Способ регулирования буровой установки на основании данных о нагрузке (варианты)

Изобретение предназначено для управления работой буровой установки на основании данных о нагрузке на буровую установку. Техническим результатом является предотвращение повреждений буровой установки и несчастных случаев в районе устья скважины. Способ включает получение данных веса буровой установки, извлечение первой свечи труб из скважины, получение данных о нагрузке во время извлечения, вычисление средней нагрузки на основании данных о нагрузке, вычисление нагрузки на крюк путем расчета разности между средней нагрузкой и весом буровой установки, вычисление верхнего предела нагрузки на основании нагрузки на крюк и установление верхнего предела нагрузки для следующей свечи труб, извлекаемой из скважины. 4 н. и 24 з.п. ф-лы, 15 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение в целом относится к оборудованию, применяемому для восстановления уже пробуренных скважин. В частности, настоящее изобретение относится к анализу нагрузок на буровую установку и данных о нагрузках на буровую установку для определения и контроля условий перегрузки буровой установки при извлечении насосно-компрессорных труб и/или буровых штанг.

Уровень техники

После того как скважина пробурена, перед добычей нефти или газа она должна быть закончена. После того как она будет закончена, в пласте может возникнуть множество ситуаций, вызывающих необходимость в «переделке». С этой целью применяются операции «переделки» и «технического обслуживания и ремонта» в самом широком смысле в отношении каждой и всех операций, выполняемых на скважине с целью ремонта или восстановления скважины, а также операции остановки или ликвидации скважины. Как правило, операции переделки содержат такие действия, как замена изношенных или поврежденных элементов (например, насоса, насосных штанг, насосно-компрессорных труб и уплотнительных прокладок пакеров), применение таких вспомогательных или третичных средств восстановления, как химическая обработка или обработка скважины горячей нефтью, цементирование и каротаж ствола скважины, причем названы только некоторые из них. Операции по техническому обслуживанию обычно выполняются или включают в себя передвижную установку для переделки или ремонта скважин (в дальнейшем под общим названием «установка для ремонта скважин» или «буровая установка»), которая служит, среди всего прочего, для извлечения труб или штанг из скважины, а также для спуска труб или штанг обратно в скважину. Обычно эти передвижные буровые установки являются автотранспортным средством и имеют выдвижную самоподъемную буровую вышку, укомплектованную буровой лебедкой и блоком.

Во время извлечения трубы или штанги оператор буровой установки обычно поднимает свечу труб (или штанг), которая затем удерживается на месте посредством клиновых захватов (или элеваторов для штанг) пока свеча отделяется от оставшейся части трубы или колонны насосных штанг в скважине. Если свеча труб отделена от той, которая все еще находится в скважине, то эта свеча труб помещается на площадку вышки для операций с насосно-компрессорными трубами. Во время начальной операции подъема вес или нагрузка на крюк может колебаться в значительной степени в зависимости от веса насосно-компрессорной колонны в скважине, от условий в скважине, от состояния насосно-компрессорной колонны и величины скорости насосно-компрессорной колонны, обычно насосно-компрессорная колонна работает подобно резиновой ленте. По мере того как оператор начинает увеличивать скорость движущегося вверх блока и извлекать насосно-компрессорную колонну из скважины, колонна сначала на короткий промежуток времени растягивается, прежде чем целая колонна начинает двигаться вверх вдоль скважины. Подобное удлинение может произойти, когда при столкновении части колонны труб с участком скважины увеличивается трение, или части колонны труб зацепляются или наталкиваются на сегмент скважины. Если оператор не распознает подобные проблемы достаточно быстро, величина нагрузки на крюк может возрастать очень быстро до уровня, превышающего уровень безопасной работы буровой установки. Хотя используется аварийная сигнализация, но если оператор не сможет действовать достаточно быстро, то буровая установка может быть повреждена и рабочие вокруг скважины травмированы.

Более того, по мере извлечения свечей труб (или штанг) из скважины, общая величина нагрузки на колонну уменьшается, и длина колонны уменьшается. Когда в скважине остается немного колонн труб, извлечение труб на обычной скорости, например шесть футов в секунду, может стать достаточно опасным, поскольку если поднимаемая труба зацепляется или тормозится в скважине, то уменьшается упругость трубы в пределах ее оставшейся длины, и следовательно, остается меньше времени, чтобы реагировать на повышение нагрузки на крюк. Это может стать причиной опасных условий в районе устья скважины.

Далее, если свеча труб (или штанг) отделяется от оставшейся в скважине колонны, то оператор поднимает скорость двигателя в об/мин, чтобы привести в действие трубные ключи, которые используются для откручивания одной трубы от другой. Когда ранее извлеченная свеча труб полностью освобождается от оставшихся труб в скважине, то оператор осуществляет зацепление с устройством зацепления подъемника и поднимает свечу труб еще на один фут или два и помещает ее на балкон для работы с насосно-компрессорными трубами. При подъеме свечи труб то малое расстояние перед установкой на балкон может вызвать небольшой выброс в нагрузке на буровую установку, регистрируемый датчиками нагрузки на буровую установку. В значительной степени этот выброс обусловлен увеличением скорости блока, производимым оператором. К сожалению, иногда оператор находится в спешке или не проявляет должной осторожности и может начать подъем свечи труб, до того как свеча труб будет полностью откручена от труб, которые остались в скважине. Когда это случается, нагрузка на буровую установку неожиданно и резко возрастает.Нагрузка на буровую установку продолжает расти до тех пор, пока свеча труб не освободится от последних витков резьбы труб в устье скважины. Когда свеча труб освобождается, любой человек, находящийся вблизи устья скважины, подвержен опасности получения серьезных травм.

В связи с этим необходим способ и устройство оценки нагрузки на буровую установку или на крюк при извлечении труб или штанг из скважины и разъединении муфты сцепления подъемника, когда нагрузка на буровую установку достигает уровня, указывающего на неисправности труб в скважине, такие как застревание или неожиданное повреждение. Кроме того, необходимы способ и устройство оценки нагрузки на буровую установку или на крюк при извлечении колонны труб или штанг из скважины и ограничения скорости блока и подъемника, когда только малое количество труб или штанг остается в скважине. Еще необходимы способ и устройство определения, когда свеча труб или штанг отсоединяется от труб и штанг, оставшихся в скважине во время операции извлечения, и предотвращения или ограничения возможности блока и подъемника поднимать свечу, если эта свеча не полностью вышла из зацепления с оставшимися в скважине трубами или штангами.

Настоящее изобретение направлено на решение этих, а также других подобных проблем в области обслуживания скважин.

Раскрытие изобретения

Настоящее изобретение предназначено для управления работой буровой установки на основании данных о нагрузке на буровую установку. Для предотвращения повреждений буровой установки и несчастных случаев в районе устья скважины могут применяться усовершенствованные средства во время возрастания нагрузки на буровую установку, что позволяет отказаться от оператора или сократить его функции. Более того, за счет ограничения скорости буровой установки во время периодов, когда только малое количество насосно-компрессорных труб или штанг остается для последующего извлечения из ствола скважины, перспектива возникновения опасной ситуации, вызванной подвешиванием труб или штанг или зацеплением в стволе скважины, уменьшается на основании того факта, что время реагирования возрастает на более низких скоростях.

В соответствии с одним вариантом настоящего изобретения способ определения средней величины нагрузки во время извлечения свечи труб или штанг может быть осуществлен за счет мониторинга данных о нагрузке на буровую установку. Данные о нагрузке могут быть получены во время процесса извлечения от датчиков на буровой установке, которые передают сигналы на вход компьютера или монитора на буровой установке. Компьютер может вычислять среднюю величину нагрузки во время извлечения свечи труб или штанг на основании данных о нагрузке, полученных от датчиков. Данные о нагрузке могут содержать величину нагрузки на крюк или нагрузки на буровую установку. Затем может быть определен верхний предел величины нагрузки на основании вычисления величины средней нагрузки. Верхний предел величины нагрузки может быть фиксированной величиной выше средней величины нагрузки для каждого извлечения свеч штанг или труб или составлять процентное содержание от величины нагрузки на крюк или на буровую установку. Затем верхний предел величины нагрузки может устанавливаться для следующего извлечения свеч штанг или труб из скважины. Сеть трубных соединений может содержать, что необязательно, трубу, обсадную трубу, штанги, насосно-компрессорные трубы или другое трубное оборудование.

В соответствии с другим вариантом настоящего изобретения способ определения, когда уменьшать или ограничивать скорость блока и/или подъемника во время операции извлечения, может быть осуществлен на основании оценки данных о нагрузке на крюк. Данные о нагрузке могут быть получены от датчиков на буровой установке и связаны с вычисленными значениями нагрузки, взятыми во время поднятия колонны труб из скважины. Нагрузка на крюк или на буровую установку может быть вычислена на базе данных о нагрузке. Оценка нагрузки на крюк или буровую установку может производиться, чтобы определить, снизилась ли нагрузка до определенного уровня или ниже. Этот уровень может указывать на то, что вес оставшейся в скважине колонны труб меньше, чем перед началом операции извлечения. Если нагрузка ниже определенного уровня, то скорость блока или подъемника может быть ограничена до скорости, которая значительно меньше, чем при нормальной работе блока и подъемника во время стандартной операции извлечения труб. Уменьшение скорости может увеличить время реакции в случае, если колонна труб задерживается в скважине.

В соответствии с еще одним вариантом настоящего изобретения способ предохранения буровой установки от извлечения свечи бурильных труб из колонны труб в то время, когда свеча труб все еще привинчена к колонне труб, может быть осуществлен на основе оценки данных о нагрузке на буровую установку или на крюк. Система может получать информацию, указывающую на то, что на буровой установке происходит отвинчивание свечи труб от колонны труб с помощью трубных ключей. Данные о нагрузке, такие как данные о нагрузке на буровую установку или на крюк, могут быть получены, когда свеча труб отвинчивается от колонны труб. Оценка данных о нагрузке может производиться, чтобы определить, возросла ли нагрузка выше определенного уровня, который указывает, что свеча труб извлекается до того, как произошел процесс отвинчивания от колонны труб. Если уровень нагрузки возрос до или выше определенного уровня, то муфта системы привода, который поднимает свечу труб, может быть автоматически выведена из зацепления, или дроссельная заслонка может быть приведена в соответствующее состояние, чтобы препятствовать чрезмерно быстрому извлечению из скважины.

Краткое описание чертежей

С целью более полного понимания примеров вариантов реализации настоящего изобретения и их преимуществ в последующем описании даны ссылки на сопроводительные чертежи, где:

фиг.1 представляет вид сбоку передвижной буровой установки с поднятым подъемным краном в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

фиг.2 представляет вид сбоку передвижной буровой установки с убранным подъемным краном в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

фиг.3 представляет электрическую схему управляющей цепи в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

фиг.4 представляет вид сзади несбалансированного подъемного крана в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

фиг.5 иллюстрирует подъем и спуск внутренней колонны насосно-компрессорных труб с помощью передвижной установки для ремонта в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

фиг.6 иллюстрирует один вариант реализации методологии сбора информации, представленной в табличной форме в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

фиг.7 представляет вид спереди пульта оператора в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

фиг.8 представляет блок-схему процесса идентификации нагрузки на буровую установку или на крюк, превышающую предельную, в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

фиг.9 представляет изображение графика данных для определения нагрузки на буровую установку или на крюк на передвижной установке для ремонта в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

фиг.10 представляет блок-схему процесса определения средней нагрузки на буровую установку и/или на крюк от колонны насосно-компрессорных труб на основании анализа графика нагрузки на буровую установку в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

фиг.11 представляет изображение части графика данных о нагрузке на буровую установку для отдельной операции по извлечению насосно-компрессорных труб, используемого для определения средней нагрузки на буровую установку и/или на крюк от колонны насосно-компрессорных труб в соответствии с вариантом реализации, показанным на фиг.10;

фиг.12 представляет блок-схему процесса определения предельной нагрузки на буровую установку и/или на крюк на основании анализа данных графика нагрузки на буровую установку в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

фиг.13 представляет изображение графика данных о нагрузке на буровую установку, содержащего среднюю нагрузку на крюк и предельную нагрузку на крюк в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

фиг.14 представляет блок-схему процесса ограничения скорости блока во время извлечения насосно-компрессорных труб на основе анализа графиков данных о нагрузке на буровую установку в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

фиг.15 представляет блок-схему процесса предохранения свечи насосно-компрессорных труб от извлечения из ствола скважины, до того как насосно-компрессорные трубы не будут отвинчены от оставшейся в стволе скважины насосно-компрессорных труб, в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения.

Варианты осуществления изобретения

Далее следует подробное описание примеров вариантов реализации изобретения со ссылкой на сопроводительные чертежи. Варианты реализации изобретения описываются в соответствии с тем, как они могут быть выполнены. Для ясности не все особенности фактического воплощения приведены в данном описании. Специалистам понятно, что при создании реального конструктивного исполнения для достижения определенных целей изобретателей должны быть приняты некоторые специальные решения, такие как согласование условий, связанных с бизнесом, и системных условий, которые могут изменяться от одного воплощения к другому. Более того, следует принять во внимание, что такие опытно-конструкторские разработки должны быть комплексными и требуют больших затрат времени, но тем не менее являются установившейся практикой для специалистов, чьи изобретения приносят определенную выгоду. Другие аспекты и преимущества различных воплощений изобретения будут очевидны из рассмотрения нижеследующего описания и сопроводительных чертежей.

На фиг.1 и 5 показана убирающаяся автономная передвижная буровая установка 20, содержащая раму 22, опирающуюся на колеса 24, двигатель 26, гидравлический насос 28, воздушный компрессор 30, первую коробку передач 32, вторую коробку передач 34, лебедку 36 с изменяемой скоростью, блок 38, раздвижной подъемный кран 40, первый гидроцилиндр 42, второй гидроцилиндр 44, первый преобразователь 46, монитор 48 и выдвижную опору 50.

Двигатель 26 выборочно соединяется с колесами 24 и лебедкой 36 посредством коробок передач 34 и 32 соответственно. Также двигатель 26 приводит в действие гидравлический насос 28 через линию связи 29 и воздушный компрессор 30 через линию связи 31. Компрессор 30 приводит в действие пневматический захват (не показан), и насос 28 приводит в действие набор гидравлических ключей (не показаны). Также насос 28 приводит в действие цилиндры 42 и 44, которые соответственно удлиняют и поворачивают подъемный кран 40, чтобы по выбору установить подъемный кран 40 в рабочее положение, как показано на фиг.1, и в нижнее положение, как показано на фиг.2. В рабочем положении подъемный кран 40 направлен вверх, но его продольная ось 54 смещена от вертикали под углом 56. Угловое смещение обеспечивает доступ блока 38 к стволу скважины 58 без взаимодействия с шарниром 60 подъемного крана. Благодаря угловому смещению 56 рама подъемного крана не служит препятствием для быстродействующего оборудования и перемещения многочисленных внутренних сегментов внутренней трубы (известных как труба, внутренняя колонна труб, насосные штанги или насосно-компрессорные трубы 62, далее - «трубы» или «насосные штанги»),

Отдельные сегменты трубы (колонны 62) и насосные штанги скрепляются между собой с помощью гидравлических ключей. Термин «гидравлический ключ», использующийся здесь и далее, относится к любому гидравлическому инструменту, который может скреплять вместе две трубы или насосные штанги. Например, можно использовать инструмент, предоставленный компанией B.J.Hughes, Хьюстон, Техас. При работе насос 28 запускает гидравлический двигатель (не показан) вперед и назад с помощью клапана. По существу, двигатель запускает ведущее зубчатое колесо, которое поворачивает элемент трубного ключа относительно стыкового хомута. Элемент и стыковой хомут захватывают плоские грани на сопряженных соединительных муфтах насосных штанг или колонны 62 внутренних труб согласно одному представленному варианту реализации изобретения. Однако хорошо в пределах объема изобретения иметь вращающиеся зажимы трубного ключа или захватные устройства, которые прижимают к круглой трубе (т.е. без плоскостей), в принципе подобные обычно применяемому трубному ключу, но с гидравлическим зажимом. Направление вращения двигателя определяет сборку или разборку соединительных муфт.

На чертежах подробно не показано, что при установке сегментов трубы 62 используется пневматическая клиновая плашка для захвата труб, чтобы поддерживать трубу 62, пока следующий сегмент трубы 62 навинчивается с применением трубных ключей. Компрессор 30 снабжает сжатым воздухом через клапан для быстрого скрепления и освобождения пневматической клиновой плашки. Резервуар помогает поддерживать постоянное давление воздуха. Датчик давления подает на монитор 48 (фиг.3) сигнал, который неявно указывает на то, что буровая установка 20 находится в рабочем состоянии.

Снова ссылаясь на фиг.1, следует сказать, что нагрузка, приложенная к блоку 38, воспринимается прижимающей гидравлической опорой 92, которая поддерживает подъемный кран 40. Гидравлическая опора 92 в принципе является поршнем в цилиндре (в качестве варианта - мембрана) так, как это обеспечивается компанией M.D.Totco, Cedar Park, Texas. Гидравлическое давление в опоре 92 возрастает с возрастанием нагрузки на блок 38. На фиг.3 первый преобразователь 46 преобразовывает гидравлическое давление в сигнал 94 напряжения постоянного тока величиной 0-5 В, который передается в монитор 48. В качестве варианта первый преобразователь 46 может преобразовывать гидравлическое давление в сигнал 4-20 мА. Монитор 48 преобразовывает сигнал 94 в цифровую форму, сохраняет его в запоминающем устройстве 96, увязывает его с отметкой реального времени и в результате передает данные в дистанционный компьютер 100 или компьютер 700 на фиг.7 посредством проводной системы, модема 98, линии связи T1, WiFi или другого устройства или способа передачи данных, известного специалистам.

В варианте реализации, представленном на фиг.4, применяются две опоры 92, связанные с преобразователями 46 и 102. Интегратор 104 гидравлически разделяет опоры 92. Штоковая сторона каждого из поршней 106 и 108 имеет область под воздействием давления, которая составляет половину полной площади поверхности поршня 108.

Следовательно, в камере 110 создается давление, которое является средней величиной давлений в опорах 92. Один тип интегратора 104 создан компанией М.D.Totco, Cedar Park. Texas В одном варианте реализации настоящего изобретения применяется только один преобразователь 46 и он соединен с отверстием 112. В другом варианте реализации настоящего изобретения применяются два преобразователя 46 и 102, при этом преобразователь 102 находится на правой стороне буровой установки 20 и соединен с отверстием 114, а преобразователь 46 находится на левой стороне и соединен с отверстием 116. Подобная компоновка позволяет идентифицировать нарушение баланса между двумя опорами 92. Хотя ниже описывается применение опоры 92 для определения данных о нагрузке, специалистам понятно, что могут применяться другие датчики нагрузки, включая, но не ограничивая этим, тензометрические датчики, индикаторы нагрузки с линейной шкалой и им подобные.

На фиг.3 также показаны преобразователи 46 и 102, соединенные с монитором 48. Преобразователь 46 показывает давление на левой опоре 92, а преобразователь 102 показывает давление на правой опоре 92. Генератор 118, запускаемый двигателем 26, обеспечивает выходное напряжение, пропорциональное скорости двигателя. Это выходное напряжение прикладывается к делителю напряжения со сдвоенными резисторами, чтобы подать сигнал напряжением 0-5 В постоянного тока в точку 120, и затем подается на усилитель 122. Генератор 118 представляет только один из многих разнообразных тахометров, которые обеспечивают сигнал обратной связи, пропорциональный скорости двигателя. Другой пример тахометра предполагает наличие двигателя 26, запускающего генератор переменного тока и измеряющего его частоту. Преобразователь 80 создает сигнал, пропорциональный давлению гидравлического насоса 28 и, следовательно, пропорциональный крутящему моменту трубных ключей.

Схема 124 телефонного доступа, относящаяся к «POCKET LOGGER» (портативное устройство регистрации) Расе Scientific, Inc. Charlotte, N.C., содержит четыре входных канала 126, 128, 130 и 132, запоминающее устройство 96 и часы 134. Схема 124 периодически опрашивает входы 126, 128, 130 и 132 на выбираемой пользователем частоте выборки; оцифровывает данные считывания; сохраняет оцифрованные значения и сохраняет время суток, когда была осуществлена выборка входов. Специалистам следует принять во внимание, что при наличии соответствующей схемы может быть опрошено любое количество входов, и данные по получении могут передаваться немедленно.

Оператор на компьютере 100, удаленном от рабочего места, где работает установка 20 для ремонта скважин, осуществляет доступ к данным, сохраняемым в схеме 124, с помощью модема 98 на базе ПК и сотового телефона 136 или других известных способов передачи информации. Телефон 136 считывает данные, через линии связи 138 (отраслевой телефонный стандарт RJ11) и передает данные на модем 98 с помощью антенн 140 и 142, в другом варианте данные передаются с помощью кабельного модема или системы WiFi (не показанной). В одном варианте реализации настоящего изобретения телефон 136 содержит CELLULAR CONNECTION.TM (систему сотового соединения), предоставляемую Motorola Incorporated of Schaumburg, Ш. (модель S1936C для сотовых приемопередатчиков серии 11 и модель S1688E для более старых сотовых приемопередатчиков).

Некоторые детали, касающиеся монитора 48, которые важно отметить, заключаются в том, что доступ к нему с помощью модема делает монитор 48 практически недоступным для самого персонала на рабочем месте. Однако систему можно легко модифицировать, чтобы предоставить персоналу возможность обрабатывать или корректировать передаваемые данные. Усилители 122, 144, 146 и 148 создают условия для своих входных сигналов, чтобы обеспечить соответствующие входы 126, 128, 130 и 132, имея подходящий диапазон мощности и амплитуды. Достаточная величина мощности необходима для RC-цепей 150, которые в течение короткого периода (например, 2-10 с) поддерживают амплитуду входов 126, 128, 130 и 132 даже после того, как выходы преобразователей 46, 102 и 80 и выход генератора 118 уменьшаются. Это гарантирует захват коротких выбросов без осуществления выборки и сохранения избыточного количества данных. Источник питания постоянного тока 152 подает чистое и точное напряжение возбуждения на преобразователи 46, 102 и 80, а также питает схему 124 соответствующим напряжением с помощью делителя 154 напряжения. Датчик давления 90 активизирует источник питания 152 с помощью реле 156, контакты которого замыкаются посредством катушки индуктивности 160, возбуждаемой батареей 162. На фиг.5 представлено изображение передвижной установки 20 для ремонта скважин, опускающей колонну 62 труб, как указано стрелкой 174 на фиг.5.

Фиг.6 изображает методологию операции захвата в форме таблицы в соответствии с одним вариантом реализации изобретения. Согласно фиг.6 оператор сначала выбирает идентификатор операций для его/ее предстоящей работы; если выбран режим «ОБЩИЙ», то тогда оператор должен выбрать одно из положений буровой установки вверх/вниз, поднятие/спуск насосно-компрессорных труб или насосных штанг или вынос/затаскивание насосно-компрессорных труб и насосных штанг (опции не показаны на фиг.6). Если выбран режим «ПОРЯДОК ДЕЙСТВИЙ: ВНУТРЕННИЙ», то тогда оператор должен выбрать монтаж или демонтаж вспомогательной установки для технического обслуживания, длинный ход поршня, содержание парафина, монтаж/демонтаж противовыбросового превентора (ВОР), ловильные работы в скважине, работы ясом, свабирование, приток в ствол скважины, бурение, очистка скважины, операции глушения скважины, такие как заглушка скважины или прокачивание жидкости, поднятие насосов, установка/снятие трубного якоря, установка/снятие пакера и вынос/затаскивание утяжеленных бурильных труб и/или других устройств. Наконец, если выбран режим «ПОРЯДОК ДЕЙСТВИЙ: ВНЕШНИЙ», то оператор должен выбрать операции, выполняемые третьей стороной, такие как монтаж или демонтаж вспомогательного оборудования для ремонта, возбуждение скважины, цементирование, каротаж, перфорирование или технический контроль скважины и другие общие работы по обслуживанию, выполняемые третьей стороной. После того как операция идентифицирована, она классифицируется. Для всех классификаций, кроме классификации «ВЫПОЛНЯЕМАЯ ЗАДАЧА: ПОРЯДОК ДЕЙСТВИЙ», выбирается идентификатор отклонений и затем происходит классификация с использованием классификационных величин отклонений.

Фиг.7 представляет вид интерфейса оператора буровой установки или интерфейс супервизора согласно одному варианту реализации настоящего изобретения. В соответствии с фиг.7 все, что требуется от оператора, состоит в том, что он или она вводит данные операций в компьютер 705. Оператор может взаимодействовать с компьютером 705, используя разнообразные средства, включающие в себя набор на клавиатуре 725 или использование сенсорного экрана 710. В одном варианте реализации дисплей с сенсорным экраном 710 с программными кнопками, такими как извлечение насосных штанг или насосно-компрессорных труб из ствола скважины 715, предоставляется оператору, как показано на фиг.7, что позволяет оператору без труда выбрать операцию из группы программных кнопок. Например, если оператору предоставлен дисплей 710, изображенный на фиг.7, то по прибытии на буровую площадку оператор должен сначала нажать кнопку «МОНТАЖ». Затем оператор должен выбрать, например, «УСТРОЙСТВО ОБСЛУЖИВАНИЯ», «УСТРОЙСТВО ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ» или «ТРЕТЬЯ СТОРОНА». Затем оператор должен выбрать, чтобы операция или выполнялась, или исключалась, как описано выше. Кроме того, как показано на фиг.7, перед извлечением (перемещением) 715 или опусканием (установкой) насосных штанг 62 оператор может устанавливать верхний и нижний пределы для блока 38 путем нажатия кнопок установки вверх и установки вниз после передвижения блока 38 в надлежащее положение.

Процессы в соответствии с вариантами реализации настоящего изобретения будут рассмотрены со ссылкой на фиг.8, 10, 12, 14 и 15. Определенные этапы процессов, описанных ниже, должны обязательно предварять другие в настоящем изобретении, чтобы выполнять функции в соответствии с описанием. Однако настоящее изобретение не ограничивает порядок описываемых этапов, если такой порядок или последовательность не изменяет функциональные возможности настоящего изобретения нежелательным образом. А именно, это означает, что некоторые этапы могут выполняться перед или после других этапов или параллельно с другими этапами в пределах объема и сущности настоящего изобретения.

Теперь обратимся к фиг.8, где представлена логическая блок-схема, иллюстрирующая на примере способ 800 идентификации в случае предельной перегрузки на буровую установку 20 на основании оценки графика данных о нагрузке на буровую установку в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения. Согласно фиг.1, 3, 5, 7, 8 и 9 способ 800 начинается с этапа ПУСК и переходит к этапу 805, где осуществляется запрос для определения, включена ли муфта барабана для лебедки 36 с переменной скоростью. Если муфта не включена, то линия «НЕТ» ведет обратно к этапу 805 до тех пор, пока не определится, что муфта включена. В другом случае линия «ДА» ведет к этапу 810.

На этапе 810 осуществляется запрос для определения, является ли вес груза буровой установки выше базового веса или уровня нагрузки. Базовый вес обычно находится на уровне, который в малой степени превышает вес самой буровой установки. В одном варианте реализации базовый вес составляет приблизительно 40000 фунтов. Однако специалистам понятно, что это значение можно легко изменить на основании других факторов, таких как размер буровой установки, состояние скважины и т.п. В другом варианте реализации отсутствует необходимость оценки базового веса, так как какой-либо предельный вес груза буровой установки будет, как правило, выше базового веса. Если вес не превышает базовое значение, то линия «НЕТ» ведет обратно к этапу 805. И наоборот, если вес груза буровой установки превышает базовое значение, то линия «ДА» ведет к этапу 815.

На этапе 815 осуществляется запрос для определения, движутся ли блоки 38 в направлении извлечения насосно-компрессорных труб 62 из ствола скважины. В одном варианте реализации направление блоков 38 можно анализировать с помощью установки кодового датчика (не показан) на лебедке 36 или в другом месте на линии соединения с блоком 38. Если блок 38 не передвигается в направлении извлечения насосно-компрессорных труб 62, то линия «НЕТ» ведет к этапу 805. И если наоборот, то линия «ДА» ведет к этапу 820.

На этапе 820 осуществляется запрос для определения, открыты ли клиновые плашки в устье скважины. Клиновые плашки применяются при извлечении труб 62 из скважины 58. Когда при извлечении труб 62 наступает время отвинчивать одну свечу труб 62 от другой, то труба 62 устанавливается на клиновые плашки, которые задерживают оставшиеся трубы 62 на устьевом оборудовании 186 и опускают в ствол скважины 58. В одном варианте реализации клиновые плашки входят в зацепление посредством использования давления воздуха. В этом варианте положение клиновых плашек можно определить с помощью пневматического выключателя, который распознает, давление раскрытия или закрытия действует на клиновые плашки. В другом варианте реализации положение клиновых плашек можно оценить с помощью датчика их перехода из положения раскрытия/закрытия. В этом варианте реализации этот датчик может содержать переключатель вход/выход гидравлического типа. Специалистам понятно, что могут применяться другие способы определения состояния клиновых плашек, включая «фотоглаза», бесконтактные датчики и другие индикаторы положения. Если клиновые плашки не раскрыты, то линия «НЕТ» ведет к этапу 805, если клиновые плашки открыты, то линия «ДА» ведет к этапу 825.

На этапе 825 данные о весе груза буровой установки записываются и воспроизводятся на компьютере 705. Фиг.9 является иллюстрацией 900 графика данных нагрузки на буровую установку, представляющего данные о весе груза буровой установки и использующегося для определения нагрузки на буровое оборудование передвижной буровой установки 20. В соответствии с фиг.9 иллюстрация 900 содержит график 905 данных о нагрузке на буровое оборудование. Ось Х графика 905 данных о нагрузке на буровое оборудование представляет время, а ось Y представляет нагрузку на буровое оборудование в фунтах. Нагрузка на буровое оборудование может быть измерена в различных местах буровой установки 20. Например, нагрузка на буровое оборудование может быть измерена отдельно на каждой опоре 92 буровой установки, на преобразователе или датчике, на вторичной стороне интегратора, на индикаторе веса на опору (не показан), на тензометрическом датчике, расположенном на мачте буровой установки 20 для измерения сжатия в опоре подъемного крана, на неподвижном конце каната, датчике на канате: мембране на канате, передающей мембране или цилиндре (не показан). Нагрузка на буровую установку, показанная на графике 905, основана на полном весе на опоры 92, а не на крюк 38 («нагрузка на крюке»).

Фиг.9 представляет общую картину характеристик данных о нагрузке на буровое оборудование в течение операций извлечения штанг и насосно-компрессорных труб 62 из ствола скважины. График 905 нагрузки на буровое оборудование содержит последовательность точек, соответствующих данным о нагрузке на буровое оборудование, представленную как диаграмма 910 веса. Так как из диаграммы 910 веса следует, что точки данных о нагрузке на буровое оборудование регистрируются на постоянной основе, можно взять точки данных в определенные моменты времени и построить диаграмму на основании средних значений точек данных за период. График 905 нагрузки на буровое оборудование представляет такие данные, как вес буровой установки 20, который можно определить путем оценки провалов 915 на графике данных. График 905 также представляет выбросы 920 уровня нагрузки на буровое оборудование. Величина выброса 920 зависит от различных факторов, включая, но не ограничивая, скорость извлечения труб 62 из скважины 58, аномалии или износ в стволе скважины 58 или проблемы с трубами 62 в стволе скважины 58. Хотя некоторые выбросы данных о весе на диаграмме 910 веса являются ожидаемыми, но если эти выбросы данных о нагрузке превышают определенные заданные уровни, то превышение уровней нормальной нагрузки на буровую установку может указывать на то, что труба 62 задержана или застряла в скважине 58, существуют проблемы со скважиной 58, оператор пытается извлекать трубы 62 слишком быстро, и/или дальнейшее извлечение может повредить буровую установку 20 или травмировать рабочих, когда труба 62 «оторвется» или отломается от колонны труб 62.

Возвращаемся к фиг.8. Компьютер 705 определяет средний вес груза буровой установки на основании данных графика 905 нагрузки на буровую установку на этапе 830. На этапе 835 компьютер 705 определяет предельную величину нагрузки на буровую установку. В одном варианте реализации предельной величиной нагрузки является величина, превышающая средний вес груза, при котором буровая установка 20 может извлекать трубы и при этом работать безопасно. Например, в течение времени, пока фактическая нагрузка, полученная на датчиках 92, не превышает предельного значения нагрузки на буровую установку, буровая установка 20 может продолжать работать. Однако если датчики 92 обнаруживают, что нагрузка выше или равна предельной величине нагрузки на буровую установку, извлечение труб 62 может быть остановлено путем вывода из зацепления муфты для лебедки 36. В одном варианте изобретения предельная величина нагрузки на буровую установку является постоянной величиной выше среднего веса груза для буровой установки, например значение между пятью и пятьюдесятью тысячами фунтов. В другом варианте реализации предельная нагрузка на буровую установку представляет собой долю в процентах от средней нагрузки на буровую установку при предыдущем извлечении труб, которая прибавляется к средней нагрузке на буровую установку, например между 1-50%. В еще одном варианте реализации предельная нагрузка на буровую установку является долей в процентах от нагрузки на крюк, которая прибавляется к средней нагрузке на буровую установку при предыдущем извлечении труб, например между 1-500% от нагрузки на крюк. В этом варианте реализации нагрузка на крюк может быть определена путем вычитания веса самой бурильной установки из средней нагрузки на бурильную установку. Величина собственного веса бурильной установки может быть известной или может определяться из величины провала 915 графической характеристики 910 для одного из предыдущих извлечений труб.

На этапе 840 производится запрос для определения, находится ли уровень нагрузки на буровую установку выше предельной. Существующий уровень нагрузки на буровую установку может быть определен на датчике 92 или с помощью мониторинга графической характеристики 910 на графике 905. Если уровень нагрузки на буровую установку не превышает предельную нагрузку, то линия «НЕТ» приводит обратно к этапу 825, чтобы продолжать запись данных о нагрузке на буровую установку на компьютере 705. Однако, если уровень нагрузки на буровую установку превышает предельную нагрузку, то линия «ДА» ведет к этапу 845, на котором компьютер 705 посылает сигнал на включение тормоза и выключает муфту лебедки 36 и изменяет в сторону уменьшения положение дроссельной заслонки двигателя или какую-либо их комбинацию, в результате чего приостанавливается дальнейшее извлечение труб 62 из ствола скважины 58. На этапе 850 компьютер 705 посылает сигнал, приводящий в действие аварийную сигнализацию, и записывает факт перегрузки для последующего анализа и инструктирования оператора буровой установки. Аварийная сигнализация может быть звуковой, визуальной или и той и другой. К звуковой аварийной сигнализации относятся, но необязательно, сирены, гудки и тому подобное. К визуальной аварийной сигнализации относятся, но необязательно, вспышки света, включающийся свет или вывод сообщения на экран компьютера 705. Затем процесс продолжатся до этапа ОКОНЧАНИЕ.

Фиг.10 представляет логическую блок-схему, иллюстрирующую способ 830 определения средней нагрузки на буровую установку на основании анализа графика 905 данных о нагрузке на буровую установку в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения. Теперь обратимся к фиг.1, 5, 7, 8, 9, 10, 11. Способ 830 начинается на этапе 1005, где осуществляется определение времени начала извлечения свечи труб 62. В одном варианте реализации время начала извлечения определяется с того момента, когда муфта лебедки 36 включена, вес превышает базовую величину, блок 38 поднимается, и клиновые плашки открыты; однако для определения времени начала извлечения труб можно использовать меньшее количество этих элементов и/или другие элементы.

На этапе 1010 осуществляют определение времени завершения извлечения свечи труб 62. В одном варианте реализации изобретения время завершения наступает после времени пуска, когда клиновые плашки закрыты. Время извлечения свечи труб 62 обычно составляет приблизительно двенадцать секунд, однако возможны более короткие или продолжительные периоды времени в пределах объема данного изобретения. Фиг.11 представляет изображение 1100 на экране общей модели характеристики 1110 нагрузки на буровую установку во время извлечения одной свечи труб 62 из ствола скважины 58 от начального момента до момента завершения. Фиг.11 также изображает статическую характеристику 1110 предполагаемого веса, наложенную на характеристику 1105 нагрузки на буровую установку. Статическая характеристика 1110 предполагаемого веса является наилучшим сценарием для нагрузки, определяемой датчиками 92 нагрузки на буровую установку во время извлечения свечи труб 62. Характеристика 1105 нагрузки на буровую установку может быть разделена на несколько интервалов, чтобы отделить достоверные данные от данных, содержащих большое количество ошибок. В одном варианте реализации характеристика 1105 нагрузки на буровую установку разделена на три интервала: первый интервал 1115, второй интервал 1120 и третий интервал 1125; однако возможно большее или меньшее количество интервалов в пределах объема данного изобретения.

В течение первого интервала 1115 характеристика 1105 отражает закон Гука или пружинящее действие труб 62. Если оператор убирает клиновые плашки слишком быстро или осуществляет пуск, прежде чем элеваторы захватят соединительную муфту, выброс в точке 1105 будет увеличиваться выше действительного веса вследствие инерции. Кроме того, невозможность остановить колесо лебедки и правую угловую передачу (не показаны) перед включением муфты лебедки 36 также вызовет увеличение выброса 1105. В одном варианте реализации первый интервал времени будет находиться между одной и пятью секундами, при этом длительность интервала может определяться на основании длины труб 62, оставшихся в колонне, величины скорости и состояния ствола скважины 58. Второй интервал 1120 в наибольшей степени отражает фактическую нагрузку на буровую остановку. Угол наклона характеристики 1105 нагрузки на буровую установку в течение второго интервала 1120 является обычно положительным, так как скорость блока возрастает, и угол наклона может быть равным нулю, если скорость блока постоянная. Третий интервал 1125 - это интервал с наиболее быстрым возрастанием скорости труб 62. Характеристика 1105 в течение третьего интервала отражает свабирование скважины. Возрастание кажущегося веса в течение третьего интервала 1125 происходит обычно вследствие сопротивления перемещению и скорости труб 62.

Возвращаемся к фиг.10. Данные о нагрузке на буровую установку из первого интервала 1115 или первого заданного промежутка времени после начала извлечения колонны труб 62 удаляются из анализа средней нагрузки на буровую установку на этапе 1015. В одном варианте первый заданный промежуток времени находится в пределах от одной до пяти секунд. В другом варианте первый заданный промежуток времени - это процентная доля от полного периода времени извлечения одной свечи труб 62 от начального момента до момента завершения. В этом варианте процентная доля может составлять 1-40% полного периода времени. На этапе 1020 данные о нагрузке на буровую установку в течение второго заданного промежутка времени, или третьего интервала 1125, удаляются при анализе средней нагрузки на буровую установку. Если третий интервал является заданным, например, между одной и пятью секундами, то удаленные данные будут определяться от момента завершения при извлечении колонны и обратной операции от этого момента. В другом варианте третий интервал 1125 может быть процентной долей от полного периода времени извлечения свечи труб 62. В этом варианте процентная доля составляет 1-4% от полного периода времени. На этапе 1025 компьютер 705 усредняет оставшиеся данные 1105 о нагрузке на буровую установку для определения средней нагрузки на буровую установку. В одном варианте реализации оставшиеся данные о нагрузке на буровую установку содержат только данные 1105, нанесенные на характеристику в течение второго интервала 1120. Затем процесс переходит к этапу 835 на фиг.8.

Фиг.12 представляет логическую блок-схему, иллюстрирующую способ 835 на фиг.8 определения предельной нагрузки на буровую установку на основании анализа графика 905 нагрузки на буровую установку в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения. Теперь обратимся к фиг.1, 5, 7, 8, 9, 11 и 12. Способ 835 начинается с этапа 1105, где получается средняя нагрузка на буровую установку. В одном варианте средняя нагрузка на буровую установку определяется с помощью компьютера 705, хотя средняя нагрузка на буровую установку может вводиться в компьютер 705 оператором буровой установки 20.

Средняя величина нагрузки на буровую установку уменьшается на величину веса буровой установки 20 на этапе 1210. В одном варианте реализации изобретения вес буровой установки может быть определен до извлечения труб 62 или вручную введен оператором. В другом варианте реализации вес буровой установки может быть определен путем получения минимального значения 915 на фиг.9 данных нагрузки на буровую установку при предыдущем извлечении свечи труб 62, и эту величину надо вычитать из значения средней нагрузки на буровую установку, чтобы определить нагрузку на крюк или вес труб 62 в колонне труб 62. На этапе 1215 определяется величина дополнительной нагрузки, в одном варианте реализации величиной дополнительной нагрузки является постоянная величина веса, например, между пятью тысячами и пятьюдесятью тысячами фунтов. В другом варианте величина дополнительной нагрузки основывается на заданной процентной доле от нагрузки на крюк, например, между 1 и 500% от нагрузки на крюк. В еще одном варианте величина дополнительной нагрузки основывается на заданной процентной доле от средней нагрузки на буровую установку, например, между 1-50% от средней нагрузки на буровую установку. В этом варианте нет необходимости определять вес буровой установки или вычитать вес буровой установки из средней нагрузки буровой установки, так как дополнительная нагрузка основывается на средней нагрузке на буровую установку. В каждом из этих вариантов дополнительная нагрузка может рассматриваться как показатель предохранения от перегрузки.

На этапе 1220 показатель предохранения от перегрузки прибавляется к средней нагрузке буровой установки для самого последнего извлечения свечи труб 62. Сумма показателя предохранения от перегрузки и средней нагрузки на буровую установку принимается в качестве предельной нагрузки на буровую установку при извлечении следующей свечи труб 62. Процесс возобновляется для каждой следующей свечи труб 62 до тех пор, пока все трубы 62 не будут извлечены из ствола скважины 58. Процесс продолжается от этапа 1225 к этапу 840 на фиг.8.

Фиг.13 является изображением 1300 графика 1305 нагрузки на буровую установку, представляющего основные характеристики нагрузки на буровую установку, на компьютере 705 во время извлечения свечей труб 62 из ствола скважины в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения. Теперь обратимся к фиг.9, 10, 12 и 13. Изображение 1300 содержит график 1305 нагрузки на буровую установку, по сущности, как описано при рассмотрении фиг.9. График нагрузки на буровую установку содержит данные 1310 о нагрузке на буровую установку, представленные как график данных в виде кривой; однако специалистам понятно, что данные 1310 также могли бы быть отдельными точками, нанесенными на график без соединения в виде непрерывной кривой. График 1305 также содержит последовательность точек данных 1315, показанных в виде прямой линии, представляющей предельную нагрузку на буровую установку, которая определяется, как описано в целом при рассмотрении фиг.12. Путем наложения средней нагрузки 1320 на буровую установку и предельной нагрузки 1315 на буровую установку на график 1305 данных о нагрузке на буровую установку оператор может лучше определять то число раз, которое он фиксировал нагрузку на буровую установку, превышающую предельную 1315.

Фиг.14 является логической блок-схемой, иллюстрирующей способ 1400 ограничения скорости блока во время извлечения труб 62 путем анализа данных о нагрузке на буровую установку на графике нагрузки в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения. Обратимся к фиг.1, 5, 7, 8, 10 и 14. Способ 14 начинается с этапа ПУСК и переходит к этапу 1405, где компьютер 705 получает сообщение, что буровая установка 20 извлекает из ствола скважины трубы 62. Сообщение может приобретать вид этапов 805-820 на фиг.8. В другом варианте сообщение может основываться на выборе оператором буровой установки операции 715 извлечения на компьютере 705.

Средняя нагрузка на буровую установку определяется на этапе 830 и описана подробно при рассмотрении фиг.10. На этапе 1415 компьютер 705 получает среднюю нагрузку на буровую установку для самого последнего извлечения свечи труб 62. На этапе 1420 осуществляется запрос, достигла ли средняя нагрузка на буровую установку заданного уровня. В одном варианте изобретения, когда колонна труб 62 становится достаточно легкой, риск катастроф при извлечении колонны труб 62 из ствола скважины 58 сильно возрастает. В одном варианте изобретения заданный уровень может быть установлен как величина нагрузки на крюк между одним и пятьюдесятью тысячами фунтов. Нагрузка на крюк может быть добавлена к известному или требуемому весу буровой установки 20, чтобы установить заданный уровень как нагрузку на буровую установку, например приблизительно 42500 фунтов в примере на фиг.9 (нагрузка на крюк 5000 фунтов плюс вес буровой установки 37500 фунтов). С другой стороны, компьютер 705 может определять среднюю нагрузку на крюк во время каждого извлечения труб путем вычитания веса буровой установки из средней нагрузки на буровую установку и сравнивать среднюю нагрузку на крюк с заданным уровнем нагрузки на крюк.

Если средняя нагрузка на буровую установку не достигла заданного уровня, тогда линия «НЕТ» ведет к этапу 1425, где дополнительные свечи труб 62 извлекаются оператором, имеющим полный диапазон доступных средств регулирования скорости. Процесс затем возвращается к этапу 830, чтобы определить среднюю нагрузку на буровую установку при самом последнем извлечении труб. Если средняя нагрузка на буровую установку достигла заданного уровня, тогда линия «ДА» ведет к этапу 1430, где компьютер 705 передает сигнал на блок ограничения скорости во время извлечения оставшихся свечей труб 62. Сигнал по существу действует как управляющий для приведения в движение лебедки 36. В одном варианте реализации стандартная скорость для извлечения труб 62 составляет приблизительно шесть футов в секунду, и предельная скорость блока имеет максимум где-то между половиной и четырьмя футами в секунду, после того как достигнута заданная нагрузка на буровую установку. Также на этапе 1435 в коробке передач 32 может быть увеличено проскальзывание для лебедки 36. В одном варианте реализации проскальзывание в коробке передач 32 можно увеличить путем открытия клапана с электромагнитным управлением (не показанного) на корпусе первой коробки передач 32, тем самым сбрасывая гидравлическое давление в системе блокировки коробки передач. Уменьшение гидравлического давления вызывает проскальзывание в первой коробке передач 32 и, таким образом, предоставляет другой уровень безопасности в случае, когда буровая установка 20 извлекает трубы 62, которые неожиданно застревают на чем-либо в стволе скважины 58. Кроме этого, давление воздуха, действующее на камеру муфты лебедки, может быть уменьшено, тем самым вызывая проскальзывание в муфте лебедки. В одном варианте реализации камера муфты обеспечивается давлением воздуха, не превышающим ста футов на квадратный дюйм, когда лебедка 36 работает в нормальном режиме под нагрузкой. Это давление воздуха может быть уменьшено, чтобы вызвать проскальзывание, как описано выше, и обеспечить другой уровень безопасности в случае, если труба 62 застрянет в стволе скважины 58. Затем процесс переходит к этапу «ОКОНЧАНИЕ». Хотя данный способ описан в целом по отношению к нагрузке на буровую установку, специалистам понятно, что в большинстве случаев с рассмотренными здесь незначительными модификациями нагрузка на крюк может быть заменена нагрузкой на буровую установку.

Фиг.15 представляет логическую блок-схему, иллюстрирующую способ 1500 предотвращения извлечения трубы 62, прежде чем труба 62 отделится от оставшейся в стволе скважины 58 трубы 62 в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения. Обратимся к фиг.1, 5, 7, 9 и 15. Способ 1500 начинается с этапа ПУСК и переходит к этапу 1505, где осуществляется запрос для определения, включена ли муфта первой коробки передач 32, приводящей в движение с регулируемой скоростью лебедку 36. Если муфта не включена, то линия «НЕТ» возвращает к этапу 1505, до тех пор пока не определится, что муфта включена. В другом случае линия «ДА» ведет к этапу 1510.

На этапе 1510 производится запрос для определения, превосходит ли вес груза буровой установки базовый уровень. Базовый уровень веса находится обычно на уровне, который минимально превышает вес самой буровой установки 20. В одном варианте реализации базовый вес составляет приблизительно 40000 футов. Специалистам понятно, что эта величина может легко изменяться на основании других факторов, описанных выше. В другом варианте нет необходимости оценивать базовый вес, поскольку любой предельный вес груза буровой установки будет превышать базовый вес. Если вес не превышает базовый вес, линия «НЕТ» ведет обратно к этапу 1505. В другом случае, если вес груза буровой установки выше базового веса, линия «ДА» ведет к этапу 1515.

На этапе 1515 осуществляется запрос для определения, движутся ли блоки 38 в направлении извлечения трубы 62 из ствола скважины 58. В одном варианте реализации направление блоков 38 можно проанализировать с помощью установки кодового датчика на лебедке 36 или в другом месте вдоль каната, соединенного с блоком 38. Если блок 38 не движется в направлении извлечения трубы 62, линия «НЕТ» ведет к этапу 1505. В другом случае линия «ДА» ведет к этапу 1520. На этапе 1520 производится запрос для определения, закрыты ли клиновые плашки (не показанные) в устье 186 скважины во время извлечения трубы или применяется ли элеватор (не показанный) во время извлечения штанги. Если клиновые плашки открыты или не применяется элеватор для извлечения штанги, линия «НЕТ» ведет к этапу 1505. В другом случае линия «ДА» ведет к этапу 1525.

На этапе 1525 компьютер 705 производит оценку данных о нагрузке на буровую установку. Компьютер 705 оценивает предварительные данные от датчика 92, данные, которые «очищены», или проверяет точки данных на графике 905. На этапе 1530 осуществляется запрос для определения, превышает ли нагрузка на буровую установку заданный уровень. В одном варианте реализации заданный уровень - это нагрузка на крюк между двумя и десятью тысячами фунтов или нагрузка на буровую установку, имеющую заданный уровень между двумя и десятью тысячами фунтов плюс вес или оценочный вес буровой установки 20. Как описано выше, вес буровой установки 20 может ручным способом вводиться в компьютер 705 или определяться на основании оценки нижних пределов данных 915 о нагрузке на буровую установку на графике 905 нагрузки на буровую установку.

Если нагрузка на буровую установку не превышает заданный уровень, линия «НЕТ» ведет к этапу 1525 для продолжения оценки данных о нагрузке на буровую установку. И наоборот, если нагрузка на буровую установку превышает заданный уровень, линия «ДА» ведет к этапу 1535, где компьютер 705 передает сигнал на включение тормоза и выключение муфты лебедки 36 и блока 38, тем самым останавливая любое дополнительное извлечение трубы 62 из ствола скважины 58. На этапе 1540 включается аварийная сигнализация и записывается факт перегрузки для последующего анализа и инструктирования оператора буровой установки. Аварийная сигнализация может быть звуковой, визуальной или той и другой. Звуковая аварийная сигнализация может быть в виде, но необязательно, сирены, гудков и т.п.Визуальной аварийной сигнализацией может быть, но необязательно, вспыхивающий свет, включение света или изображение сообщения на компьютере 705. Процесс продолжается от этапа 1540 к этапу ОКОНЧАНИЕ.

Хотя изобретение описано со ссылкой на предпочтительные варианты реализации изобретения, специалистам понятно, что возможны различные модификации в пределах объема изобретения. Поэтому объем изобретения определяется исходя из нижеследующей формулы изобретения. Из предшествующего описания понятно, что в варианте реализации настоящего изобретения устранен недостаток прототипа. Специалистам ясно, что настоящее изобретение не ограничено каким-либо конкретно рассмотренным вариантом применения, а также, что описанные в данном документе варианты реализации имеют иллюстративный характер, а не ограничительный. Из описания примеров реализации изобретения следует, что равноценные заменители описанных здесь элементов могут быть предложены самими специалистами, а также способы создания других вариантов реализации настоящего изобретения могут быть предложены самими практиками в данной области техники. Следовательно, объем данного изобретения ограничен только пунктами нижеприведенной формулы изобретения.

1. Способ контроля нагрузки при извлечении трубы из скважины, включающий этапы, на которых: получают данные веса буровой установки;
извлекают первую свечу труб из скважины;
получают данные о нагрузке во время извлечения;
вычисляют среднюю нагрузку на основании данных о нагрузке;
вычисляют нагрузку на крюк путем расчета разности между средней
нагрузкой и весом буровой установки;
вычисляют верхний предел нагрузки на основании нагрузки на крюк; и устанавливают верхний предел нагрузки для следующей свечи труб, извлекаемой из скважины.

2. Способ по п.1, дополнительно включающий этапы, на которых: извлекают следующую свечу труб из скважины;
получают второй набор данных о нагрузке, содержащий данные о текущей нагрузке, во время извлечения указанной следующей свечи труб из скважины;
вычисляют текущее значение нагрузки на крюк путем расчета разности между указанными данными о текущей нагрузке и весом буровой установки;
определяют, превышает ли текущее значение нагрузки на крюк указанный верхний предел нагрузки; и
автоматически выключают муфту лебедки на буровой установке на основании выполнения условия, что текущее значение нагрузки на крюк превышает верхний предел нагрузки.

3. Способ по п.1, дополнительно включающий этап, на котором определяют, извлекается ли труба из скважины, при этом для определения условия, что труба извлекается из скважины, выполняют этап, на котором: определяют, что блок движется в направлении извлечения трубы.

4. Способ по п.1, в котором вычисление средней нагрузки на основании данных о нагрузке включает этапы, на которых:
определяют время начала извлечения свечи труб из скважины;
определяют время завершения извлечения свечи труб из скважины;
удаляют заданное количество данных о нагрузке в промежутке между начальным временем и временем завершения;
вычисляют среднюю нагрузку.

5. Способ по п.4, в котором вычисление средней нагрузки содержит расчет средней величины данных о нагрузке, которые не были удалены в промежутке между временем начала и временем завершения.

6. Способ по п.4, в котором удаление заданного количества данных о нагрузке в промежутке между временем начала и временем завершения также содержит:
удаление первого заданного количества данных о нагрузке в течение первого заданного промежутка времени, начинающегося с момента начала извлечения;
удаление второго заданного количества данных о нагрузке в течение второго заданного промежутка времени, заканчивающегося в момент завершения извлечения;
вычисление средней нагрузки на основании данных о нагрузке между первым заданным промежутком времени и вторым заданным промежутком времени.

7. Способ по п.1, в котором вычисление верхнего предела нагрузки включает этапы, на которых:
получают указанную нагрузку на крюк;
определяют дополнительную нагрузку;
вычисляют сумму указанной нагрузки на крюк и дополнительной нагрузки; и
устанавливают эту сумму в качестве верхнего предела нагрузки.

8. Способ по п.1, в котором вычисление верхнего предела нагрузки включает этапы, на которых:
получают указанное значение средней нагрузки;
определяют величину дополнительной нагрузки;
вычисляют сумму средней нагрузки и дополнительной нагрузки; и
устанавливают эту сумму в качестве верхнего предела нагрузки.

9. Способ по п.1, дополнительно включающий этапы, на которых:
определяют, превышает ли текущее значение нагрузки на крюк верхний предел нагрузки; и
понижают скорость двигателя на основании выполнения условия, что текущее значение нагрузки на крюк превышает верхний предел нагрузки.

10. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап, на котором включают аварийную сигнализацию на основании определения того, что текущее значение нагрузки на крюк больше, чем указанный верхний предел нагрузки.

11. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап, на котором записывают в компьютер на буровой установке текущее значение нагрузки на крюк в качестве перегрузки.

12. Способ по п.2, в котором указанные данные о нагрузке получают по меньшей мере от одного датчика нагрузки на буровой установке.

13. Способ по п.6, в котором первый заданный промежуток времени равен трем секундам.

14. Способ по п.6, в котором первый и второй заданные промежутки времени представляют собой процентную долю разности между моментом начала извлечения и моментом завершения извлечения.

15. Способ по п.7, в котором указанную дополнительную нагрузку рассчитывают как произведение значения нагрузки на крюк и дополнительной доли нагрузки в процентах.

16. Способ по п.7, в котором указанная дополнительная нагрузка является постоянной величиной нагрузки.

17. Способ по п.8, в котором указанную дополнительную нагрузку рассчитывают как произведение среднего значения нагрузки и дополнительной доли нагрузки в процента.

18. Способ по п.8, в котором указанная дополнительная нагрузка является постоянной величиной нагрузки.

19. Способ по п.2, в котором дополнительно включают тормоз лебедки на буровой установке при выполнении указанного условия.

20. Способ по п.2, в котором дополнительно уменьшают открытие дроссельной заслонки двигателя на буровой установке при выполнении указанного условия.

21. Способ вычисления средней нагрузки при извлечении трубы из скважины на основании данных о нагрузке, включающий этапы, на которых:
получают данные веса буровой установки;
извлекают первую свечу труб из скважины;
получают данные о нагрузке во время извлечения первой свечи труб из скважины;
вычисляют среднюю нагрузку, содержащую среднее значение данных о нагрузке, полученных после первой процентной доли времени указанного извлечения, но до последней процентной доли времени указанного извлечения; и
вычисляют нагрузку на крюк путем расчета разности между средней нагрузкой и весом буровой установки.

22. Способ по п.21, в котором указанная первая процентная доля времени равна двадцати пяти процентам, и указанная последняя процентная доля времени равна двадцати пяти процентам.

23. Способ контроля нагрузки при извлечении трубы из скважины, включающий этапы, на которых:
получают данные веса буровой установки;
извлекают первый сегмент трубы из скважины;
получают данные о нагрузке во время извлечения;
вычисляют среднюю нагрузку на основании данных о нагрузке;
вычисляют нагрузку на крюк путем расчета разности между средней нагрузкой и весом буровой установки;
вычисляют верхний предел нагрузки на основании нагрузки на крюк; и
устанавливают верхний предел нагрузки для следующего сегмента трубы, извлекаемой из скважины.

24. Способ по п.23, дополнительно включающий этапы, на которых: извлекают следующий сегмент трубы из скважины;
получают второй набор данных о нагрузке, содержащий данные о текущей нагрузке, во время извлечения указанного следующего сегмента трубы из скважины;
вычисляют текущее значение нагрузки на крюк путем расчета разности между указанными данными о текущей нагрузке и весом буровой установки;
определяют, превышает ли текущее значение нагрузки на крюк указанный верхний предел нагрузки; и
автоматически выключают муфту лебедки на буровой установке на основании выполнения условия, что текущее значение нагрузки на крюк превышает верхний предел нагрузки.

25. Способ контроля нагрузки при извлечении трубы из скважины, включающий этапы, на которых:
получают данные веса буровой установки;
извлекают первый сегмент трубы из скважины;
получают данные о нагрузке во время извлечения;
вычисляют среднюю нагрузку на основании данных о нагрузке;
вычисляют нагрузку на крюк путем расчета разности между средней нагрузкой и весом буровой установки;
вычисляют верхний предел нагрузки на основании средней нагрузки; и
устанавливают верхний предел нагрузки для следующего сегмента трубы, извлекаемой из скважины.

26. Способ по п.25, в котором вычисление верхнего предела нагрузки включает этапы, на которых:
получают указанную среднюю нагрузку;
определяют дополнительную нагрузку;
вычисляют сумму средней нагрузки и дополнительной нагрузки; и
устанавливают эту сумму в качестве верхнего предела нагрузки.

27. Способ по п.26, в котором дополнительная нагрузка является постоянной величиной нагрузки.

28. Способ по п.26, в котором дополнительную нагрузку вычисляют как произведение указанной средней нагрузки и дополнительной доли нагрузки в процентах.