БРД.Below, according to Fig. 1-3, an example embodiment of a controlled pressure drilling (MPD) system that can be used in accordance with the method proposed in the present invention will be discussed. It should be clearly understood that the example embodiment of the BRD system given in the present description is given for purposes of illustration only. In accordance with the present invention, other embodiments of the BRD system can be used with equal success.
На фиг. 1-3 ссылочный номер 100 позиции относится в целом к варианту осуществления системы (например, системы БРД) для управления давлением текучей среды в нефтяной или газовой скважине 10. Система 100 содержит автоматический дроссель 102 для управляемого высвобождения текучих сред под давлением из кольцевого пространства («затрубное пространство») 24 между обсадной трубой 16 ствола скважины (и открытой пробуренной скважиной ниже обсадной трубы 16, не показана) и бурильной колонной 18. Текучая среда (например, буровой раствор) закачивается из резервуара 20 для хранения бурового раствора посредством бурового насоса (насосов) 22 в бурильную колонну 18. Текучая среда покидает забой бурильной колонны 18 и поступает в кольцевое пространство 24. Кольцевое пространство 24 закрыто вращающимся превентором 26 или подобным устройством для герметизации кольцевого пространства.In fig. 1-3, reference numeral 100 refers generally to an embodiment of a system (e.g., a PDU system) for controlling fluid pressure in an oil or gas well 10. The system 100 includes an automatic choke 102 for the controlled release of pressurized fluids from the annulus (" annulus") 24 between the wellbore casing 16 (and the open drill hole below the casing 16, not shown) and the drill string 18. Fluid (e.g., drilling fluid) is pumped from the drilling fluid storage tank 20 via the mud pump(s). ) 22 into the drill string 18. Fluid leaves the bottom of the drill string 18 and enters the annulus 24. The annulus 24 is closed by a rotating preventer 26 or similar device to seal the annulus.
Текучая среда высвобождается из кольцевого пространства 24 через автоматический дроссель 102, который управляемым образом ограничивает отток, чтобы тем самым создавать противодавление в стволе 12 скважины. Вытекающая текучая среда в конечном счете следует из дросселя 102 в резервуар 20 для хранения бурового раствора. Управляющая система 104 осуществляет управление работой (т.е. эффективным размером дросселирующего отверстия) автоматического дросселя 102, чтобы поддерживать в стволе 12 скважины выбранное давление. Управляющая система 104 может быть сигналами связана с дисплеем и пультом 34 управления оператора, откуда оператор может вводить управляющие сигналы и наблюдать за откликом системы.Fluid is released from the annulus 24 through an automatic choke 102, which controls outflow to thereby create back pressure in the wellbore 12. The effluent fluid ultimately flows from the choke 102 into the drilling fluid storage tank 20. The control system 104 controls the operation (ie, the effective size of the orifice) of the automatic choke 102 to maintain the selected pressure in the wellbore 12. The control system 104 may be in signal communication with a display and operator control panel 34, from where the operator can input control signals and observe the system's response.
Датчик 32а давления может измерять давление (CSP, от англ. Casing Pressure) в обсадной трубе 16 ствола скважины. Другой датчик 32b давления может измерять давление (DPP, от англ. Drill Pipe Pressure) в бурильной колонне или давление на стояке нагнетательной линии (SPP, от англ. Stand Pipe Pressure). Расходомер 106, например расходомер Кориолиса, может измерять расход текучей среды, истекающей из обсадной трубы 16 и поступающей в дроссель 102. Другой расходомер 108 может измерять расход текучей среды, поступающей в бурильную колонну 18. Данный расходомер 108 может быть заменен или дополнен счетчиком числа ходов поршня бурового насоса (насосов) 22 на буровой установке. Вышеупомянутые датчики могут быть сигналами связаны с управляющей системой 104. Некоторые варианты осуществления изобретения могут содержать датчик 32с, который может измерять давление вблизи забоя (ВНР, от англ. Bottomhole Pressure) ствола 12 скважины, например, датчик давления (PWD, от англ. Pressure While Drilling) во время бурения. Такой датчик 32с может обеспечивать достоверное определение давления в стволе скважины при динамических условиях, однако, такой датчик 32с не является обязательным для работы системы БРД, соответствующей настоящему изобретению.The pressure sensor 32a can measure the pressure (CSP, from English Casing Pressure) in the casing 16 of the wellbore. Another pressure sensor 32b may measure drill string pressure (DPP) or standpipe pressure (SPP). A flow meter 106, such as a Coriolis flow meter, may measure the flow rate of fluid flowing from the casing 16 and entering the choke 102. Another flow meter 108 may measure the flow rate of the fluid entering the drill string 18. This flow meter 108 may be replaced or supplemented with a stroke counter. piston of the mud pump (pumps) 22 on the drilling rig. The above-mentioned sensors may be signal coupled to the control system 104. Some embodiments of the invention may include a sensor 32c that can measure the Bottomhole Pressure of the wellbore 12, such as a PWD sensor. While Drilling) during drilling. Such a sensor 32c may provide a reliable determination of wellbore pressure under dynamic conditions, however, such a sensor 32c is not required for operation of the MPD system of the present invention.
Как показано на фиг. 2, автоматический дроссель 102 может содержать подвижный вентильный элемент 102а, который определяет плавно регулируемое сопротивление течению, зависящее от положения подвижного вентильного элемента 102а. Положением подвижного вентильного элемента 102а может управлять первый сигнал 102b управления давлением и действующий встречно второй сигнал 102 с управления давлением. В изображенном варианте осуществления изобретения первый сигнал 102b управления давлением может представлять давление уставки (SPP, от англ. Set Point Pressure), которое формируется управляющей системой 104, при этом второй сигнал 102 с управления давлением представляет давление CSP текучей среды внутри обсадной трубы 16. Таким образом, если CSP больше, чем SPP, то текучая среда под давлением, находящаяся в кольцевом пространстве 24 скважины 10, выводится в резервуар 20 для бурового раствора с большей скоростью за счет увеличения дросселирующего отверстия дросселя 102. И наоборот, если CSP равно или меньше SPP, то текучие материалы под давлением, которые находятся в кольцевом пространстве 24 скважины 10, выводятся в резервуар 20 для бурового раствора медленнее за счет уменьшения дросселирующего отверстия дросселя 102. Таким образом, автоматический дроссель 102 обеспечивает регулирование давления, так как может управляемым образом выпускать из кольцевого пространства 24 текучие среды, которые находятся там под давлением, и тем самым также может управляемым образом создавать и поддерживать противодавление в стволе 12 скважины. Согласно примеру варианта осуществления изобретения, автоматический дроссель 102 может быть предусмотрен по существу, как описано в патенте США US 6253787, который целиком включен в настоящее изобретение посредством ссылки.As shown in FIG. 2, the automatic choke 102 may include a movable valve element 102a, which determines a continuously adjustable flow resistance depending on the position of the movable valve element 102a. The position of the movable valve element 102a may be controlled by a first pressure control signal 102b and a counteracting second pressure control signal 102c. In the illustrated embodiment, the first pressure control signal 102b may represent a set point pressure (SPP) that is generated by the control system 104, while the second pressure control signal 102c represents the fluid pressure CSP within the casing 16. Thus Thus, if CSP is greater than SPP, then the pressurized fluid in the annulus 24 of well 10 is discharged into mud reservoir 20 at a higher rate by increasing the orifice of choke 102. Conversely, if CSP is equal to or less than SPP , then the pressurized fluids that are in the annulus 24 of the well 10 are discharged into the drilling fluid reservoir 20 more slowly by reducing the throttling opening of the choke 102. Thus, the automatic choke 102 provides pressure control because it can release from the annulus in a controlled manner. space 24 fluids that are there under pressure, and thereby can also create and maintain back pressure in the wellbore 12 in a controlled manner. According to an example embodiment of the invention, the automatic throttle 102 may be provided substantially as described in US Pat. No. 6,253,787, which is incorporated herein by reference in its entirety.
Таким образом, система 100 может обеспечивать автоматическое управление давлением CSP при участии оператора 104 с, который задает нужную уставку давления SPP. Автоматический дроссель 102 затем регулирует CSP в зависимости от выбранной уставки SPP.Thus, the system 100 can provide automatic control of the CSP pressure with the assistance of an operator 104 c who sets the desired pressure set point SPP. Auto throttle 102 then adjusts CSP depending on the selected SPP setpoint.
Изображенный вариант может быть реализован в форме датчиков давления для измерения DPP и CSP, а управляющая система 104 может быть реализована в форме программируемого логического контроллера, вентильной матрицы для обработки данных с плавающей запятой, специализированной интегральной схемы или любого иного микрокомпьютера, компьютера, компьютерного процессора или контроллера известного в данной области техники. Соответственно, рассмотренный выше вариант осуществления не является ограничением объема настоящего изобретения.The illustrated embodiment may be implemented in the form of pressure sensors for measuring DPP and CSP, and the control system 104 may be implemented in the form of a programmable logic controller, a floating point gate array, an application specific integrated circuit, or any other microcomputer, computer, computer processor, or controller known in the art. Accordingly, the above embodiment is not intended to limit the scope of the present invention.
В самых общих словах управление давлением в кольцевом пространстве выполняется путем управления положением автоматического дросселя 102 в ответ на измерения давления и расхода бурового раствора при его поступлении в ствол 12 скважины и/или при выходе из ствола скважины. Способ, соответствующий настоящему изобретению, решает задачу калибровки или «настройки» отклика системы БРД, направленного на управление давлением, и, в частности, задачу работы управляющей системы 104, связанной с управлением автоматическим дросселем 102 с целью более точного поддержания давления в скважине при предполагаемых условиях работы во время бурения.In very general terms, annulus pressure control is accomplished by controlling the position of the automatic choke 102 in response to measurements of the pressure and flow rate of the drilling fluid as it enters the wellbore 12 and/or as it exits the wellbore. The method of the present invention addresses the problem of calibrating or "tuning" the pressure management response of the MPR system and, in particular, the problem of operating the control system 104 associated with controlling the automatic choke 102 to more accurately maintain well pressure under expected conditions. work while drilling.
Настройка управляющей системы 104 способами, которые были известны до появления настоящего изобретения, может требовать большого количества времени, что увеличивает расходы на выполнение операций бурения. За счет простого и надежного способа настройки управляющей системы 104, соответствующего настоящему изобретению, операции бурения можно выполнять более предсказуемым и менее затратным образом.Configuring the control system 104 in ways that were known prior to the present invention can be time-consuming, which increases the cost of drilling operations. By simply and reliably adjusting the control system 104 of the present invention, drilling operations can be performed in a more predictable and less costly manner.
Система БРД и характеристики бурящейся скважиныMRD system and characteristics of the well being drilled
Отклик давления большинства бурящихся скважин на изменения расхода текучей среды и/или изменение дросселирующего отверстия может быть аппроксимирован системой первого порядка, содержащей временную задержку. Такие скважины известны как «устойчивые без обратной связи» (см. пример графика на фиг. 4). Устойчивые без обратной связи означает, что, если производится изменение положения дросселя (дросселирующего отверстия), то давление в скважине будет изменяться соответствующим образом, не выходя за границы или установленные пределы, если дросселирующее отверстие самое находится в приемлемых пределах. Данная характеристика может быть использована для предсказания исходного набора параметров контура управления устойчивого пропорционального-интегрального-дифференциального (ПИД) регулятора.The pressure response of most drilled wells to changes in fluid flow and/or changes in the orifice can be approximated by a first order system containing a time delay. Such wells are known as “stable open-loop” wells (see example graph in Fig. 4). Stable without feedback means that if the position of the choke (orifice) is changed, the pressure in the well will change accordingly, without going beyond the boundaries or established limits, if the orifice itself is within acceptable limits. This characteristic can be used to predict the initial set of control loop parameters of a stable proportional-integral-derivative (PID) controller.
График на фиг. 4 изображает изменение давления в кольцевом пространстве (перед дросселем 102 фиг. 1) во времени, начиная от произвольного базового давления (от 0 оси ординат). Изменение положения дросселя вводит оператор в управляющую систему (104 на фиг. 1) в момент времени t=0. Давление, измеренное на стороне дросселя, обращенной к кольцевому пространству, изображает кривая 401. Следует отметить, что локальный пик 403 фактического отклика давления в скважине, изображенный на фиг. 4, вызван характеристиками наземного оборудования системы БРД, а не характеристиками скважины. Данный пик 403 характерен для морских (оффшорных) операций БРД, и встречается в большинстве систем. При определении параметров скважины для настройки дросселя в соответствии с настоящим изобретением пик 403, показанный на фиг. 4, можно не учитывать. Теоретический отклик давления в скважине показывает кривая 402.The graph in Fig. 4 depicts the change in pressure in the annular space (in front of the throttle 102 of Fig. 1) over time, starting from an arbitrary base pressure (from the 0 ordinate). Changing the throttle position is entered by the operator into the control system (104 in Fig. 1) at time t=0. The pressure measured on the annulus side of the choke is depicted by curve 401. It should be noted that the local peak 403 of the actual wellbore pressure response shown in FIG. 4 is caused by the characteristics of the surface equipment of the MRD system, and not by the characteristics of the well. This peak 403 is typical for marine (offshore) MRD operations, and is found in most systems. When determining well parameters for choke adjustment in accordance with the present invention, peak 403 shown in FIG. 4 can be ignored. The theoretical well pressure response is shown by curve 402.
Характеристика расхода через дроссель обычно не линейна, а приблизительно следует сигмоидальной функции. Это означает, что номинальное изменение, например, номинальное частичное шаговое изменение дросселирующего отверстия, не приводит к соответствующему номинальному изменению расхода во всем диапазоне работы дросселирующего отверстия. Это хорошо известная характеристика дросселей.The flow characteristic through an orifice is usually not linear, but approximately follows a sigmoidal function. This means that a nominal change, such as a nominal partial step change in an orifice, does not result in a corresponding nominal change in flow over the entire operating range of the orifice. This is a well-known characteristic of chokes.
На фиг. 5 представлен график характеристического расхода Cv для дросселя в виде кривой 501. Величина Cv может быть представлена в единицах расхода через дроссель при заданном падении давления (в данном случае 1 фунт/дюйм2 (~0,07 бар)) для конкретной текучей среды; во многих случаях для коммерческой характеризации используют чистую воду при температуре 15°С. Величина Cv может быть выражена формулой:In fig. 5 is a graph of characteristic flow rate Cv for an orifice as curve 501. The value of Cv can be expressed in units of flow through an orifice at a given pressure drop (in this case 1 psi (~0.07 bar)) for a particular fluid; in many cases, pure water at 15°C is used for commercial characterization. The value of Cv can be expressed by the formula:
где Q - величина расхода; ΔР - падение давления на дросселе; a SG -относительная плотность текучей среды. При частичном открытии отверстия дросселя в интервале от полностью закрытого до полностью открытого состояния ось абсцисс указывает степень раскрытия дросселя в процентах. Изменение Cv для 10% шага раскрытия дросселя при его открывании показана для различных точек во всем диапазоне раскрытия дросселя - в данном случае для шага раскрытия от 30% до 40% и от 60% до 70% по сравнению с линейной характеристикой 502, которая наложена на график фиг. 5. Следует отметить, что, хотя абсолютное изменение Cv больше для раскрытия отверстия от 60% до 70%, относительное изменение для шага от 30% до 40% гораздо больше. Поэтому отклик давления на изменения положения дросселя будет более выраженным при меньших раскрытиях дросселя. В некоторых имеющихся на рынке моделях ПИД-регуляторов учтен рассмотренный выше факт, и в них могут быть определены два набора параметров ПИД-регулирования, так что в большей части диапазона раскрытия дросселя обеспечивается его оптимальная работа. Чувствительность дросселя (выраженная как Δ%/%) графически показана на фиг. 6. Согласно одному аспекту способа, соответствующего настоящему изобретению, характеристический расход Cv дросселя может быть определен для конкретного дросселя, то есть дросселя 102 на фиг. 1 в соответствии с фактическим буровым раствором, применяемым при бурении скважины (фиг. 1).where Q is the flow rate; ΔР - pressure drop across the throttle; a SG is the relative density of the fluid. When the throttle opening is partially open, ranging from fully closed to fully open, the x-axis indicates the degree of throttle opening as a percentage. The change in Cv for a 10% throttle opening step is shown for various points throughout the throttle range - in this case for 30% to 40% and 60% to 70% opening steps compared to linear curve 502, which is superimposed on graph fig. 5. It should be noted that although the absolute change in Cv is greater for an opening of 60% to 70%, the relative change for a pitch of 30% to 40% is much greater. Therefore, the pressure response to changes in throttle position will be more pronounced at lower throttle openings. Some commercially available PID controller models take into account the above fact and can define two sets of PID control parameters so that the throttle operates optimally over a large portion of the throttle opening range. Throttle sensitivity (expressed as Δ%/%) is graphically shown in FIG. 6. According to one aspect of the method of the present invention, the characteristic throttle flow Cv can be determined for a particular throttle, that is, throttle 102 in FIG. 1 in accordance with the actual drilling fluid used in drilling the well (Fig. 1).
Управляющая система БРД (104 на фиг. 1) может содержать, например, программу, работающую на компьютере или процессоре любого вида, контроллер упреждающего (прямого) регулирования и ПИД-регулятор (ПИД-контроллер), чтобы обеспечить надежное управление давлением, и при этом система БРД работает автоматически. Контроллер упреждающего регулирования используется, чтобы прогнозировать оптимальное новое раскрытие дросселя в ответ на изменение измеренного или выбранного (уставкой) давления в скважине, в то время как ПИД-контроллер осуществляет точную (тонкую) настройку раскрытия дросселя, чтобы поддерживать выбранной целевое давление в скважине. Это дает возможность адаптироваться к большим изменениям уставки давления или изменениям определенного давления при лишь минимальном перерегулировании дросселя, и существенно сократить время необходимое системе БРД для отклика на изменение уставки давления.The control system of the BRD (104 in Fig. 1) may contain, for example, a program running on a computer or processor of any kind, a feedforward controller and a PID controller (PID controller) to provide reliable pressure control, and at the same time the BRD system operates automatically. The feedforward controller is used to predict the optimal new choke opening in response to a change in measured or setpoint well pressure, while the PID controller fine-tunes the choke opening to maintain the selected target well pressure. This makes it possible to adapt to large changes in pressure setpoint or changes in a certain pressure with only minimal throttle overshoot, and significantly reduce the time required for the MPR system to respond to changes in pressure setpoint.
ПИД-контроллер может располагать различными режимами работы, например «Ручным» режимом, при котором используется статический набор параметров ПИД-регулирования, и «Автоматическим» режимом, при котором оператор может определить два (или более) наборов параметров ПИД-регулирования в зависимости от характеристик дросселя при сильном и слабом рабочем раскрытии отверстия. В более сложных моделях в пределах рабочего диапазона может использоваться непрерывное изменение параметров ПИД-регулирования. Это позволяет избежать необходимости какого-либо ручного возврата для большой уставки или ступенчатых изменений измеренного давления в скважине, которые соответственно потребовали бы больших ступенчатых изменений раскрытия дросселя.The PID controller can have different operating modes, such as a “Manual” mode, which uses a static set of PID control parameters, and an “Automatic” mode, in which the operator can define two (or more) sets of PID control parameters depending on the characteristics throttle at strong and weak operating openings. More complex models may use continuous variation of PID control parameters within the operating range. This avoids the need for any manual reset for large setpoints or step changes in measured well pressure, which would correspondingly require large step changes in throttle opening.
Для настройки управляющей системы БРД (104 на фиг. 1) желательно отделить настройку ПИД-контроллера от контроллера упреждающего регулирования. Однако, для обоих контроллеров должна быть известна точная кривая Cv и хорошая аппроксимация отклика скважины.To configure the control system of the BRD (104 in Fig. 1), it is desirable to separate the configuration of the PID controller from the feedforward controller. However, an accurate Cv curve and a good approximation of the well response must be known for both controllers.
На фиг. 7 изображен график, иллюстрирующий дроссель, имеющий обычную нелинейную характеристику Cv, которая может быть использована в примере настройки дросселя. Как показано на фиг. 7, характеристика Cv дросселя может быть аппроксимирована во всем диапазоне раскрытия дросселя тремя различными участками: А - [раскрытие в диапазоне приблизительно 10%-45%], В - [раскрытие в диапазоне приблизительно 45%-80%] и С - [раскрытие в диапазоне приблизительно 80%-100%]. Оператор может выбрать, какой из трех диапазонов раскрытия дросселя представляет наибольший интерес при работе системы БРД. Если система БРД работает так, что дроссель преимущественно действует в диапазонах В и С, тогда настройку можно наилучшим образом выполнить в этих диапазонах. А если верхний участок С считается неважным для управления давлением, то настройка системы может быть выполнена для раскрытия дросселя на участках А, В.In fig. 7 is a graph illustrating a throttle having a conventional non-linear Cv characteristic that can be used in a throttle tuning example. As shown in FIG. 7, the throttle Cv characteristic can be approximated over the entire throttle opening range by three different sections: A - [opening in the range of approximately 10%-45%], B - [opening in the range of approximately 45%-80%] and C - [opening in range approximately 80%-100%]. The operator can select which of three throttle ranges is of greatest interest when operating the MPD system. If the MPG system operates so that the throttle operates primarily in ranges B and C, then tuning can best be done in those ranges. And if the upper section C is considered unimportant for pressure control, then the system can be adjusted to open the throttle in sections A, B.
Способы, соответствующие настоящему изобретению, могут быть описаны следующими обобщенными процедурами.The methods of the present invention can be described by the following general procedures.
Процедура определения «портрета» (англ. fingerprinting) системы:The procedure for determining the “portrait” (English fingerprinting) of the system:
а. Определение фактических параметров дросселя («портрет» кривой Cv).A. Determination of actual throttle parameters (“portrait” of the Cv curve).
b. Определение характеристик скважины (или модели процесса, как она описана в литературе по БРД).b. Determination of well characteristics (or process model as described in the BRD literature).
Процедура контроллера упреждающего регулирования:Feedforward controller procedure:
a. Вычисление необходимого увеличения (или уменьшения) объема текучей среды, циркулирующей в системе бурения, которое требуется для получения определенного изменения давления в скважине.a. Calculation of the necessary increase (or decrease) in the volume of fluid circulating in the drilling system that is required to obtain a certain change in pressure in the well.
b. Приведение в действие дросселя (дросселей) (или увеличение/уменьшение производительности насоса) на закрытие/открытие, чтобы обеспечить изменение расхода текучей среды.b. Actuating the throttle(s) (or increasing/decreasing pump output) to close/open to provide a change in fluid flow.
c. Измерение соответствующего изменения объема текучей среды, циркулирующей в системе бурения.c. Measuring the corresponding change in the volume of fluid circulating in the drilling system.
d. Перевод дросселя (дросселей) в предварительно заданное положение, исходя из «портрета» дросселя (характеристики Cv), когда оказывается достигнутым требуемое изменение объема.d. Translation of the throttle(s) to a predetermined position, based on the throttle “portrait” (Cv characteristic), when the required volume change is achieved.
Процедура ПИД-контроллера:PID controller procedure:
а. Использование ПИД-контроллера для стабилизации давления в скважине, и поддержание давления в скважине на выбранном (требуемом) уровне с использованием величин, найденных в процедуре определения портрета системы.A. Using a PID controller to stabilize the pressure in the well, and maintaining the pressure in the well at the selected (required) level using the values found in the system portrait determination procedure.
Процедура контроллера упреждающего регулирования не требует обширных и сложных вычислений, которые используются в способах, которые были известны до появления настоящего изобретения, и может предоставить оператору быстрое и надежное средство изменения давления в скважине. Если требуется, то данный способ может быть применим даже к режиму полностью ручного управления обычным персоналом буровой установки, и может дополнять возможные преимущества.The feedforward controller procedure does not require the extensive and complex calculations involved in methods that were known prior to the present invention and can provide the operator with a fast and reliable means of varying well pressure. If required, this method can be applied even to fully manual operation by normal rig personnel, and can add to the possible benefits.
Ниже будут более подробно рассмотрены действия необходимые для выполнения вышеописанных процедур.Below we will discuss in more detail the actions necessary to perform the above procedures.
Исходная характеризация отклика дросселяInitial Characterization of Throttle Response
Следующие действия могут быть предприняты при первичной инициализации системы БРД на любой конкретной скважине. Поскольку каждая скважина может отличаться от других, то есть обладать уникальным откликом давления на изменение производительности бурового насоса буровой установки и на положение дросселя, желательно выполнить следующие этапы в начале операций бурения на любой скважине или профиле скважины.The following actions can be taken upon initial initialization of the MDR system at any given well. Because each well may be different, i.e., have a unique pressure response to changes in rig mud pump output and choke position, it is advisable to perform the following steps at the beginning of drilling operations on any well or well profile.
Если использовать характеристику Cv, которую изначально предоставляет производитель дросселя (например, см. фиг. 5), то путем применения процедуры, изложенной в следующей таблице, можно построить характеристику Cv, то есть характеристику расход / % раскрытия дросселя / давление для конкретного дросселя (102 на фиг. 1), как он фактически используется в системе БРД на бурящейся скважине. Максимальное давление бурового раствора и расход могут быть определены для любой конкретной скважины. Примерный способ для построения характеристики расход / % раскрытия дросселя / давление, то есть определения характеристики Cv может быть реализован в соответствии со следующей таблицей.If you use the Cv characteristic that is initially provided by the throttle manufacturer (for example, see Fig. 5), then by applying the procedure outlined in the following table, it is possible to construct the Cv characteristic, that is, the flow / % throttle opening / pressure characteristic for a particular throttle (102 in Fig. 1), as it is actually used in the MRD system on a well being drilled. The maximum mud pressure and flow rate can be determined for any given well. An approximate method for constructing the flow / % throttle opening / pressure characteristic, that is, determining the Cv characteristic, can be implemented in accordance with the following table.
На фиг. 8 изображен график примера «портрета» дросселя в системе, при этом для определения величин Cv при других уровнях раскрытия дросселя используются комбинации фактического противодавления (SPB) в сопоставлении с расходом и раскрытием дросселя.In fig. Figure 8 is a graph of an example throttle profile of the system, using combinations of actual back pressure (SPB) versus flow and throttle opening to determine Cv values at other throttle opening levels.
Определение параметров скважиныDetermination of well parameters
Определение параметров скважины, которые должны использоваться в ПИД-контроллере, может представлять собой быструю и простую в реализации процедуру. Однако характеристика комбинации дросселя и скважины в системе связана с характеристиками расхода обоих компонентов; следовательно, определение характеристики следует повторять для каждой новой секции скважины (например, когда устанавливают обсадную трубу или вкладыш и/или изменяют диаметр бурового долота) или если сталкиваются со значительными изменениями рабочих параметров бурения. Для наилучших результатов определение характеристики следует выполнять в пределах ожидаемого диапазона рабочих параметров бурения (расхода бурового раствора, противодавления с поверхности, плотности бурового раствора, и т.п.). Также определение параметров скважины приходится выполнять на ожидаемом рабочем участке А, В или С характеристики Cv (см. фиг. 7), чтобы в ПИД-контроллер ввести правильные параметры.Determining the well parameters to be used in the PID controller can be a quick and easy procedure to implement. However, the performance of the choke and well combination in a system is related to the flow characteristics of both components; therefore, characterization should be repeated for each new section of the well (eg, when casing or liner is installed and/or drill bit diameter is changed) or if significant changes in drilling operating parameters are encountered. For best results, characterization should be performed within the expected range of drilling operating parameters (mud flow rate, surface back pressure, mud density, etc.). Also, the determination of well parameters must be performed on the expected working section A, B or C of the Cv characteristic (see Fig. 7) in order to enter the correct parameters into the PID controller.
Определение параметров скважины может быть выполнено в режиме ручного управления дросселем (т.е. при отключенном автоматическом управлении дросселем 102), и может содержать использование заранее заданных этапов открывания дросселя. Производится измерение отклика противодавления (SBP, от англ. Surface Back Pressure), что обеспечит основные сигналы для определения оптимальных параметров ПИД-контроллера. Этапы, указанные в нижеприведенной таблице, могут быть выполнены в нескольких разных диапазонах раскрытия дросселя, чтобы дать возможность оптимально охватить характеристику дросселя. Determination of well parameters may be performed in manual throttle control mode (ie, with automatic throttle control 102 disabled), and may involve the use of predetermined throttle opening steps. The back pressure response (SBP, from the English Surface Back Pressure) is measured, which will provide the main signals for determining the optimal parameters of the PID controller. The steps shown in the table below can be performed at several different throttle opening ranges to allow optimal throttle response coverage.
Для дросселя 102 (или каждого дросселя в системе БРД с несколькими дросселями) следует внести найденные значения в следующую таблицу, используя график и определения фиг. 9 в качестве руководства для определения tchoke, tSBP и tS. Числом этапов в любом варианте осуществления может быть любое выбранное число. Следует отметить, что момент tSBP в первую очередь указывает на фактический подъем давления, а не склон кривой давления.For inductor 102 (or each inductor in a multi-inductor BRD system), the values found should be entered into the following table using the graph and definitions of FIG. 9 as a guide for determining t choke , t SBP and t S. The number of steps in any embodiment may be any number chosen. It should be noted that t SBP primarily indicates the actual pressure rise and not the slope of the pressure curve.
Определение параметров ПИД-контроллераDefining PID Controller Parameters
Данный этап обеспечивает исходные параметры для работы ПИД-контроллера. В большинстве случаев расчет исходных параметров может обеспечить устойчивую работу ПИД-контроллера. Это может быть использовано в качестве основы для выполнения тонкой настройки в конкретных ситуациях. Установлено, что эффективная работа ПИД-контроллера может быть обеспечена путем использования трех параметров: Km, Tm и Sm. Параметр Sm представляет постоянную времени скважины, то есть, насколько быстро скважина реагирует на изменения настройки дросселя. Параметр Tm представляет временную задержку, то есть момент, когда скважина начнет реагировать после изменения настройки дросселя, а параметр Km представляет коэффициент передачи (усиления) скважины и системы БРД, то есть, как изменяется противодавление SBP в зависимости от изменения раскрытия дросселя. Установлено, что если эмпирически определить три указанных выше параметра, то система БРД сможет работать надежно при участии оператора, которому не нужно будет угадывать значения рабочих параметров системы.This stage provides the initial parameters for the operation of the PID controller. In most cases, calculating the initial parameters can ensure stable operation of the PID controller. This can be used as a basis for fine tuning in specific situations. It has been established that the effective operation of the PID controller can be ensured by using three parameters: K m , T m and S m . The parameter S m represents the well's time constant, that is, how quickly the well responds to changes in choke setting. The parameter T m represents the time delay, that is, the moment at which the well begins to respond after changing the choke setting, and the parameter K m represents the gain (gain) of the well and the MRD system, that is, how the SBP back pressure changes depending on the change in the choke opening. It has been established that if the above three parameters are empirically determined, the BRD system will be able to operate reliably with the participation of an operator who will not need to guess the values of the operating parameters of the system.
Существует несколько различных методов вычисления параметров ПИД-регулирования - при этом в каждом методе по-своему используются параметры Km, Tm и Sm. Хорошим справочником для надлежащего определения параметров является "Handbook of PI and PID Controller Tuning Rules", 3rd edition, Aidan O'Dwyer («Правила настройки ПИ- и ПИД-регуляторов») There are several different methods for calculating PID control parameters - each method uses the parameters K m , T m and S m differently. A good reference for proper parameterization is "Handbook of PI and PID Controller Tuning Rules", 3rd edition, by Aidan O'Dwyer.
Определение основных параметров управления на основе отклика системы на ступенчатое воздействие позволяет определить стабильный набор параметров ПИД-регулирования. Если необходимо, указанные параметры ПИД-регулирования могут быть использованы для дополнительного улучшения работы. При этом не требуется знание свойств скважины, бурового раствора или характеристик дросселя.Determining the main control parameters based on the system's response to a step effect allows you to determine a stable set of PID control parameters. If necessary, the specified PID control parameters can be used to further improve performance. It does not require knowledge of the properties of the well, drilling fluid or choke characteristics.
Путем настройки работы дросселя (дросселей) в системе БРД в соответствии с настоящим изобретением можно точно оценивать объем текучей среды, который необходимо добавить или изъять из буровой системы циркуляции (содержащей буровой насос 22, бурильную трубу, обсадную трубу 16, ствол скважины и кольцевое пространство 24 на фиг. 1), чтобы вызвать заданное изменение противодавления (SBP). Такое оценивание делает возможным более быстрый отклик системы БРД на изменение уставки давления. К примеру, увеличение уставки давления может сопровождаться значительным закрытием дросселя (102 на фиг. 1) на определенное время, после чего дроссель (102 на фиг. 1) открывают до нового частичного уровня, что будет приводить к тому, что противодавление SBP окажется по существу равным новой уставке. Соответствующее раскрытие дросселя может иметь место, чтобы реализовать снижение уставки давления. Соответственно, отклик системы БРД с использованием калиброванного дросселя (дросселей) в соответствии с настоящим изобретением может быть более быстрым и, следовательно, более безопасным, чем при использовании некалиброванного дросселя (дросселей), управляемого только ПИД-контроллером или эквивалентным устройством.By adjusting the operation of the choke(s) in the MDR system in accordance with the present invention, the volume of fluid that must be added to or removed from the drilling circulation system (comprising the mud pump 22, drill pipe, casing 16, wellbore, and annulus 24) can be accurately estimated. in Fig. 1) to cause a given change in back pressure (SBP). This assessment allows for a faster response of the BRD system to changes in the pressure setpoint. For example, an increase in the pressure set point may be accompanied by significant closure of the throttle (102 in FIG. 1) for a certain time, after which the throttle (102 in FIG. 1) is opened to a new partial level, which will cause the back pressure SBP to be substantially equal to the new setting. Appropriate throttle opening may take place to realize a reduction in the pressure set point. Accordingly, the response of a BRD system using calibrated inductor(s) in accordance with the present invention can be faster and therefore safer than when using uncalibrated inductor(s) controlled only by a PID controller or equivalent device.
В свете принципов и вариантов осуществления изобретения, которые рассмотрены и проиллюстрированы в настоящем описании, следует признать, что в указанные варианты осуществления могут быть внесены изменения в конструкцию и детали без отступления от указанных принципов. Вышеприведенное обсуждение было сосредоточено на конкретных вариантах осуществления, но также предполагается возможность существования и других конфигураций. В частности, несмотря на то, что в описании использованы такие выражения, как в «некотором варианте осуществления» или им подобные, указанные фразы предназначены для того, чтобы в общем сослаться на возможности варианта осуществления, и не имеют целью ограничивать изобретение конкретным вариантом. В том виде, в каком они используются в настоящем описании, указанные термины могут ссылаться на одни и те же или на разные варианты осуществления, которые можно комбинировать и получать другие варианты. Как правило, любой вариант осуществления, который упоминается в настоящем описании, можно свободно комбинировать с любым одним или более другими упоминаемыми здесь вариантами, и любое число признаков разных вариантов осуществления можно комбинировать друг с другом, если не оговорено иное. Хотя выше подробно были описаны только несколько примеров, специалистам в данной области должно быть понятно, что в границах идеи описанных примеров возможно множество модификаций. Соответственно, предполагается, что все такие модификации должны быть включены в объем настоящего изобретения в соответствии с формулой изобретения.In light of the principles and embodiments of the invention, which are discussed and illustrated in the present description, it should be recognized that changes in design and details may be made in these embodiments without deviating from these principles. The foregoing discussion has focused on specific embodiments, but other configurations are also contemplated. In particular, although the specification uses expressions such as “a certain embodiment” or the like, such phrases are intended to refer generally to the capabilities of the embodiment and are not intended to limit the invention to a particular embodiment. As used herein, these terms may refer to the same or different embodiments, which may be combined to produce other embodiments. In general, any embodiment that is mentioned herein can be freely combined with any one or more other embodiments mentioned herein, and any number of features of different embodiments can be combined with each other unless otherwise stated. Although only a few examples have been described in detail above, those skilled in the art will appreciate that many modifications are possible within the spirit of the described examples. Accordingly, all such modifications are intended to be included within the scope of the present invention as defined by the claims.
Claims (21)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US63/009,097 | 2020-04-13 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2807455C1 true RU2807455C1 (en) | 2023-11-15 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2553751C2 (en) * | 2011-04-08 | 2015-06-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Automatic pressure control in discharge line during drilling |
| US20160102511A1 (en) * | 2014-10-08 | 2016-04-14 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Choke Control Tuned by Flow Coefficient for Controlled Pressure Drilling |
| RU2598661C2 (en) * | 2012-07-02 | 2016-09-27 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Pressure control during drilling operations with the help of correction used in preset conditions |
| US20170037690A1 (en) * | 2015-08-06 | 2017-02-09 | Schlumberger Technology Corporation | Automatic and integrated control of bottom-hole pressure |
| US10047578B2 (en) * | 2012-07-02 | 2018-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure control in drilling operations with choke position determined by Cv curve |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2553751C2 (en) * | 2011-04-08 | 2015-06-20 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Automatic pressure control in discharge line during drilling |
| RU2598661C2 (en) * | 2012-07-02 | 2016-09-27 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Pressure control during drilling operations with the help of correction used in preset conditions |
| US10047578B2 (en) * | 2012-07-02 | 2018-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure control in drilling operations with choke position determined by Cv curve |
| US20160102511A1 (en) * | 2014-10-08 | 2016-04-14 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Choke Control Tuned by Flow Coefficient for Controlled Pressure Drilling |
| US20170037690A1 (en) * | 2015-08-06 | 2017-02-09 | Schlumberger Technology Corporation | Automatic and integrated control of bottom-hole pressure |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6575244B2 (en) | System for controlling the operating pressures within a subterranean borehole | |
| US9995098B2 (en) | Choke control tuned by flow coefficient for controlled pressure drilling | |
| US9988866B2 (en) | Automatic choke optimization and selection for managed pressure drilling | |
| CA3012457C (en) | Control of hydraulic power flowrate for managed pressure drilling | |
| US9695655B2 (en) | Control method and apparatus for well operations | |
| NO348551B1 (en) | Method of Operating a Drilling System | |
| MX2008008658A (en) | Method for determining formation fluid entry into or drilling fluid loss from a borehole using a dynamic annular pressure control system. | |
| US11293242B2 (en) | Systems and methods for managing fluid pressure in a borehole during drilling operations | |
| US20230080917A1 (en) | Method for tuning choke operation in a managed pressure drilling system | |
| CA2859389C (en) | Connection maker | |
| RU2807455C1 (en) | Method for setting operation of throttle in drilling system with adjustable pressure | |
| AU2015264330C1 (en) | A system for controlling wellbore pressure during pump shutdowns | |
| EP2867439B1 (en) | Pressure control in drilling operations with offset applied in response to predetermined conditions | |
| CA2615355C (en) | Method and associated system for setting downhole control pressure |