автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Научные основы контроля технологических параметров процессов бурения нефтяных и газовых скважин

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ ПО КРЕПЛЕНИЮ СКВАЖИН И БУРОВЫМ РАСТВОРАМ (ВНИИКРнефть) НПО ,Бурение"

На правах рукописи

ДЕМИХОВ Владимир Иванович

УДК 622.24:091

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ КОНТРОЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССОВ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Специальность 05.15.10 -Бурение нефтяных и газовых скважин

АВТОРЕФЕРАТ

1иссертации на соискание учёной :тепени доктора технических наук

Краснодар — 1989

Работа выполнена во Всесоюзном научно-исследовательском и проектном институте по креплении скважин и буровым растворам

(ВНИИКРнефть) ШО "Бурение".

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Эйгеаес P.M. доктор технических наук Потапов А.Г. доктор технических наук Ноисеенко A.C.

Ведущее предприятие -Северо-Кавказский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (СевКавНИПИнефть).

Защита диссертации состоится " " 1989г.

в_ч на заседании специализированного совета Д.104.04.01

при ЗНИИКРнефти НПО "Бурение" по адресу: 350624,Краснодар, ул. Мира,34.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической

библиотеке ВНИИКРнефтг.

Автореферат разослан "_" 1989 г.

Ученый секретарь специализированного совета кандидат технических наук,

старший научный сотрудник

Л.И.Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ ТЕШ. Повышение технико-экономических показателей строительства нефтяных и газовых скважин связано с его техническим перевооружением. На необходимость технического перевооружения процессов строительства скважин указывает ряд программных документов ЦК КПСС, Совета Министров СССР, Госстандарта СССР, ¡>1инистерства нефтяной промышленности, предусматривающих совершенствование и замену технологического оборудования, инструмента, технических средств контроля технологических параметров бурения скважин, буровых и так.понажных растворов.

3 настоящее время з области технического перевооружения буровых работ достигнуты определенные успехи. В то же время многие фундаментальные вопросы создания и совершенствования средств, методов и научной организации контроля технологических параметров остаются нерешенным!:.

Хотя контроль технологических параметров "служит основой совершенствования всего процесса бурения нефтяных и газовых скважин и оказывает глубокое влияние на результаты работ, комплексы параметров технологических процессов бурения скважин, а также буровых и тампонажных растворов часто неполны, их измерения содержат большие погрешности, следовательно, низка достоверность пол}*аемых данных.

Все это саерживает научно-технический прогресс в области технологии бурения скважин и является одной из причин непроизводительных затрат времени из-за осложнений и аварий, неполного использования потенциальных возможностей техники и технологии бурения скважин, перерасхода материалов при приготовлении бурового раствора, регулировании его свойств, т.е. в конечном итоге - снижения технико-экономических показателей бурения скважин, неоправданного пере-

расхода средств, Поэтому развитие теории и совершенствование практики контроля технологических параметров является одной из главных задач отрасли.

Большая заслуга в разработке и применении методов оценки состояний технологических процессов принадлежит А.Г.Аветисову, И.А.Би-ргеру, В.Н. Вапнику, Р.Дуде, А.Х.Мирзаджанзаде, Б.Н.Петрову, К.§у-кунаге, П.Харту и другим, а в создании и внедрении методик и средств контроля технологических процессов строительства скважин -специалистам в области приборостроения и технологии бурения скважин В.А. Айрапетову, О.К.Ангелопуло, В.С.Баженову, А.И.Булатову, Ю.В.Грачеву, А.Д. Кияшко, Н.Н.Круглицкоыу, В.И.Крылову, Л.Ф.Куликовскому, У.Д.Мамаджанову, А.М.Ыелик-Шахназарову, Е.Г.Осипову, Л.Г.Портеру, О.К.Рогачеву, В.И.Рябченко, Л.С.Стрелене, Т.М.Тадди-баеву, В.И.УшмаеБу, О.П.Шишкину, В.Х.Шудьгину, Л.П.Шумилову, Р.М.Эйгелесу и другим.

Зависимость точности и эффективности технологических процессов бурения скважин от полноты, достоверности и своевременности получения результатов контроля параметров поставила проблему создания новых и совершенствования существующих методов и средств контроля технологических процессов, а также буровых .и тампонажных растворов в число важнейших.

Считается, что определяющим показателем прогрессивного развития техники и технологии бурения нефтяных и газовых скважин является уровень контроля технологических параметров и его значение неуклонно возрастает в связи с увеличением глубин бурения, повышением скоростей проходки и связанных с этим трудностей, ростом ответственности за правильное принятие решений по управлению технологическими процессами, необходимостью автоматизации технологических процессов.

Значимость проблемы контроля параметров велика еще и потопу,

что получаемые результаты используются в дальнейшем при проектировании новых скважин и от их достоверности зависит качество решений и эффективность буровых работ.

В связи с этим разработка научных основ и практических мето -дов и средств контроля параметров и повышение точности результатов технологических процессов бурения скважин- актуальная проблема, имеющая важное народнохозяйственное значение,

В диссертационной работе теоретически обобщена и решена крупная научно-техническая задача - повышение точности и эффективности контроля технологических процессов бурения скважин на основе создания и внедрения научных основ обоснования исходных технологических требований к метрологическим характеристикам средств измерений, позволивших разработать новые и усовершенствовать существующие средства измерений, организовать их производство и внедрение; создать метод обоснования комплекса контролируемых парадетров при бурении скважин в осложненных условиях; обосновать комплексы параметров, подлежащих контролю при бурении скважин в различных нефтедобывающих регионах; обосновать допустимую периодичность контроля параметров бурового раствора, а также разработку и внедрение отраслевых методик по контролю параметров буровых растворов, процессов промывки скважин, тампонажных растворов, позволивших получить суммарный экономический эффект более 1,6 млн.руб.

ЦЕПЬ РАБОТЫ. Повысить эффективность буровых работ на базе разработки и внедрения научных основ и практических методов обоснования комплекса контролируемых параметров, метрологических характеристик средств их измерений, периодичности контроля параметров буровых растворов, совершенствования организации контроля технологических параметров при бурении скважин, обеспечивающих высокую достоверность и своевременность получения результатов контроля параметров, увели-

чивающих точность технологических процессов при бурении скважин, сокращающих число аварий и осложнений в процессе строительства скважин, перерасход материалов и химических реагентов при приготовлении буровых растворов и регулировании их свойств.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ РАБОТЫ.

1. Определение комплексов технологических параметров, подлежащих контролю при бурении скважин в различных геолого-технических условиях.

2. Исследование и разработка метода обоснования комплекса контролируемых параметров при'бурении скважин в осложненных условиях.

3. Разработка метода обоснования исходных требований к метрологическим характеристикам средств контроля технологических параметров процессов бурения скважин, буровых и тампонажных растворов, организация их производства.

4. Исследование статистических распределений производственных погрешностей параметров технологических процессов бурения скважин и буровых растворов.

5. Исследование и разработка методов обоснования периодичности контроля дискретно измеряемых параметров бурового раствора при уг -лублении и промывке скважин.

6. Разработка отраслевых технологических методи" контроля параметров буровых, тампонажных растворов, процесса промывки скважин , метрологического обеспечения бурения скважин, применение которых позволит практически исключить осложнения и аварии из-за недостоверности информации о контролируемых технологических параметрах.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА. Установлено, что результаты диагностирования устойчивости стенок скважин, типов прихватов бурильной колонны и др. относятся к числу случайных, зависящих от числа и информативности используемых параметров.

Впервые определена взаимосвязь информативности параметров с ве-

роятностью установления состояния скважин при бурении в осложненных условиях. На основе полученной зависимости разработано и научно обосновано принципиально новое решение задачи - обоснование комплекса параметров, подлежащих контролю при бурении скважин в осложненных условиях.

Разработан и научно обоснован метод обоснования допустимых погрешностей измерений при контроле технологических параметров буре -ния скважин, основанный на полученной зависимости вероятностей ошибок контроля от погрешностей измерений с учетом характеристик случайных отклонений технологических параметров, обоснованы допустимые погрешности измерений технологических параметров бурения скважин, буровых и тампонажных растворов и созданы технические средства измерений.

Разработан новый подход к определению частоты контроля диск -ретно измеряемых параметров буровых растворов при бурении скважин, учитывавший динамические характеристики контролируемых параметров.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ И РЕАЛИЗАЦИЯ РАБОТЫ В ПРОШИШЕННОСТИ. Основные исследования выполнены в соответствии с приказом Миннефтепрома и Минприбора 537/773 от 23.12.65 и комплексной программой, утвержденной Миннефтепромом.

На основе полученных результатов теоретических исследований разработан, утвержден Миннефтепромом и внедрен на буровых предприятиях РД 39-2-645-81 "Методика контроля параметров бурового раствора?

разработан, утвержден Миннефтепромом и внедрен на буровых предприятиях РД 39-2-965-83 "Методика контроля параметров процесса промывки скважин",

разработан, утвержден Миннефтепромом, внедрен на буровых

предприятиях РД-39-2-564-81 "Методика контроля параметров тампонажных растворов и тампонажных материалов",

разработан, утвержден Ыиннефтепромоы, внедрен на буровых предприятиях РД 39-0147009-530-66 "Типовой метрологический паспорт управления буровых работ",

разработаны и утверждены Ыиннефтепромом, внедрены на предприятиях отрасли "Правила технической эксплуатации средств и систем автоматизации и телемеханизации в нефтяной промышленности".

Под руководством и при непосредственном участии автора с использованием методики обоснования допустимой погрешности измерений при контроле технологических параметров разработаны технические требования к средствам измерений и тематические карточки (ТК-1) на создание средств измерений технологических параметров бурения скважин, буровых и тампонажных растворов, утвержденные Миннефтепромом, Мин— прибором приняты к разработке и к серийному изготовлению:

установка для определения твердой фазы и нефти (ТК 1021-86-055), фильтр-пресс (ТК 1021-86-053), ротационный вискозиметр (ТК 102Т-86-054) для контроля параметров буровых растворов в составе самоходной лаборатории СЮ1-1, разработанной СПКБ "Промавтомати-ка" и выпускаемой серийно Бакинским приборостроительным заводом;

установка для определения смазочной способности бурового раствора ( ТК 1021-86-057), установка для определения напряжения сдвига в глинистой корке С ТК 1021-81-056), высокотемпературный (до 350°С) вискозиметр (ТК 1021-80-025), разработанные СПКБ "Промавтоматика", выпускаемые опытным заводом НПО "Промавтоматика";

прибор для определения влажности глинопорошков (ТК 1021-80-011), разработанный СКВ "Проектприбор", выпускаемый опытным заводом НПО "Аналитприбор";

комплекс приборов контроля промывки, долива скважин и прогнозирования флюидопроявлений, разработанный Андижанским СПКБ , выпускаемый Усть-Каменогорским приборостроительным заводом.

В соответствии с приказом ¿¡иннефтепрома и кинприбора №538/773

от 24.12.85 при участии автора разработаны технические требования на модернизацию комплекса средств наземного контроля и управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин (СКУБ), осуществленную Ивано-Франковским СКВ СА.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ. Основные положения диссертационной работы докладывались на ряде конференций, совещаний: в том числе на Всесоюзном совещании по повышению информативности результатов исследования скважин в процессе бурения (г.Грозный, 1975г.), Республиканской научно-технической конференции по применению вероятностно-статистических методов в бурении и нефтедобыче (г.Баку, 1976г.), Всесоюзном совещании по разработке и внедрению АСУ буровыми работами (г.Грозный, 1976г.), Ш Всесоюзной научной конференции по применению вероятностно-статистических методов в бурении и нефтедобыче (г.Баку, 1980г.), совещании Миннефтепрома по повышению эффективности инженерно-технического обеспечения производства (г.Борислав, 1984г.), заседании технико-экономического совета ВПО "Союзнефтеспецматериалы" (г.Москва, 1984 г.), 1У Всесоюзной научной конференции по применению вероятностно-статистических методов в бурении и нефтедобыче (г.Баку, 1984 г.) .совещании Миннефтепрома по метрологическому обеспечению технологических процессов (г.Андижан, 1985г.), совещании Миннефтепрома по метрологическому обеспечению технологических процессов бурения скважин, нефтедобычи, транспорта нефти (г.Куйбышев, 1986г; Уфа, 1988г.).

Публикации. Основные материалы диссертационной работы опубликованы в 22 печатных работах, в том числе 4 книгах, изданных в центральных издательствах.

Ссылки на работы автора. Результаты исследований интерпретированы в монографиях:

Булатов А.И., Аветисов А.Г.Справочник инженера по бурению-М., Недра, 1985;

Ерыгин А.Т. Воспламенение взрывчатых смесей от электричес -ких разрядов и обеспечение искробезопасности электрических цепей.-М., Наука, 1960, с. 101 и др.

Объем и структура диссертации. Текст диссертационной работы изложен на 266 страницах машинописного текста, содержит 32 рисунка , 66 таблиц, состоит из введения, семи глав, основных выводов и рекомендаций, а также списка цитированной литературы, включающего 171 работу отечественных и зарубежных авторов.

При подготовке ряда вопросов диссертации и внедрении разрабо -ток автор сотрудничал с А.И.Булатовым, А.Г.Аветисовым,В.И.Рябченко, В.А.Буровым, А.П.Руденко, Е.С.Шмаковым, а также со специалистами производственных предприятий "Главтюменнефтегаза", производственных объединений "Грознефть", "Татнефть", "Укрнефть", "Мангышлакнефть", "Краснодарнефтегаз" и др.

Автор выражает признательность проф. А.И.Булатову, проф. А.Г.Аветисову, д.т.н. Н.А.Мариампольскому, ныне покойному проф. О.П.Шишкину за плодотворное обсуждение отдельных аспектов работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

I. Состояние проблемы контроля параметров бурения скважин

Управление технологическими процессами бурения нефтяных и газовых скважин включает контроль параметров, устранение расхождения между заданным и реальным значением параметров и оценку нового состояния технологического процесса.

В СССР в 1961-1988гг. интенсивно велись работы по созданию и совершенствованию технических средств контроля параметров бурения скважин, буровых и тампонажных растворов в ШЛО "Нефтегазав-томатика", в Ивано-Франковском СКВ СА, в Грозненском СПКБ "Нефте-газавтоматика", в Краснодарском СПКБ "Промавтоматика", в Андижанском СПКБ, в Ленинградском СКВ БА, а по разработке методик контроля - ВНИИЮйефтью НПО "Бурение".

В ШЛО "Нефтегазавтоматика" разработан комплекс СКУ-Море, комплекс средств измерений для контроля параметров тампонажного раствора и процесса цементирования скважин.

В Ивано-Франковском СКВ СА проведена работа по совершенствовании комплекса СКУБ.

В Грозненском СПКБ НГПА разработаны датчики усилий, давлений, частоты комплекса СКУ-Море-2.

В АСПКБ разработаны измеритель длины колонны труб, измеритель общего содержания газа в буровом растворе, плотномер, расходомер.

В СКВ БА проводились работы по созданию сигнализаторов проявлений и поглощений в скважинах.

ВНИИКРнефтыо разработаны методики контроля параметров буровых и тампонажных растворов, процесса промывки скважин.

За рубежом ведущими в области разработки средств контроля

бурения нефтяных и газовых скважин являются фирмы США, среди которых "ТОТКО", "Мартин Деккер", "Бароид" - основные.

Сложность процессов разрушения горных пород, приготовления, очистки, химической обработки буровых растворов, их физико-химических взаимодействий с породой при промывке скважин, разобщения пластов при креплении; нестабильность работы технологического оборудования; неоднородность используемых материалов и химических реагентов обусловливают случайные отклонения технологических параметров при проводке скважин. Параметры же режимов технологических процессов и операций при бурении и используемых буровых растворов в большинстве случаев должны иметь весьма жесткие допуски, т.е. устанавливаться и поддерживаться точно, что диктуется необходимостью увеличения скоростей проходки, снижения аварийности, числа осложнений и др.

Требования к повышению точности поддержания параметров технологических процессов цриводят к необходимости введения в технологический процесс большого числа контрольных операций и уменьшения погрешностей измерений.

Практика бурения нефтяных и газовых скважин показала, что из-за многих причин, в том числе из-за недостаточного числа контролируемых параметров, ошибок при контроле параметров процессов, интенсивности и направленности управляющих воздействий, большой длительности интервалов между моментами контроля дискретно измеря-мых параметров возникают осложнения и аварии, неполностью исполь -зуются потенциальные возможности техники и технологии бурения.

Результаты проведенного анализа отечественного и зарубежного опыта разработки и эксплуатации технических средств контроля параметров бурения скважин, буровых и тампонажных растворов пока -зали недостаточность существующих средств измерений. Кроме того, они свидетельствуют о необходимости разработки научных основ конт-

роля технологических параметров бурения скважин и комплексного решения этой важной проблемы, имеющей народнохозяйственное значение.

Повышение достоверности контроля параметров технологических процессов бурения скважин относится к числу сложных научных, технических и методических проблем.

Сущность научной проблемы заключается в нахождении наилучших решений задач, поставленных практикой бурения нефтяных и газовых скважин таких, как разработка метода обоснования состава комплекса контролируемых параметров при бурении скважин; исследование новых признаков, характеризующих бурение скважин, буровые и тампонаж-ные растворы; разработка методов обоснования допустимых погрешностей измерений при контроле технологических параметров и периодичности контроля дискретно измеряемых параметров.

К техническим относятся задачи создания и выпуска необходимой контрольно-измерительной техники достаточной точности, специализированных средств обработки и представления информации.

К методическим - задачи разработки и внедрения методик контроля параметров технологических процессов при бурении скважин, параметров буровых и тампонажных растворов.

2. Разработка метода обоснования комплекса контролируемых параметров при бурении скважин в осложненных условиях

Важной задачей при контроле технологических процессов бурения скважин является обоснование комплекса контролируемых параметров.

В работе использованы два подхода к выбору и обоснованию комплекса контролируемых параметров: эвристический и разработанный вероятностно-статистический.

Приведены результаты обработки экспертных оценок значимости контролируемых параметров бурения скважин в различных нефтедобывающих регионах. В состав комплексов параметров, подлежащих контролю при бурении глубоких скважин в производственных объединениях "Грознефть","Ставропольнефтегаз", "Краснодарнефтегаз" и других, включены: нагрузка на крюк (I), давление нагнетания бурового раствора (2), подача бурового инструмента (3), расход бурового раствора на входе в скважину (4), расход бурового раствора на выходе из скважины (5), крутящий момент на механическом ключе (6), плотность бурового раствора (7), уровень бурового раствора в приемной емкости (8), частота вращения ротора (9), крутящий момент на роторе (10), длина колонны (II), газосодержание бурового раствора (12)'.

В состав комплекса параметров, подлежащих контролю при бурении скважин в производственных объединениях Главтюменнефтегаза,

включены: нагрузка на крюк (I), давление нагнетания бурового раст-* •

вора (2), расход бурового раствора на входе в скважину СЗ), расход бурового раствора на выходе из скважины (4), подача.бурового инструмента (5), момент на ключе (6), уровень бурового раствора в приемной емкости (7), плотность бурового раствора (8).

В состав комплекса параметров, рекомендованных для контроля при бурении скважин в производственном объединении "Татнефть", включены: нагрузка на крюк (I), давление нагнетания бурового раствора (2), подача бурового инструмента (3), момент на ключе (4) , дифференциальный расход бурового раствора (5).

Полученные результаты анализа экспертных оценок состава и значимости комплексов контролируемых параметров включены в РД 39-0147001-530-86.

Следует отметить, что применение эвристического метода для определения значимости и состава контролируемых параметров бурения

■сважин позволяет избежать грубых ошибок, так как он основывается а опыте высококвалифицированных специалистов отрасли, но в то же ремя получаемые данные субъективны.

Анализ литературных источников показал, что существующие ме-оды теории измерений, контроля, распознавания образов не могут редложить для обоснования состава комплексов контролируемых па-аметров достаточно простых и надежных способов.

Нами проведена работа по изучению статистических закономернос-ей при установлении типов прихватов инструмента в процессе буре-ия скважин, устойчивости стенок скважин и других осложнений в ре-ультате которой появилась новая идея, позволяющая рассматривать сю совокупность полученных и накопленных данных и понятий комп-ексно, с новых позиций.

Ключом к решению задачи определения комплекса технологичес-:их параметров, которые необходимо контролировать для оценки сос-'ояний технологических объектов при бурении скважин в осложненных условиях, явилось представление контроля установления состояний ?ехнологического объекта как вероятностного процесса, зависящего >т числа и информативности используемых параметров.

Анализ результатов определения шторами диагностики типов при-сватов бурильного инструмента, устойчивости стенок скважин и т.д. 1ри бурении в осложненных условиях-показал, что для установления :аже одного вида состояния скважин необходимо применение различного числа технологических параметров. Например, установление типа прихвата инструмента, устойчивости приствольной зоны при бурении зкважин в .объединении "Укрнефть" достигалось в одних случаях при использовании таких технологических параметров, как глубина, на / которой находилось долото в момент прихвата, и тип породы в ^эбне прихвата; в других случаях - еще и по значениям пластового давления в зоне прихвата и плотности бурового раствора; в третьих-

дополнительно ещё брались дашше о показателе фильтрации бурового раствора, его условной вязкости и др.

Устойчивость приствольной зоны при бурении скважин в объеди -нении "Нижневолжскнефть" устанавливали в одних случаях, используя два-три технологических параметра,таких, как глубина нахождения долота в момент прихвата и тип породы, в других - принимали во внимание также пластовое давление, разность пластового и гидростати -ческого давления, плотность, условную вязкость, статическое напряжение сдвига бурового раствора и др.

Аналогичные результаты наблюдались многократно. Анализ этих данных позволил сделать важный вывод - установление состояний бурения скважин относится к случайным событиям, зависящим от числа и вида используемых параметров.

Используемые технологические параметры различны по физической природе и размерности: глубина скважины, проницаемость пород, давление, плотность, условная вязкость бурового раствора и т.д. При формировании комплекса контролируемых параметров возникает задача их сравнения. Непосредственное сравнение различных по физической природе и размерности технологических параметров невозможно. Поэтому в качестве меры количественного сравнения параметров технологи — ческйх процессов предложено использовать новую характеристику -

информативность.

Информативность параметров - безразмерная величина, определяемая по статистическим данным и численно равная сумме произведений логарифмов отношения частостей значений параметров для сравнивав -мых состояний технологического процесса и алгебраической разности

этих вероятностей.

Использование данной характеристики позволяет по новому классифицировать все параметры: по величине вклада каждого из них в сравнительное описание технологических объектов управления.

Сущность разработанного вероятностно-статистического метода определения комплекса контролируемых параметров заключается в следующем.

По статистическим результатам установления состояний технологического объекта управления при бурении скважин и вычисленным значениям информативностей, используемых при этом технологических параметров, находят вид и параметры статистического распределения, т.е. зависимость вероятности определения состояния технологического процесса при бурении скважин от информативности параметров.

По статистическому распределению определяют суммарную информативность технологических параметров, обеспечивающую заданную вероятность установления состояния технологического процесса при бурении скважин. По величине суммарной информативности находят конкретный перечень контролируемых технологических параметров.

Результаты обработок статистических промысловых данных о прихватах бурильных колонн, об устойчивости приствольной зоны в процессе бурения скважин в различных объединениях Миннефтепрома показали, что информативность используемых технологических параметров имеет гамма-распределение. Например, результаты обработки данных, полученных при установлении устойчивости приствольной зоны при бурении скважин в объединении "Нижневолжскньфть", показали, что функция плотности вероятности распределения информативностей технологических параметров бурения скважин ^ согласуется с гамма -распределением:

/ а)-0,1бГ"е"17,

где О - информативность параметров.-

Полученная формула позволяет рассчитывать для заданной достоверности установления состояния устойчивости стенок скважин ве-

личину общей информативности используемых технологических параметров. Например, при Р" 0,95 значение суммарной информативности, рассчитанное по приведенной формуле, равно 9.

Следовательно, для установления устойчивости стенок скважин с указанной вероятностью достаточно контролировать параметры, суммарная информативность которых не превышает 9. В рассмотренном случае к таким параметрам относятся: пластовое давление, глубина зоны неустойчивости, температура в зоне неустойчивости пород, плотность бурового раствора, статическое напряжение сдвига через I и 10 минут после перемешивания, тип пород, масса понизителей водоотдачи в буровом растворе, объем нефти в буровом растворе.

3. Исследование и разработка метода обоснования допустимой погрешности контроля технологических параметров

контроль технологического параметра при бурении скважин включает измерение его величины и сравнение получаемого значения параметра с заданным интервалом допустимых значений. Результаты контроля позволяют установить,находится ли контролируемый параметр в зоне допустимых значений или нет.

Из-за погрешностей измерений возникают ошибки в результатах контроля: значения параметров, находящихся в пределах допусков, относят к значениям, находящимся за границами поля допуска; или значения параметров, находящихся за допустимыми пределами, относят к области допустимых значений. Первые из указанных ошибок называются ошибками первого рода, а вторые - второго рода.

Разработка и применение средств измерений для контроля параметров бурения скважин до последнего времени осуществлялись без научного обоснования допустимых погрешностей. При это)», в одних случаях разрабатывались и применялись приборы с большими погрешностями , ;1то приводило к получению и использованию недостоверных

результатов контроля, в других - предъявлялись повышенные требования к точности средств измерений, чцо привело к большим трудностям при их создании.

Все это являлось следствием того, что не было методики обоснования допустимых погрешностей измерений.

Нами разработана методика обоснования допустимых погрешностей измерений при контроле технологических параметров бурения скважин.

Сущность ее заключается в том, что по статистическим данным определяют распределение случайных отклонений технологических параметров и погрешностей средств измерений, рассчитывают соотношение допуска на технологический параметр и его среднеквадратического отклонения: по полученным формулам (графическим зависимостям) вычисляют коэффициент точности и определяют допустимую погрешность измерений при контроле технологического параметра процесса бурения скважин.

Впервые проведены исследования, получены расчетные формулы ¡: вычислены вероятности ошибок первого и второго рода для нормального, равномерного и треугольного распределений контролируемых параметров и погрешностей измерений при различных соотношениях поля допуска и среднеквадратического отклонения и коэффициента точности (А). Составлены зависимости коэффициента точности от вероятностей ошибок контроля для всего диапазона возможных допусков на технологические параметры ( от 0,25 6, до 3 6Х ) и уровней вероятностей ошибок контроля (от 0,06 до 0,4 ).

Приняты следующие обозначения: ¿> - половина поля технологического допуска; I - параметр плотности распределения контролируемых величин; Л - параметр плотности распределения погрешности средств измерений;

А - коэффициент точности, равный отношении предельной погрешности измерений к половине поля допуска. При д « 2 $ возможны следующие случаи соотношений:

1)/-= А С сГ— /;

2)/«Г, Д^сГ-£/

3)Л>£ Д> ¿-¿Г/

4)/->сГ,

Для первого случая, когда / сГ; Л ( , все распределение менее поля допуска и ошибки первого и второго рода равны нулю.

Приведенные соотношения нормируются по среднеквадратическому отклонению при . Обозначив г = ; т, ■= -0— , имеем:

Ох Ох

I) 3^1 ,

2 ) 3>2 , з-г ;

з) , г, < з-г.

При нормальных законах распределений контролируемых величин и погрешностей измерений в зависимости от соотношения параметров распределений и величин полей допуска вероятность ошибок первого и второго рода .вычисляется следующим образом.

Если и 2,- 3 » то вероятность ошибок второго рода р равна нулю, так как все распределение находится в пределах поля допуска, а вероятность ошибок первого рода определяется вероятностью появлений погрешности измерений, превышающей разность

О - 36л «и измеряемой величины, находящейся на таком же рас -стоянии от соответствующей границы поля допуска. Тогда вероятность ошибок первого рода ос определяется из уравнения, полученного автором совместно с А.П.Руденко.

/ ; *

Выведены формулы для вычисления вероятностей ошибок первого и второго рода для случаев 71 < 3 , 21 у~> 3 — /Г

и г<з.,гх<-3~г.

Результаты расчетов на ЭВМ вероятностей ошибок первого и второго рода и значений коэффициентов точности в зависимости от величины соотношений интервала допустимых изменений технологических параметров и их среднеквадратических отклонений для случая нормального закона распределения погрешностей измерений и контролируемых вели -чин приведены на рис. 1,2.

При расчетах считалось, что погрешности измерений независимы от значений измеряемого параметра.

Выведены формулы, позволяющие определить коэффициент точности и допустимую погрешность измерений при контроле технологических параметров бурения скважин при нормальном, треугольном и равномерном распределении контролируемых величин и погрешностей измерений и сочетаний этих распределений.

Вычислены с помощью ЭВМ значения коэффициентов точности для всех диапазонов возможных допусков на технологические параметры ( от 0,25 б* до 3 (Г*/ ) и уровней вероятностей ошибок контроля ( от 0,06 до 0,4 ).

Зависимость вероятностей ошибок контроля первого и второго рода от коэффициентов точности при равномерном распределении слу -чайных отклонений параметров бурения скважин и нормальном распределении погрешностей измерений приведены в табл. 1,2.

На основе найденных зависимостей вероятностей ошибок первого и второго рода для соответствующих статистических распределений случайных отклонений контролируемых параметров бурения скважин и погрешностей измерений от величины соотноешний допусков и средне -квадратических отклонений параметров разработана методика обос -нования допустимых погрешностей измерений при контроле техно - —

о<

Рис. I. Зависимость вероятностей ошибок контроля первого рода от коэффициентов точности

при нормальном распределении контролируемых

величин и погрешностей измерений:

/ - ^ - ¿^¿Г; 2 - ^ = г,75 ;

З-^Мх =0,5; ¿/¿л - 0,75;

5-Уб*

Рис. 2. Зависимость вероятностей ошибок контроля второго рода от коэффициентов точности при нормальном распределении контролируемых величин и погрешностей измерений:

/- 0,25; 2~ ¿/¿А = ;

3- - ^ - = 0,5 ;

Таблица I

Зависимость вероятностей ошибок контроля первого рода от коэффициентов точности при распределении контролируемых величин по закону равной вероятности и нормальном распределении Погрешностей измерений

Вероятности

Коэффициенты точности при &

ошибок 0,25 ! 0,5 ! ! ! 0,75 ! 1,00 ! ! 1,25 ! 1 1,50 !

0,002 0,275 0,05 0,025 0,025 0,003 0,025

0,006 0,470 0,155 0,100 0,090 0,075 0,070

0,010 0,650 0,270 0,175 0,140 0,115 0,100

0,014 0,810 0,375 0,240 0,180 0,150 0,125

0,018 0,985 0,470 0,325 0,240 0,200 0,180

0,022 1,225 0,575 0,385 0,300 0,235 0,190

0,026 1,420 0,690 0,470 0,355 0,280 0,230

0,030 1,590 0,600 0,545 0,400 0,325 0,265

0,034 1,745 0,895 0,610 0,455 0,365 0,295

0,038 1,925 1,005 0,685 0,500 0,400 0,330

0,042 - 1,150 0,750 0,560 0,450 0,370

0,050 - 1,350 0,890 0,660 0,530 0,440

0,054 — 1,440 0,950 0,715 0,570 0,475

0,05В - 1,545 1,015 0,765 0,615 0,515

0,062 - 1,665 1,125 0,825 0,660 0,550

0,066 - 1,840 1,190 0,875 0,705 0,590

0,70 - 1,950 1,250 0,925 0,750 0,625

0,074 - - 1,310 0,975 0,780 0,670

0,07В - - 1,375 1,050 0,825 0,715

0,0Ь2 - - 1,440 1,120 0,875 0,740

0,066 - - 1,520 1,160 0,910 0,775

Таблица 2

Зависимость вероятностей ошибок контроля второго рода от коэффициентов точности при равномерном распределении контролируемых величин и нормальном распределении погрешностей измерений

Вероят-! ности ! Коэффициенты точности при

ошибок 1 Î 0,25 1 0,50 1 0,75 1 1,00 J 1,25

0,002 1,050 0,110 0,035 0,050

0,006 1,140 0,200 0,115 0,100

0,010 1,250 0,300 0,175 0,150

0,014 1,350 0,400 0,245 0,200

0,018 1,475 0,500 0,325 0,250

0,022 1,575 0,600 0,395 0,300

0,026 1,695 0,705 0,475 0,350

0,030 1,800 0,800 0,540 0,400

0,034 1,895 0,900 0,605 0,450

0,038 2,000 1,000 0,690 0,500

0,042 - 1,105 0,750 -

0,046 - 1,225 0,825 -

0,050 - 1,325 0,895 -

0,054 - 1,425 0,955 -

0,058 - - - -

логических параметров.

Обоснование допустимой погрешности измерений при контроле технологического параметра бурения скважин включает следующие этапы:

установление закона распределения случайных отклонений значений технологического параметра;

определение значения соотношения половины поля допуска и среднеквадратического отклонения параметра и коэффициента точ -ности;

определение допустимой абсолютной погрешности измерений технологического параметра.

Для соответствующего распределения случайных отклонений контролируемых величин, соотношения допуска на технологический параметр <Г и его среднеквадратическое отклонение находится по рисунку I коэффициент точности А, затем вычисляется величина допустимой погрешности А:

Предложенная методика обоснования допустимых погрешностей измерений технологических параметров включена в РД 39-2-645-Ы, утвержденный Миннефтепроком.

Случайные отклонения параметров технологических процессов от проектных значений при бурении скважин неизбежны и зависят от воздействий многих изменяющихся во времени или по глубине факторов: геофизических условий бурения скважин ( свойств горных пород, флюидов, температуры, давлений и др.), характеристик применяемого оборудования и инструмента, свойств используемых буровых растворов

4. Исследование случайных отклонений параметров технологических процессов бурения скважин и буровых растворов

и материалов, режимов работа оборудования и др.

Для повышения эффективности контроля параметров технологических процессов бурения скважин и, следовательно, увеличения их точности особенно при бурении глубоких скважин и при бурении скважин в осложненных условиях, необходимо определить характер статистических зависимостей мел^цу значениями технологических параметров и вероятностями их реализаций при бурении скваяин.

В отрасли накоплен большой массив данных о технологических процессах бурения скважин, включающий данные о параметрах режяыов углубления скважин, буровых растворов промывки сяваиия а др.

Теоретическое обобщение опыта бурения нефтяных и газовых сква-жип па базе имеющейся информации об отдельных технологических процессах позволило оценить достигнутый уровень точности поддержания технологических параметров цри бурении скважин.

Проанализированы,с применением ЭВМ и статистических методов, данные о случайных отклонениях при бурении скважин таких параметров, как нагрузка на долото, крутящий момент на роторе, частота вращения ротора, давление нагнетания бурового раствора, уровень бурового раствора в приемной емкости, плотность, условная вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига бурового раствора через I и 10 минут после перемешивания.

Результаты исследований статистических характеристик и рас -пределений случайных отклонений технологических параметров бурения скважин и буровых растворов показали, что случайные отклонения значений нагрузки на долото, крутящего момента на роторе, частоты вращения ротора, уровня бурового раствора в приемной емкости, давления нагнетания бурового раствора, статического напряжения сдвига бурового раствора через одну и десять минут после перемешивания имеют равномерное распределение; случайные отклонения значений

плотности бурового раствора имеют треугольное (Симпсона) распределение; случайные отклонения значений условной вязкости бурового раствора имеют усеченное нормальное распределение; случайные от -клонения значений водоотдачи бурового раствора имеют трапецеидальное распределение.

При обосновании допустимых погрешностей измерений технологических параметров бурения, рассчитываемых при проектировании скважин, необходимы данные об относительных отклонениях результатов расчетов при изменении значений исходных данных в пределах поля допуска.

Обычно используются конкретные значения характеристик горных пород, поровых и пластовых давлений, давлений гидроразрыва пластов и др. Это приводит к ошибочным решениям при выборе показателей свойств буровых растворов, режимов технологических процессов и др., так как учитывается только систематическое изменение характеристик горных пород, давлений, температур с увеличением глубин, но практически не учитываются случайные отклонения характеристик горных пород и случайные погрешности измерений этих характеристик.

Результаты анализа показывают, что в большинстве случаев погрешности определения характеристик свойств горных пород, пластовых поровых давлений, давлений гидроразрыва, геотермических гра -диентов и других параметров имеют нормальное распределение.

Таким образом, в реальных условиях величины исходных данных отличаются от номинальных значений, поэтому величины определяемых технологических параметров также отличаются от номинальных.

Составлены уравнения, позволяющие оценить влияние изменений исходных данных в пределах допусков на результаты расчетов, которые

показали, что увеличение точности результатов расчетов технологических параметров бурения скважин может быть достигнуто путем уменьшения величины погрешности исходных данных и коэффициента влияния, т.е. частной производной исследуемого параметра по соот -ветствующему параметру, входящему в расчетную формулу, и дроби , числителем которой является номинальное значение параметра, по которому взята частная производная, а знаменателем - аналитическое выражение изучаемого параметра.

Вычислены значения относительных отклонений результатов рас -четов технологических параметров бурения скважин, гидродинамичес -ких параметров цементирования скважин, которые показали, что погрешности результатов расчетов технологических параметров с учетом возможных случайных отклонений исходных данных в пределах поля допуска не превышают - 12 %.

Следовательно, указанную величину относительных отклонений результатов расчетов технологических параметров бурения скважин целесообразно использовать в качестве границ поля допуска при определении допустимых погрешностей измерений и выборе средств измерений.

При проектировании и планировании технологического процесса промывки скважин производят расчеты необходимых объемов буровых растворов и количеств глинопорошков, утяжелителей, химических реагентов, режимов их ввода при приготовлении буровых растворов, регулировании их свойств, пропускной способности вибросит, режимов работы гидроциклонов и др.

Для этой цели в ряде руководящих документов Миннефтепрома даны взаимосвязи определяемых технологических параметров и исходных данных в виде набора номограмм.

Вследствие отклонений значений исходных данных от номинальных величин из-за различных дестабилизирующих воздействий и неоднород-

ности материалов найденные значения технологических параметров отличаются от номинальных,

Предложены соотношения значений предельных отклонений исходных данных и отклонений определяемых технологических параметров.

Значения относительных отклонений технологических параметров, определяемых по номограммам, не превышают £ 25 %.

5. Обоснование технологических требований к средствам контроля параметров бурения скважин

В результате анализа данных об интервалах изменений технологических параметров бурения скважин определены пределы измерений технических средств контроля (табл. 3).

Допустимые погрешности измерений при контроле технологических параметров определены по предложенной методике.

Таблица 3

Погрешности измерений параметров бурения скважин, буровых и тампо-нажных растворов

Технологический ! параметр ! Верхний предел измерения ! Значения ! % ! Допустимые ! погрешности ! измерений, %

I I 2 ! 3 ! 4

Нагрузка на крюк, кН 3500 1,15 1,5

Момент на роторе, кНм 30 1,3 1,5

Момент на ключе, кНм 60 1,4 1,0

Давление нагнетания бурового раствора, Ша 40 2,0 1,5

Уровень бурового раство ра в приемной емкости, 1 и 1,6 0,75 I

Окончание табл. 3

I

2

3 ! 4

Расход бурового раствора, дм 3/с

Плотность раствора, г/см3

Содержание твердой фазы в буровом растворе, см3

Глубина погружения иглы в тампонажный раствор при определении сроков схватывания, мм

Водоотдача тампонажного раствора, см3

40 1,5

50 1,и 2,5 0,5

10

10

2

I

2

0,5

0,5

0,5

I

Значения основных погрешностей измерений параметров, указанных в таблице, включены в технические требования технических заданий на разработку средств измерений параметров бурения скважин, буровых и тампонажных растворов.

Выполняя эти задания, ¡«НПО "Нефтегазавтоматика"совместно с Ивано-Франковским СКВ СА разрабатывает унифицированные модульные средства контроля параметров технологических процессов бурения скважин. Краснодарским СПКБ "Прокавтоматика" разработаны и выпускаются ротационный вискозиметр ВСН-350 для исследований реологических свойств буровых растворов при температурах ао 35У°С, установка для определения твердой фазы и нефти в буровых растворах. Модернизированы установка для определения сроков схватывания тампонаиных растворов УС-1-'д-1^ установка дяя определения вопоотдачи тампонажных растворов УВд-2-1и I, ротационный вискозикетр для определения реологических<свойств буровчг растворов при нормальных температура?.

В результате экспериментальных исследований установлено, что погрешность средств измерений значительно увеличивается при изменениях температуры окружающей среды, напряжения питания.

Так, например, погрешности измерительных каналов комплекса средств наземного контроля и управления процессом бурения нефтя-1&к и газовых скважин могут изменяться дополнительно на -1,35% гл каздые Ю°С изменения температуры окружающей среды в диапазоне от~50°С до +50°С, на - 0,8 % при изменении напряжения питания от 176 до 264 В п др.

Это означает, что при снижении температуры, например, до -50° С, погрешность средств измерений может увеличиваться до 9,45 % от верхнего предела диапазона измерений. Для повышения точности результатов измерений технологических параметров бурения скважин с помощью измерительных средств комплекса контроля и управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин необходимо Ьсуществлять их коррекцию, т.е. экспериментальное определение величины и знака дополнительных погрешностей, вычисление поправочных коэффициентов и внесение поправок в результаты измерений.

Анализ дополнительных погрешностей средств измерений нагрузки на крюке, момента на роторе, частоты вращения ротора, момента на машинном ключе, давления нагнетания бурового раствора, расхода бурового раствора, уровня бурового раствора в приемной емкости показал, что в них можно выделить две составляющие: аддитивную и мультипликативную.

Значение аддитивной составляющей погрешности измерений не зависит от значения измеряемой величины, а мультипликативная со-ставяяшцая погрешности измерений изменяется прямо пропорционально значениям измеряемой величины. Коэффициент мультипликативной пог-

решности равен отношении диапазона изменения мультипликативной составляющей погрешности к наибольшему соответствующему значению диапазона измерений.

В результате проведенных исследований определено, что для преобразования нагрузки на крюке указанного комплекса аддитивная составляющая погрешности при температуре +50°С равна 20 кН, а при температуре -50°С - 10 кН, коэффициент мультипликативной температурной составляющей погрешности равен 0,05, аддитивная составляющая погрешности измерений момента на роторе при положительных температурах составляет 0,25 кНм, а при отрицательных -0,12 кНм, коэффициент мультипликативной температурной составляющей погрешности составляет - 0,05; аддитивная составляющая погрешности измерений давлений нагнетания бурового раствора при положительных температурах- составляет соответственно 0,25 Ша, а при отрицательных 0,1 Ша, коэффициент мультипликативной составляющей погрешности составляет - 0,04; для преобразователя частоты вращения ротора аддитивная составляющая температурной погрешности при температуре +50°С равна 2 мин-*, а при температуре -50°G -I мин-*, мультипликативная составляющая температурной погрешности при температуре +50°С в интервале от 0 до 160 мин.-* равна нулю, в интервале от 160 до 250 мин.-* коэффициент мультипликативной составляющей погрешности равен 0,066, при температуре -50°С коэффициент мульти -пликативной составляющей погрешности равен 0,03.

Полученные значения аддитивных и коэффициентов мультипликативных составляющих дополнительных температурных погрешностей измерений параметров бурения скважин позволяют корректировать ре -зультаты измерений, т.е. практически их исключить.

6. Исследование и разработка методики определения периодичности контроля параметров бурового раствора

При бурении скважин наблюдется последовательный поток случайных отклонений параметров буровых растворов из-за воздействий различных факторов.

Для своевременного их обнаружения необходимо определение периодичности и последовательности их измерений.

Директивные указания о периодичности контроля параметров бурового раствора при бурении скважин часто не соответствуют условиям бурения в конкретных нефтедобывающих регионах и не соблюдаются. Поэтому возникла необходимость в разработке методики определения периодичности контроля параметров бурового раствора.

Существующие методики определения периодичности контроля дискретно измеряемых параметров не могут быть использованы, так как для их применения необходимы либо точные аналитические зависимости изменений параметров во времени, либо, чтобы распределение случайных отклонений параметров было нормальным, либо были известны данные о стоимости потерь от использования некачественных материалов , растворов.и др..........

Предложен новый метод определения длительностижтервалов времени между моментами дискретного контроля технологических параметров бурового раствора при бурении скважин.

Сущность метода заключается в следующем:

определяют по статистическим данным взаимосвязь случайных величин интервалов времени между моментами отклонений значений технологического параметра за пределы допусков и их вероятностей;

выбирают значение вероятности того, что в процессе дискрет-

ного контроля не будет пропущен момент выхода контролируемого параметра за допустимые границы;

находят значения допустимого интервала времени между моментами дискретного контроля по найденному распределению интервалов времени между моментами отклонений технологического пара -метра за пределы допусков.

Таким образом, для определения длительности интервалов времени между моменташ дискретного контроля технологических параметров при бурении скважин необходимо определить зависимость случайных величин интервалов времени между моментами отклонений значений технологического параметра за пределы допусков и их вероятностями.

Нами проведено исследование статистических характеристик интервалов времени между отклонениями за допустимые пределы при бурении скважин в объединениях "Грознефть","Нижневартовскнефтегаз", "Укрнефть" таких параметров бурового раствора, как плотность, условная вязкость, статическое напряжение сдвига, водоотдача, результаты которых показали, что распределение случайных величин интервалов времени / (?) для всех указанных параметров экспоненциаль-

t - интервал времени.

Поэтому экспоненциальную зависимость вероятностей и случайных величин интервалов времени между моментами отклонений значений параметров бурового раствора за пределы допусков следует использовать при определении периодичности контроля параметров буровых растворов.

По предложенной методике определено, что, например, для нормальных условий глубокого бурения скважин в Горячеводском УЕР объединения "Грознефть" при Р= 0,9 периодичность контроля плотности

ное:

где /г' - характеристика распределения;

бурового раствора должна составлять 30 мин, условной вязкости бурового раствора - 20 мин, напряжения сдвига бурового раствора через I мин после перемешивания - 2 часа, водоотдачи - 2,5 часа.

Для нормальных условий бурения скважин в УБР №2 объединения "Нижневартовскнефтегаэ" при Р- 0}9 периодичность контроля плотности бурового раствора должна составлять 25-30 мин, условной вязкости бурового раствора-30 мин.

При бурении скважин в осложненных условиях периодичность контроля параметров At должна изменяться и определяться по фор-

где М(х) - среднее значение параметра;

Хг - граничное значение поля допуска параметра;

среднее значение скорости изменения параметра.

Так же определяются периодичности контроля других параметров.

Для повышения оперативности контроля предложено использовать контрольные карты - специальные бланки, на оси ординат которых указаны значения параметров, а на оси абсцисс- текущее значение времени.

Нами разработаны технические требования к средствам измерений и тематические карточки (ТК-1) на создание средств измерений технологических параметров бурения скважин, буровых и тампонажных растворов, утвержденные Миннефтепромсм и принятые йинприбором к разработке и к серийному изготовлению:

муле:

At-

7. Реализация разработок и их технико-экономическая эффективность

-технические требования, включенные в тематическую карточку 1021-86-055, на разработку установки для определения твердой фазы и нефти в буровом растворе;

- технические требования, включенные в тематическую карточку 1021-86-053, на разработку фильтра-пресса для бурового раствора;

- технические требования, включенные в тематическую карточку 1021-86-054, на разработку ротационного вискозиметра;

- технические требования, включенные в тематическую карточку ПК №1021-80-011, на разработку прибора для определения влажности глинопорошков;

- технические требования, включенные в тематическую карточку 1021-86-057, на разработку установки для определения смазочной способности бурового раствора;

- технические требования, включенные в тематическую карточку 1021-86-056, на разработку установки для определения напряжения сдвига в глинистой корке;

- технические требования, включенные в тематическую карточку 1021-80-025, на разработку высокотемпературного вискозиметра;

- технические требования, включенные в тематическую карточку 1021-80-004, на разработку плотномера тампонажных растворов;

- технические требования на прибор для определения стабильности буровых растворов, утвержденные Ыиннефтепромом, по которым при участии автора разработан и изготовлен прибор для определения стабильности эмульсионных буровых растворов;

- технические требования, включенные в тематическую карточку ТК 1021-80-015, на разработку комплекса приборов контроля промывки, долива скважин и прогнозирования флюидопроявления, утвержденные Миннефтепромом.

Б соответствии с приказом Миннефтепрома и Минприбора №358/773 от 24.12.65 при участии автора разработаны технические требования

на модернизацию комплекса средств наземного контроля и управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин СКУБ и разработку унифицированных модульных средств контроля параметров технологических процессов бурения скважин.

По указанным техническим требованиям созданы и*и модернизированы:

- установка для определения твердой фазы и нефти в буровом растворе типа Т5Н, разработанная СПКБ "Промавтоматика" взамен выпускаемой серийно Бакинским приборостроительным заводом;

- установка для определения водоотдачи бурового раствора, разработанная ВНИИКАнефтегазом,взамен выпускаемой Бакинским приборостроительным заводом;

- прибор для определения влажности глинопорошков ИГВП, разработанный СКВ "Проектприбор", выпускается опытным заводом НПО "Аналитприбор";

- установка для определения смазочной способности бурового раствора CP-I, разработанная СПКБ "Промавтоматика", выпускается опытным заводом НПО "Промавтоматика";

- установка для определения напряжения сдвига в глинистой корке HK-I, разработанная СПКБ "Промавтоматика", выпускается опытным заводом НПО "Промавтоматика";

- высокотемпературный вискозиметр ВСН-350, разработанный СПКБ "Промавтоматика", выпускается опытным заводом НПО "Промавтоматика" ;

- комплекс приборов контроля промывки, долива скважины и прогнозирования флюидопроявления, разработанный Андижанским СПКБ, выпускается Усть-Каменогорским прибороремонтннм заводом.

В соответствии с постановлением ЦК КПСС и Совета Министров СССР 261 от 12.03.Ы. ежегодно выпускаются Бакинским приборостроительным заводом 260 самоходных лабораторий СКЛ-I для контроля

параметров буровых растворов, в состав которых входят установки ТФН-1, ИГЭР-1, ротационный вискозиметр ВСН-3 и 300 комплектов лаборанта КЛР-1 с ротационным вискозиметром.

Ивано-Франковским ПО "Геофизприбор" разработан модернизированный комплекс средств наземного контроля и управления процессом бурения нефтяных и газовых скважин СКУБ-МТ.

Андижанским СПКБ разрабатывается система раннего обнаружения флгоидопроявлений (РОП) при бурении скважин.

Общий годовой экономический эффект от внедрения высокотемпературного вискозиметра, установки для определения твердой фазы и нефти в буровом растворе, ротационного вискозиметра, установок для определения водоотдачи тампонажных растворов, сроков схватывания тампонажных растворов, высокотемпературной установки для определения водоотдачи бурового раствора составляет более 1,6 млн.руб; часть указанного экономического эффекта получено за счет результатов работ по обоснованию технических требований к упомянутым устройствам контроля.

Результаты обследования нами предприятий Миннефтепрома и анализ состояния метрологического обеспечения процессов бурения нефтяных и газовых скважин показали, что практически не было в отрасли руководящих документов, определяющих, какие технологические параметры необходимо контролировать при бурении скважин, как определить допустимые погрешности измерений при контроле параметров и выбрать средства измерений, как определить частоту контроля дискретно измеряемых технологических параметров, а также порядок и режим контроля параметров, как обрабатывать и оформлять результаты контроля.

Наш систематизирован передовой производственный опыт, основные результаты научных исследований, которые дополнены собственными разработками и в соответствии с "Программой метролти-

ческого обеспечения предприятий Министерства нефтяной промышленности", утвержденной постановлением Госстандарта СССР № 99 от 16.01.79. были разработаны методики-руководящие документы РД 39-2-645-61 '"Методика контроля параметров буровых растворов", РД 39-2-985-83 "¡методика контроля параметров процесса промывки скважин" и РД 39-2-584-81 "Методика контроля параметров тампона? ных растворов и тампонажных.материалов", которые утверждены Мин-нефтепромом. Все эти РД устанавливают единые правила выполнения комплекса работ по контролю показателей качества материалов, применяемых для приготовления тампонажных и буровых растворов; параметров буровых растворов и процесса промывки при бурении нефтяны: и газовых скважин; параметров тампонажных растворов при составлении их рецептур и цементировании скважин.

В 1986 г. нами разработан и утвержден Мин'нефтепромом руково дящий документ РД 39-0147009-530-86 "Типовой метрологический пас порт управления буровых работ", устанавливающий перечень контрол руемых технологических параметров при бурении скважин, перечень контролируемых параметров бурового раствора при бурении скважин, перечень контролируемых параметров бурового раствора при подборе рецептур в лаборатории буровых растворов, перечень контролируемых параметров при подборе рецептур и испытаниях тампонажного ра твора и цементного камня в лаборатории тампонажных растворов. -Таким образом, в течение 1982-1988гг. нами разработаны методики контроля параметров бурения скважин, буровых и тампонажн растворов, которые внедрены на буровых предприятиях ¿¡иннефтепром Экономическая эффективность от использования разработанных методик контроля определяется относительным увеличением эффектив ности технологических процессов бурения скважин и получается за счет: повышения достоверности результатов контроля и уменьшения

ущерба, связанного с ошибками контроля; повышения точности технологических процессов; снижения непроизводительных потерь времени из-за осложнений и аварий; экономии материалов при приготовлении буровых и тампонажных растворов; снижения эксплуатационных зат -рат на средства измерений и др.

Общий экономический эффект от внедрения разработок за 5 лет составил более 1,6 млн. руб.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ, ВЫВОДЫ И РЕДОЩЦАЦИИ

I. На основании научного обобщения результатов теоретических и экспериментальных исследований в области контроля параметров бурения скважин решена крупная научно - техническая проблема - повышена достоверность результатов контроля параметров бурения скважин путем разработки научных основ, практических методов и технических средств, имеющая важное народнохозяйственное значение. Повышена эффективность буровых работ за счет увеличения полноты и достоверности результатов контроля технологических параметров и точности регулирования параметров технологических процессов; сок -ращения числа аварий и осложнений при бурении скважин из-за использования недостоверной информации, благодаря созданию научных методов обоснования допустимых погрешностей измерений при контроле параметров бурения скважин и метрологических характеристик средств измерений, периодичности контроля дискретно измеряемых параметров бурового раствора, комплексов контролируемых параметров при бурении скважин в осложненных условиях, а также организации разработки и серийного выпуска средств измерений и разработки методик контроля, отвечающих современным высоким требованиям технологии проводки скважин в осложненных геолого-технических условиях бурения.

2. Развиты новые представления о сравнительной характеристике технологических параметров - информативности, позволившие:

- проводить оценку значимости как отдельных технологических параметров, так и их комплексов по критерию - информативность;

- установить взаимосвязь информативности комплекса технологических параметров с вероятностью определения состояния технологического процесса;

- разработать новое перспективное направление решения проблемы - обоснование комплекса параметров, подлежащих контролю при бурении в осложненных условиях.

3. Установлены зависимости вероятностей ошибок контроля технологических параметров бурения скважин от величины поля допуска, вида характеристик распределения значений контролируемых параметров, вида характеристик распределения погрешностей измерительных средств. Вычислены вероятности ошибок контроля первого и второго рода для нормального,равномерного, треугольного распределений контролируемых величин и погрешностей измерений при различных соотношениях поля допуска и среднеквадратического отклонения и коэффициента точности и составлены таблицы зависимости коэффициента точности от вероятностей ошибок для всего диапазона возможных допусков технологических параметров ( от 0,25 6 до 36) и уровней вероятностей ошибок контроля ( от 0,06 до 0,4). Получены формулы расчета допустимых вероятностей ошибок контроля с учетом их влияния на результаты технологического процесса и затрат на проведение контрольных операций. Результаты расчетов, представленные в виде таблиц, составляют основу научно-методического обоснования допустимых погрешностей измерений технологических параметров процессов бурения скважин.

4. Разработана методика обоснования допустимых погрешностей измерений средств и систем контроля технологических параметров

процессов бурения скважин, включенная в руководящий документ РД 39-2-645-81.

Определены законы распределения .случайных отклонений параметров технологических процессов бурения скважин и буровых растворов.

Обоснованы исходные требования и разработаны заявки на создание и серийное производство приборов контроля параметров буровых и тамлонажных растворов, промывки, долива скважин и обнаружения флюидопроявлений. Разработаны рекомендации по коррекции дополнительных температурных погрешностей результатов измерений технологических параметров бурения скважин.

5. Результаты исследований моментов выхода значений параметров бурового раствора за границы допуска при бурении скважин позволили установить, что распределение интервалов времени нахождения значений параметров бурового раствора в допустимых пределах - экспоненциальное.

Разработана методика определения частоты контроля дискретно определяемых параметров буровых растворов при бурении нефтяных и газовых скважин.

Определены допустимые длительности между моментами контроля основных параметров бурового раствора для нефтедобывающих регионов Северного Кавказа и Западной Сибири.

6. Созданы и выпускаются эффективные средства измерений параметров процессов бурения скважин, буровых растворов: установка для определения твердой фазы и нефти в буровом растворе, фильтр -пресс, ротационный вискозиметр для нормальных и высоких темпера -тур ( до 350°с), установка для определения напряжения сдвига глинистой корки, установка для определения смазочной способности бурового раствора, прибор для определения влажности глинопорошков, комплекс приборов промывки, долива скважин и прогнозирования флю -идопрояпления.

7. Для внедрения полученных результатов разработан ряд руководящих отраслевых документов: РД 39-2-645-81 "Методика контроля параметров буровых растворов", РД 39-2-584-81 "Методика контроля параметров тампонажного раствора и тампонажных материалов",

РД 39-2-985-83 "Методика контроля процесса промывки скважин", РД 39-0147009-530-86 "Типовой метрологический паспорт управления буровых работ-'.

8. Экономический эффект от внедрения технических средств и методик контроля параметров бурения скважин, показателей свойств буровых и тампонажных растворов на буровых предприятиях Миннефте-прома в 1983-1968 гг. составил 1,6 млн. руб.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в следующих работах.

Ыонографии:

Г. Метрологическое обеспечение процессов бурения скважин.-М.:Недра.-1984.-164с.

2. Контрольно-измерительные приборы при бурении скважин.-к:: Недра.-1980.- 304с. (совместно с А.И. Леоновым).

3. Расчет и конструирование искробезопасной аппаратуры.-

Ы.: Энергия.-1971.-176с. (совместно с А.И.Султановичем, В.Г. Луп-пой, Э.С.Будаевым, Д.Н.Бельфером, А.Н.Лазовской).

4. Средства контроля в бурении. Раздел 2. в кн.:А.И.Булатова А.Г. Аветисова "Справочник инженера по бурению". Т.2.-Ь.: Недра.-19Ь5- С.3-28 ( совместно с А.И.Булатовым, А.Г.Аветисовым).

Обзор

5. Метрологические характеристики отечественных и зарубежных средств контроля за показателями свойств буровых растворов.-М.: ВНИИ0ЭНГ.-1963.-37с. (совместно с В.Б. Пальчиковым, В.И.Ряб-ченко).

Статьи:

6.Алгоритм оценки достоверности технологической информации, используемой при цементировании скважин. - Тезисы докладов ^Всесоюзной конференции "Применение вероятностно-статистических методов в бурении и нефтедобыче".-Баку, АзИНЕФТЕХИМ, 1984, 0,5с.

7. 0 статистическом регулировании качества буровых растворов в процессе бурения.- Тезисы докладов ШВсесоюзной научной конференции "Применение вероятностно-статистических методов в бурении и нефтедобыче".- Баку, АзИНЕФТЕХИМ, 1981-С.I (совместно с В.А.Буровым).

8. 0 необходимости выбора рационального комплекса контролируемых параметров бурового раствора,- Тезисы докладов Ш Всесоюзной научной конференции "Применение вероятностно- статистических методов в бурении и нефтедобыче."- Баку, АзИНЕФТЕХИМ , 1981- С.1 (совместно с В.А.Буровым).

9. Статистические методы определения частоты контроля параметров бурового раствора.-Тезисы докладов республиканской научно-технической конференции "Применение вероятностно-статистических методов в бурении и нефтедобыче".-Баку, АзИНЕФТЕХИМ, 1981 -СЛ (совместно с В.А.Буровым).

10. Надежность цементировочных агрегатов и цементировочных машин // ¡.¡ашины и нефтяное оборудование .-1975.-№3.-С.2 (совместно с Е.Б.Волковым, Е.С.Шмаковым, В.М.Шльштейном).

11. Искробезопасный источник питания повышенной мощности.-'Приборы и системы управления.- 1972.-М-С Л ; совместно с В.Г.Луп-пой).

12. Информативность параметров при промывке и креплении скважин.- Р.Ф. Горное дело , реф. 101262-76,1976- СЛ. (совместно с А.Г.Аветйсовым).

13. Анализ статических характеристик плотномера бурового раствора // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности.-1975 - №2 - С. 11-13 (совместно с Е.Ф.Волковым, Г.В.Погореловым).

14. Испытатель напряжения пробоя эмульсий // Тр. ВНИИКРнефть. Буровые растворы и технология промывки скважин, Краснодар, 1977, с. 136-143 (совместно с Е.Ф.Волковым, Р.Ф. Фахрутдиновым).

15. Структура и принципы информационного обеспечения АСТП бурения // Тр. ВНИИКРнефть. Буровые растворы и технология промывки скважин, Краснодар, 1977, с. II7-I25 (совместно с В.А.Буровым,

Е.И.Сукуренко, Е.С.Шмаковым).

16. Методические основы статистического регулирования качества буровых растворов в процессе бурения // Тр. ВНИИКРнефть. Техника

и технология промывки скважин, Краснодар, 1983, с. 14-19 (совместно с В.А.Буровым, Ю.Г.Буровой).

17.'Статистические методы определения частоты контроля параметров бурового раствора. - Тезисы докладов республиканской научно-технической конференции "Применение вероятностно-статистических

методов в бурении и нефтедобыче". - Баку.- AsHHEiTEXMLi. - 1976 -С. 35-36 (совместно с Е.5.Волковым, А.П.Руденко, Е.С.Шмаковым).

18. Использование факторного анализа для выбора контролируемых параметров при бурении скважин // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. - 1979 - №6 - С. 14-16 (совместно с А.П.Ру денко).

19. Периодичность контроля параметров промывочной жидкости при бурении скважин. - В кн.: Опыт разработки и внедрения АСУ буровыми работами, - 14., 1979, с. II—12 (совместно с £.•;>. Волковым).

20. Надежность искробезопасной аппаратуры автоматизации. -В кн.: Автоматизация в нефтедобывающей промышленности, вып. 2. -Нальчик, Эльбрус, 1974, с. 282-267 (совместно с А.Н.Лозовской).

Изобретения:

21.А.с. 578321 СССР .Устройство для определения стабильности буровых растворов на углеводородной основе.- Опубликовано в

Б.И.-1977,- МО (совместно с E.ß>. Волковым, Р.й.Фахрутдиновым).

22. A.c. 286924 СССР . Искробезопасный источник питания.-Опубликовано в Б.И.- 1970.-f27 ( совместно с И.Я.Калугиным, А.И.Лозовской, В.Г. Луппой).

Редактор Л.Ф. Дегтярева Технический редактор Е.И. Сысоева

Формат 60x84 1/16 Заказ 4026

Печ. л. 2 Тираж 100

Ротапринт ВНИИКРнефти НПО „Бурение",Краснодар,Мира,34