Способ регулирования нагрузки на долото при бурении горизонтальной скважины



Способ регулирования нагрузки на долото при бурении горизонтальной скважины
Способ регулирования нагрузки на долото при бурении горизонтальной скважины
Способ регулирования нагрузки на долото при бурении горизонтальной скважины
Способ регулирования нагрузки на долото при бурении горизонтальной скважины
Способ регулирования нагрузки на долото при бурении горизонтальной скважины
Способ регулирования нагрузки на долото при бурении горизонтальной скважины

 

E21B44/00 - Системы автоматического управления или регулирования процессом бурения, т.е. самоуправляемые системы, осуществляющие или изменяющие процесс бурения без участия оператора, например буровые системы, управляемые ЭВМ (неавтоматическое регулирование процесса бурения см. по виду процесса; автоматическая подача труб со стеллажа и соединение бурильных труб E21B 19/20; регулирование давления или потока бурового раствора E21B 21/08); системы, специально предназначенные для регулирования различных параметров или условий бурового процесса (средства передачи сигналов измерения из буровой скважины на поверхность E21B 47/12)

Владельцы патента RU 2505671:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к бурению горизонтальных скважин, и может быть использовано для управления процессом бурения. Техническим результатом является разработка способа регулирования нагрузки на долото при бурении горизонтальной скважины по фактической нагрузочной характеристике турбобура, построенной по информации, полученной в процессе бурения одновременно о частоте вращения и нагрузке на долото. Способ заключается в том, что предварительно размещают: а) неуправляемый акустический режекторный фильтр в нагнетательной линии для подавления звуковой помехи в промывочной жидкости, звуковой помехи, генерируемой буровым насосом, б) управляемый акустический режекторный фильтр - датчик частоты вращения вала турбобура для осуществления амплитудной модуляции суммарного звука, звука, генерируемого роторными лопатками, размещенными на валу турбобура, и звука, генерируемого ударами долота о горную породу в промывочную жидкость, заполняющую бурильную колонну, в) гидрофон с измерительной аппаратурой между гусаком, встроенным в вертлюг, и буровым шлангом. Производят спуск в скважину турбобура с долотом, размещенных на торце бурильной колонны, с последующей остановкой на расстоянии 10-20 метров от забоя, для замера частоты вращения вала турбобура в режиме холостого хода. Включают буровой насос для подачи промывочной жидкости по бурильной колонне в турбобур для осуществления вращения роторных лопаток. При этом вращение роторных лопаток производит генерацию звука в промывочную жидкость. Затем осуществляют прием гидрофоном из промывочной жидкости модулированного, управляемым акустическим режекторным фильтром - датчиком частоты вращения вала турбобура, по амплитуде звука, пропорционального частоте вращения вала турбобура в режиме холостого хода, в полосе подавленной звуковой помехи, генерируемой буровым насосом, неуправляемым акустическим режекторным фильтром. При этом измерительная аппаратура преобразует обработанную звуковую информацию частоты вращения вала турбобура в режиме холостого хода для построения фактической нагрузочной характеристики путем смещения заводской характеристики для выбора оптимальной нагрузки на долото на фактической нагрузочной характеристике турбобура без учета трения бурильной колонны о стенки горизонтальной скважины по минимальной энергии звука, распространяющегося в бурильной колонне по промывочной жидкости для данного горизонта нефтяного пласта, согласно геолого-технологического наряда, заданного геологами. Затем осуществляют посредством набора дискретных точек построение фактической нагрузочной характеристики по одновременной информации - нагрузке на долото и частоте вращения вала турбобура от режима холостого хода до режима остановки турбобура, например, через пять тонн. Затем бурение горизонтальной скважины производят в режиме оптимальной нагрузки на долото по фактической нагрузочной характеристике, перенесенной с заводской нагрузочной характеристики, заданной геолого-технологическим нарядом. Затем при отклонении бурения горизонтальной скважины от оптимального режима, показывающем увеличение энергии звука от двух источников, производят регулирование нагрузки на долото путем изменения в большую или в меньшую сторону нагрузки по фактической нагрузочной характеристике турбобура с учетом минимальной энергии звука, распространяющейся по промывочной жидкости от двух источников звука, звука, генерируемого лопатками турбины, и звука, генерируемого ударами зубьев долота в промывочную жидкость, заполняющую бурильную колонну. 6 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к контролю режимных параметров с последующим управлением турбобуром при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Известен способ формирования осевой нагрузки на долото, основанный на нагружении долота, создании на забое гидравлических импульсов и фиксировании их на устье скважины, по которым осуществляют формирование осевой нагрузки (Авторское свидетельство СССР №1265295, Е21В 45/00, 1986 г.).

Недостаток данного способа заключается в малой надежности, так как используемые при их реализации параметры - частота колебаний бурильной колонны и амплитуда гидравлических импульсов - зависят от ряда различных случайных причин, не связанных с режимами бурения (биения, неравномерности работы насосов и т.д.).

Наиболее близким способом к технической сущности контроля нагрузки на долото можно считать способ (Хмара Г.А., Савиных Ю.А. Контроль нагрузки на долото по информации АИМ звука при турбинном бурении. Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании [Текст]: материалы IV Всероссийской научно-технической конференции с международным участием; под ред. О.Н.Кузякова. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С.119-122), основанный на подавлении помехи в суммарном спектре АЧХ (генерируемом буровым насосом) в виде полосы частот с помощью неуправляемого наземного преобразователя звука (режекторным фильтром, размещенным в манифольдной линии) и передачи в подавленной полосе частот энергии звуковых колебаний амплитудами звука (изменение энергии на разрушение горной породы и передачи ее по бурильной колонне) соответствующей изменению величины нагрузки на долото.

Недостаток способа заключается в том, что эффективному нагружению на долото препятствуют силы трения бурильной колонны о стенку скважины. С увеличением протяженности горизонтального ствола и зенитного угла наклонного ствола эти силы возрастают.

Серийные турбобуры и долота работают с высокой степенью неравномерности вращения 30-80%, снижающей их работоспособность. При поддержании веса на крюке постоянным отклонение скорости вращения долота от среднего значения составляет ±70÷190 об/мин. Степень неравномерности вращения вала турбобура увеличивается с ростом глубины скважины и при переходе на бурение с применением глинистого раствора [Балицкий П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. - М.: Недра, 1975. - С.22-23].

Процесс бурения осуществляется по нагрузочной характеристике турбобура согласно геолого-технологического наряда. Однако информация об осевой нагрузке на долото определяется по показаниям контроля веса бурильного инструмента типа ГИВ-6. Погрешность достигает 40-50%, что подтверждено измерениями (Александров М.М. Силы сопротивления при движении труб в скважине. - Недра, 1978. - 208 с.).

Для построения нагрузочной характеристики турбобура отсутствует информация о частоте вращения долота, что также усложняет управление процессом бурения.

Задача - разработка способа регулирования нагрузкой на долото при бурении горизонтальной скважины по фактической нагрузочной характеристике турбобура, построенной по информации, полученной в процессе бурения одновременно о частоте вращения и нагрузке на долото.

Технический результат достигается способом регулирования нагрузки на долото при бурении горизонтальной скважины, оборудованной буровым насосом, нагнетательной линией, промывочной жидкостью, буровым шлангом, вертлюгом, гусаком, бурильной колонной, турбобуром, долотом, гидрофоном с измерительной аппаратурой, заключающимся в том, что предварительно размещают:

а) неуправляемый акустический режекторный фильтр в нагнетательной линии для подавления звуковой помехи в промывочной жидкости, звуковой помехи, генерируемой буровым насосом,

б) управляемый акустический режекторный фильтр - датчик частоты вращения вала турбобура - для осуществления амплитудной модуляции суммарного звука, звука, генерируемого роторными лопатками, размещенными на валу турбобура, и звука, генерируемого ударами долота о горную породу в промывочную жидкость, заполняющую бурильную колонну,

в) гидрофон с измерительной аппаратурой между гусаком, встроенным в вертлюг, и буровым шлангом,

отличающимся тем, что производят спуск в скважину турбобура с долотом, размещенных на торце бурильной колонны, с последующей остановкой на расстоянии 10-20 метров от забоя, для замера частоты вращения вала турбобура в режиме холостого хода,

включают буровой насос для подачи промывочной жидкости по бурильной колонне в турбобур для осуществления вращения роторных лопаток,

при этом вращение роторных лопаток производит генерацию звука в промывочную жидкость,

затем осуществляют прием гидрофоном из промывочной жидкости модулированного, управляемым акустическим режекторным фильтром - датчиком частоты вращения вала турбобура, по амплитуде звука, пропорционального частоте вращения вала турбобура в режиме холостого хода, в полосе подавленной звуковой помехи, генерируемой буровым насосом, неуправляемым акустическим режекторным фильтром,

при этом измерительная аппаратура преобразует обработанную звуковую информацию частоты вращения вала турбобура в режиме холостого хода для построения фактической нагрузочной характеристики путем смещения заводской характеристики для выбора оптимальной нагрузки на долото на фактической нагрузочной характеристике турбобура без учета трения бурильной колонны о стенки горизонтальной скважины по минимальной энергии звука, распространяющегося в бурильной колонне по промывочной жидкости для данного горизонта нефтяного пласта, согласно геолого-технологического наряда, заданного геологами,

затем осуществляют посредством набора дискретных точек построение фактической нагрузочной характеристики по одновременной информации - нагрузке на долото и частоте вращения вала турбобура от режима холостого хода до режима остановки турбобура, например, через пять тонн,

затем бурение горизонтальной скважины производят в режиме оптимальной нагрузки на долото по фактической нагрузочной характеристике, перенесенной с заводской нагрузочной характеристики, заданной геолого-технологическим нарядом,

затем при отклонении бурения горизонтальной скважины от оптимального режима, показывающем увеличение энергии звука от двух источников, производят регулирование нагрузки на долото путем изменения в большую или в меньшую сторону нагрузки по фактической нагрузочной характеристике турбобура с учетом минимальной энергии звука, распространяющейся по промывочной жидкости от двух источников звука.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что в заявленном способе при бурении горизонтальной скважины передачу данных о нагрузке и частоте вращения долота осуществляют посредством дискретных звуковых волн (дискретность - прерывистость звуковых волн, распространяющихся по бурильной колонне, осуществляют управляемым акустическим режекторным фильтром, жестко связанным валом турбобура), издаваемых долотом и турбобуром, на основании переданных данных строят фактическую нагрузочную характеристику, которую сравнивают с известной и по разнице корректируют параметр нагрузки на долото для регулирования в большую или меньшую сторону.

Таким образом, предлагаемое изобретение соответствует критерию «новизна».

Сравнение заявленного решения с другими техническими решениями показывает, что контроль осевой нагрузки на долото по кпд бурения осуществляется путем измерения интегрального уровня энергии звуковых волн долота и турбобура в подавленной полосе частот наземным акустическим режекторным фильтром, размещенным в нагнетательной линии бурового насоса, - известно (Хмара Г.А., Савиных Ю.А. Контроль нагрузки на долото по информации АИМ звука при турбинном бурении. Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании [Текст]: материалы IV Всероссийской научно-технической конференции с международным участием; под ред. О.Н.Кузякова. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С.119-122).

Однако не известно, что при бурении горизонтальной скважины можно одновременно передавать два режимных параметра в диапазоне поглощенных частот, наземным акустическим режекторным фильтром, осевую нагрузку полосой спектра низких частот, а частоту вращения долота отсутствием полосы спектра верхних частот (дискретность осуществляют управляемым акустическим режекторным фильтром, жестко связанным валом турбобура), сопоставлять заводскую нагрузочную характеристику с фактической и по разнице характеристик корректировать параметр нагрузки для регулирования в большую или меньшую сторону.

Таким образом, предлагаемое изобретение соответствует критерию «изобретательский уровень».

На фиг.1 изображена технологическая схема бурения горизонтальной скважины с РПД. Информация о частоте вращения вала турбобура и нагрузке на долото (без трения бурильной колонны, лежащей в горизонтальной скважине) передается одновременно модулированной по амплитуде суммарной звуковой энергией - звуковой энергией, генерируемой вращающимися роторными лопатками турбобура, и звуковой энергией, генерируемой ударами долота при разрушении горной породы.

На фиг.2 изображена схема расположения турбобура в скважине над забоем для построения фактической нагрузочной характеристики в режиме холостого хода.

На фиг.3 изображена схема бурения скважины в режиме нагрузки на долото меньше оптимальной нагрузки. Энергия ударного звука от долота при разрушении горной породы передается по промывочной жидкости как дополнительная энергия звука к энергии звука, генерируемой роторными лопатками турбобура.

На фиг.4 изображена схема бурения скважины в режиме оптимальной нагрузки на долото. Энергия ударного звука - максимальная от долота передается в горную породу.

На фиг.5 изображена схема бурения скважины в режиме нагрузки на долото, большей чем оптимальная.

На фиг.6 изображены заводская и фактическая нагрузочные характеристики турбобура, поясняющие регулирование оптимальной нагрузки на долото при отклонении ее в большую или в меньшую сторону.

На фиг.1 показано: 1 - буровой насос, 2 - нагнетательная линия, 3 - звук, генерируемый буровым насосом, распространяющийся по промывочной жидкости в нагнетательной линии, 4 - буровой шланг, 5 - гусак, 6 - вертлюг, 7 - регулятор подачи долота (РПД), 8 - бурильная колонна, 9 - звук, генерируемый роторными лопатками турбобура, распространяющийся по промывочной жидкости, заполняющей бурильную колонну, 10 - турбобур, 11 - долото, 12 - забой скважины, 13 - звук, распространяющийся в горной породе в процессе взаимодействия долота с забоем скважины, 14 - неуправляемый акустический режекторный фильтр (НАРФ), размещенный в нагнетательной линии, для подавления полосы частот (помехи) в спектре частот, генерируемом буровым насосом, 15 - распространение звука по промывочной жидкости с подавленной полосой частот (помехой) в спектре, генерируемом буровым насосом, наземным акустическим режекторным фильтром (НАРФ), размещенным в нагнетательной линии, 16 - измерительная аппаратура, 17 - гидрофон, 18 - распространение модулированного по амплитуде звука управляемым акустическим режекторным фильтром (УАРФ) по промывочной жидкости, 19 - управляемый акустический режекторный фильтр (УАРФ), (датчик оборотов вала турбобура, размещенный на торце вала турбобура).

На фиг.2 показано: 8 - бурильная колонна, 9 - звук, генерируемый роторными лопатками турбобура, распространяющийся по промывочной жидкости, заполняющей бурильную колонну, 10 - турбобур, 11 - долото, 12 - забой скважины, 19 - управляемый акустический режекторный фильтр (УАРФ), (датчик оборотов вала турбобура, размещенный на торце вала турбобура).

На фиг.3 показано: 8 - бурильная колонна, 9 - звук, генерируемый роторными лопатками турбобура, распространяющийся по промывочной жидкости, заполняющей бурильную колонну, 10 - турбобур, 11 - долото, 12 - забой скважины, 19 - управляемый акустический режекторный фильтр (УАРФ), (датчик оборотов вала турбобура, размещенный на торце вала турбобура), 20 - контакт долота с горной породой при минимальной нагрузке на долото, 21 - минимальная энергия ударного звука, генерируемого долотом в процессе разрушения горной породы, распространяющаяся в горную породу, 22 - энергия ударного звука (дополнительная к звуку, генерируемому роторными лопатками турбобура), генерируемого долотом в процессе разрушения горной породы, при минимальной нагрузке на долото.

На фиг.4 показано: 8 - бурильная колонна, 9 - звук, генерируемый роторными лопатками турбобура, распространяющийся по промывочной жидкости, заполняющей бурильную колонну, 10 - турбобур, 11 - долото, 12 - забой скважины, 19 - управляемый акустический режекторный фильтр (УАРФ), (датчик оборотов вала турбобура, размещенный на торце вала турбобура), 23 - контакт долота с горной породой при оптимальной нагрузке на долото, 24 - максимальная энергия ударного звука, генерируемого долотом в процессе разрушения горной породы, распространяющаяся в горную породу.

На фиг.5 показано: 8 - бурильная колонна, 9 - звук, генерируемый роторными лопатками турбобура, распространяющийся по промывочной жидкости, заполняющей бурильную колонну, 10 - турбобур, 11 - долото, 12 - забой скважины, 19 - управляемый акустический режекторный фильтр (УАРФ), (датчик оборотов вала турбобура, размещенный на торце вала турбобура), 25 - контакт долота с горной породой при максимальной нагрузке на долото, 26 - минимальная энергия ударного звука, генерируемого долотом в процессе разрушения горной породы, распространяющаяся в горную породу, 27 - энергия ударного звука (дополнительная к звуку, генерируемому роторными лопатками турбобура), генерируемого долотом в процессе разрушения горной породы, при максимальной нагрузке на долото.

На фиг.6 показано: 28 - заводская нагрузочная характеристика турбобура. Точка n(з,хх) на оси ординат показывает режим холостого хода турбобура, где n - частота вращения вала турбобура, з - заводская нагрузочная характеристика, хх - холостой ход, 29 - точка построена на заводской нагрузочной характеристике путем пересечения двух информаций: оптимальной нагрузки на долото G(оп,з), построенной на оси абсцисс, и оптимальной частоты вращения вала турбобура n(оп,з), построенной на оси ординат, где G - нагрузка на долото (задана геологами, согласно геолого-технологического наряда), n - частота вращения вала турбобура, оп - оптимальная, з - заводская нагрузочная характеристика турбобура, 30 - фактическая нагрузочная характеристика турбобура. Точка n(ф,хх) на оси ординат показывает режим холостого хода турбобура, где n - частота вращения вала турбобура, ф - фактическая нагрузочная характеристика, хх - холостой ход, 31 - отклонение нагрузки на долото, полученной по одновременной информации - частоте вращения вала турбобура и нагрузке на долото (без учета трения бурильной колонны о стенки скважины), в меньшую сторону от оптимальной величины, 32 - оптимальная нагрузка на долото. Точка построена на фактической нагрузочной характеристике путем пересечения двух информаций: оптимальной нагрузки на долото G(оп,ф), построенной на оси абсцисс, и оптимальной частоты вращения вала турбобура n(оп,ф), построенной на оси ординат, где G - нагрузка на долото (задана геологами, согласно геолого-технологического наряда на заводской нагрузочной характеристике турбобура), n - частота вращения вала турбобура, оп - оптимальная, ф - фактическая нагрузочная характеристика турбобура, 33 - отклонение нагрузки на долото, полученной по одновременной информации - частоте вращения вала турбобура и нагрузке на долото (без учета трения бурильной колонны о стенки скважины), в большую сторону от оптимальной величины.

Пример осуществления способа.

Первая операция.

Размещают неуправляемый акустический режекторный фильтр 14 (фиг.1) в нагнетательной линии 2 (фиг.1) для подавления в промывочной жидкости (не показано) звуковой помехи (не показано), генерируемой буровым насосом 1 (фиг.1).

Вторая операция.

Размещают управляемый акустический режекторный фильтр 19 (фиг.1) - датчик частоты вращения - на валу турбобура 10 (фиг.1) для осуществления амплитудной модуляции суммарного звука - звука, генерируемого роторными лопатками, размещенными на валу турбобура 10 (фиг.1), и звука, генерируемого ударами долота 11 (фиг.1) о забой скважины 12 (фиг.1) горной породы, в промывочную жидкость.

Третья операция.

Размещают гидрофон 17 (фиг.1) с измерительной аппаратурой 16 (фиг.1) между гусаком 5 (фиг.1), размещенным на вертлюге 6 (фиг.1), и буровым шлангом 4 (фиг.1) для осуществления приема информации - нагрузки на долото 11 (1) и частоты вращения вала турбобура 10 (фиг.1).

Четвертая операция.

Производят спуск в скважину турбобура 10 (фиг.2) со встроенным управляемым акустическим режекторным фильтром 19 (фиг.2) - датчиком частоты вращения вала турбобура 10 (фиг.2) и долотом 11 (фиг.2), размещенных на торце бурильной колонны 8 (фиг.2), с последующей остановкой на расстоянии 10-20 метров от забоя скважины 12 (фиг.2), для замера частоты вращения вала турбобура 10 (фиг.2) в режиме холостого хода для построения фактической нагрузочной характеристики 30 (фиг.6).

Пятая операция.

Включают буровой насос 1 (фиг.1) для подачи промывочной жидкости по бурильной колонне 8 (фиг.1) в турбобур 10 (фиг.1) для осуществления вращения роторных лопаток вала турбобура 10 (фиг.1).

Шестая операция.

Осуществляют прием звука, модулированного по амплитуде, управляемым акустическим режекторным фильтром 19 (фиг.2) - датчиком частоты вращения вала турбобура 10 (фиг.2), гидрофоном 17 (фиг.1) из промывочной жидкости, в режиме холостого хода, в полосе подавленной звуковой помехи, генерируемой буровым насосом 1 (фиг.1), неуправляемым акустическим режекторным фильтром 14 (фиг.1).

Седьмая операция.

Осуществляют построение фактической нагрузочной характеристики 30 (фиг.6) по одновременной информации - нагрузке на долото 11 (фиг.4) и частоте вращения вала турбобура 10 (фиг.4) от режима холостого хода до режима остановки турбобура 10 (фиг.4) посредством набора дискретных точек, например, через пять тонн. Затем режим оптимальной нагрузки на долото 11 (фиг.4) с заводской нагрузочной характеристики 28 (фиг.6) турбобура 10 (фиг.4) переносят на фактическую нагрузочную характеристику 30 (фиг.6) для осуществления бурения скважины.

Восьмая операция.

Осуществляют бурение горизонтальной скважины в режиме оптимальной нагрузки (энергия на долото 11 (фиг.4) по фактической нагрузочной характеристике 30 (фиг.6), перенесенной с заводской нагрузочной характеристики 28 (фиг.6), заданной геолого-технологическим нарядом, в точку 32 (фиг.6) с оптимальной нагрузкой на долото G(ф) (фиг.6) и частотой вращения вала турбобура n(ф) (фиг.6)), однако:

- в случае отклонения нагрузки на долото в меньшую сторону от оптимальной нагрузки 32 (фиг.6), например получена точка 31 (фиг.6) на фактической нагрузочной характеристике 30 (фиг.6) (по полученной информации - модулированным по амплитуде суммарному звуку, генерируемому роторными лопатками турбобура, и ударному звуку от долота 11 (фиг.3) при контакте его с забоем 12 (фиг.3) скважины, например, построена точка 31 (фиг.6)), производят регулирование (изменение) нагрузки на долото 11 (фиг.3) с контролем перемещения точки 31 (фиг.6) по фактической нагрузочной характеристике 30 (фиг.6) до совмещения ее с точкой 32 (фиг.6), показывающего, что энергия ударного звука 22 (фиг.6) (дополнительная к звуку, генерируемому роторными лопатками турбобура), генерируемого долотом 11 (фиг.3) в процессе разрушения горной породы при контакте 20 (фиг.3) его с забоем 12 (фиг.3), появляется в бурильной колонне, т.е. суммарный уровень звука увеличился (22+9, где 22 - позиция, показывающая распространение ударного звука от ударов долота о забой, 9 - позиция, показывающая распространение звука от вращения роторных лопаток турбобура),

- в случае отклонения нагрузки долота в большую сторону от оптимальной нагрузки 32 (фиг.6), например получена точка 33 (фиг.6) на фактической нагрузочной характеристике 30 (фиг.6) (по полученной информации - модулированным по амплитуде суммарному звуку, генерируемому роторными лопатками турбобура, и ударному звуку от долота 11 (фиг.5) при контакте его с забоем 12 (фиг.5) скважины, например, построена точка 33 (фиг.6)), производят регулирование (изменение) нагрузки на долото 11 (фиг.5) с контролем перемещения точки 33 (фиг.6) по фактической нагрузочной характеристике 33 (фиг.6) до совмещения ее с точкой 32 (фиг.6), показывающего, что энергия ударного звука 27 (фиг.6) (дополнительная к звуку, генерируемому роторными лопатками турбобура), генерируемая долотом 11 (фиг.5) в процессе разрушения горной породы, при контакте 20 (фиг.5) его с забоем скважины 12 (фиг.5), появляется в бурильной колонне, т.е. суммарный уровень звука увеличился (27+9, где 27 - позиция, показывающая распространение ударного звука от ударов долота о забой, 9 - позиция, показывающая распространение звука от вращения роторных лопаток турбобура).

Способ регулирования нагрузки на долото при бурении горизонтальной скважины, оборудованной буровым насосом, нагнетательной линией, промывочной жидкостью, буровым шлангом, вертлюгом, гусаком, бурильной колонной, турбобуром, долотом, гидрофоном с измерительной аппаратурой, заключающийся в том, что предварительно размещают:
а) неуправляемый акустический режекторный фильтр в нагнетательной линии для подавления звуковой помехи в промывочной жидкости, звуковой помехи, генерируемой буровым насосом,
б) управляемый акустический режекторный фильтр - датчик частоты вращения вала турбобура для осуществления амплитудной модуляции суммарного звука, звука, генерируемого роторными лопатками, размещенными на валу турбобура, и звука, генерируемого ударами долота о горную породу в промывочную жидкость, заполняющую бурильную колонну,
в) гидрофон с измерительной аппаратурой между гусаком, встроенным в вертлюг, и буровым шлангом,
отличающийся тем, что производят спуск в скважину турбобура с долотом, размещенных на торце бурильной колонны, с последующей остановкой на расстоянии 10-20 метров от забоя, для замера частоты вращения вала турбобура в режиме холостого хода,
включают буровой насос для подачи промывочной жидкости по бурильной колонне в турбобур для осуществления вращения роторных лопаток,
при этом вращение роторных лопаток производит генерацию звука в промывочную жидкость,
затем осуществляют прием гидрофоном из промывочной жидкости модулированного, управляемым акустическим режекторным фильтром - датчиком частоты вращения вала турбобура, по амплитуде звука, пропорционального частоте вращения вала турбобура в режиме холостого хода, в полосе подавленной звуковой помехи, генерируемой буровым насосом, неуправляемым акустическим режекторным фильтром,
при этом измерительная аппаратура преобразует обработанную звуковую информацию частоты вращения вала турбобура в режиме холостого хода для построения фактической нагрузочной характеристики путем смещения заводской характеристики для выбора оптимальной нагрузки на долото на фактической нагрузочной характеристике турбобура без учета трения бурильной колонны о стенки горизонтальной скважины по минимальной энергии звука, распространяющегося в бурильной колонне по промывочной жидкости для данного горизонта нефтяного пласта, согласно геолого-технологического наряда, заданного геологами,
затем осуществляют посредством набора дискретных точек построение фактической нагрузочной характеристики по одновременной информации - нагрузке на долото и частоте вращения вала турбобура от режима холостого хода до режима остановки турбобура, например, через пять тонн,
затем бурение горизонтальной скважины производят в режиме оптимальной нагрузки на долото по фактической нагрузочной характеристике, перенесенной с заводской нагрузочной характеристики, заданной геолого-технологическим нарядом,
затем при отклонении бурения горизонтальной скважины от оптимального режима, показывающем увеличение энергии звука от двух источников, производят регулирование нагрузки на долото путем изменения в большую или в меньшую сторону нагрузки по фактической нагрузочной характеристике турбобура с учетом минимальной энергии звука, распространяющейся по промывочной жидкости от двух источников звука, звука, генерируемого лопатками турбины, и звука, генерируемого ударами зубьев долота в промывочную жидкость, заполняющую бурильную колонну.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к способам адаптивного регулирования условий бурения скважин и к долотам для их реализации. Обеспечивает создание адаптивных условий бурения путем жесткого согласования условий разрушения горной породы забоя, условий очистки забоя от разрушенной породы и условий геологических, определяемых твердостью горной породы.

Изобретение относится к способу и системе коррекции траектории ствола скважины. Техническим результатом является использование данных, полученных в режиме реального времени, для уточнения модели напряжений для данного региона, так что траекторию можно непрерывно корректировать для достижения оптимального соотношения с измеренными характеристиками напряжений данного региона.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для оптимального управления процессом. Техническим результатом является увеличение точности управления режимом бурения и увеличение механической скорости проводки скважины за счет оптимизации управления по минимуму вибрации бурильной колонны.

Изобретение относится к определению нейтральной точки буровой колонны при бурении скважины на основании гидравлического фактора и/или факторов скручивающих и осевых нагрузок.

Изобретение относится к способу демпфирования колебаний прилипания-проскальзывания в бурильной колонне. .

Изобретение относится к способу и устройству демпфирования колебаний прилипания-проскальзывания в бурильной колонне. .

Изобретение относится к способу и системе непрерывного бурения. .

Изобретение относится к бурению скважин и может найти применение при регулировании условий бурения. .

Изобретение относится к скважинному инструменту для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) таких как, например: установка или извлечение пробки, открытие/закрытие клапана, резка труб, выполнение работ по очистке скважины.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин гидравлическими забойными двигателями (ГЗД), а именно к способам контроля режима работы ГЗД в забойных условиях. Техническим результатом является повышение эффективности бурения скважин путем оперативного изменения режима работы ГЗД при внедрении резцов долота в породы разной пластичности. Способ включает замеры показаний давления в нагнетательной линии под нагрузкой и без нагрузки на долото, поддержание постоянной разницы замеренных показаний давлений. При этом определяют максимально допустимую величину скорости подачи (Vп.доп) долота по математической формуле. Затем осуществляют замеры скорости подачи долота и в случае ее превышения выше максимального допустимого значения снижают до Vп.доп. 2 ил.

Изобретение относится к способу и устройству демпфирования колебаний прилипания-проскальзывания в бурильной колонне. Техническим результатом является настройка ПИ -регулятора для обеспечения демпфирования энергии крутильных волн на частоте прилипания-проскальзывания или вблизи нее. Способ содержит следующие этапы: а) демпфирование колебаний прилипания-проскальзывания с использованием бурильного механизма, расположенного в верхней части бурильной колонны, б) регулирование скорости вращения бурильного механизма с использованием пропорционально-интегрального регулятора, в) настройка пропорционально-интегрального регулятора так, что бурильный механизм поглощает большую часть крутильной энергии от бурильной колонны на частоте, равной или близкой основной частоте колебаний прилипания-проскальзывания, г) уменьшение действующего момента инерции бурильного механизма, при этом демпфирующий эффект бурильного механизма увеличивается для частот выше основной частоты колебаний прилипания-проскальзывания. 5 н. и 17 з.п. ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к наземным комплексам контроля параметров бурового раствора. Устройство содержит, по меньшей мере, датчик температуры, измерители уровня и скорости течения раствора и плотномер, включающий источник гамма-излучения и блок детектирования, а также электронный блок обработки сигналов и компьютер. Датчик температуры, измерители уровня и скорости и источник гамма-излучения совместно компактно смонтированы на единой несущей платформе, выполненной в виде быстросъемной крышки люка, предусмотренного в верхней части желоба. Вовнутрь последнего введен подвесной жестко связанный с платформой акустически прозрачный контейнер, разделенный на две полости, в одной из которых размещен датчик температуры, а в другой - измеритель скорости в виде электроакустического преобразователя, взаимодействующего через контактную жидкость со стенкой контейнера и обращенного приемоизлучающей поверхностью в сторону данной поверхности желоба. Источник гамма-излучения размещен на внешней нижней поверхности контейнера. Обеспечивается высокая точность контролируемых параметров, простота, компактность и мобильность конструкции, безопасность обслуживания, уменьшение затрат времени на проведение монтажно-демонтажных работ.1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к бурению скважин. Техническим результатом является упрощение анализа керна и повышение достоверности получаемых в его процессе результатов, а также эффективность снижения аварийных ситуаций на буровом инструменте. Предложен способ предотвращения аварийных ситуаций при бурении нефтегазодобывающих скважин, включающий бурение скважины, отбор в процессе бурения керна и его анализ на содержание примесей. При этом проводят спектральный анализ на наличие в породе керна примесей водомаслонерастворимых солей тяжелых металлов и фиксируют глубины их залегания. По наличию указанных соединений тяжелых металлов судят о расположении суперколлекторов в залежи. По количественному содержанию этих примесей в породе керна судят о твердости породы и о месте расположения пропластков с высокой прочностью. И по полученной информации о расположении пропластков твердой породы проводят мероприятия по предотвращению аварии в скважине путем снижения механической скорости бурения. 1 ил., 1пр.

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, предназначенным для построения геологической модели нефтяного или иного месторождения, в частности, для определения коэффициентов корреляции для комплекса кривых ГИС и нахождения положений глубин маркера, для которых значение коэффициента корреляции является максимальным. Техническим результатом является повышение точности вычислений параметров, используемых при построении геологической модели расположения нефтяных или иных месторождений. Метод позволяет для маркера, уже имеющего отметки на некоторой, называемой опорной, группе скважин, вычислить их для скважин из другой группы. Для каждой скважины W, на которой ищется значение глубины маркера, выбираются скважины опорной группы, отстоящие от скважины W на заданном расстоянии, и среди них выбирается скважина с наибольшим значением коэффициента корреляции, при этом точка, в которой этот максимум достигается, назначается искомой отметки маркера. С помощью проверяющих тестов осуществляют поиск скважин, в которых функция корреляции меньше, чем максимальное значение коэффициента корреляции, а коэффициент качества корреляции больше, чем максимальное значение коэффициента корреляции. После чего добавляют найденную скважину к опорной группе скважин. 3 н. и 5 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, используемых при построении геологической модели нефтяного или иного месторождения. Технический результат - повышение точности вычислений параметров, используемых при построении геологической модели расположения нефтяных или иных месторождений. Изобретение позволяет для маркеров, выбранных в качестве начального решения, вычислить такие глубины маркера на каждой скважине, которые обеспечивают наилучшую суммарную корреляцию. Для каждого маркера, входящего в набор, определяется функционал, представляющий собой сумму коэффициентов корреляции комплекса методов ГИС для пар скважин, расположенных не далее заданного расстояния друг от друга. Для этого функционала вычисляются частные производные ,и полученный таким образом вектор сглаживается и используется для нахождения большего значения функционала на некотором отрезке вдоль этого вектора. Если большего значения не найдено, то последнее положение отметок маркера считается решением задачи, а если найдено, то производится сглаживание точки решения и процесс повторяется снова. На каждой итерации алгоритма производится сортировка глубин маркеров. 3 н.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к буровым долотам, включающим датчики для проведения измерений, относящихся к скважинным параметрам, способам изготовления таких буровых долот и буровым системам, использующим такие буровые долота. Техническим результатом является создание усовершенствованного бурового долота и способа, позволяющего скорректировать изменения в результатах измерений осевой нагрузки и крутящего момента, возникающие за счет перепада давления в буровом долоте. Способ, который, в одном варианте осуществления, включает бурение ствола скважины буровым долотом, определение осевой нагрузки на долото в процессе бурения ствола скважины, определение перепада давления на рабочей площади бурового долота в процессе бурения ствола скважины и определение скорректированной осевой нагрузки на долото по определенной осевой нагрузке на долото и определенному перепаду давления. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к динамическим гасителям крутильных колебаний и может быть использована в бурении нефтяных и газовых скважин. Динамический виброгаситель крутильных колебаний содержит корпус с расположенным внутри него маховиком, в теле которого закреплены грузы, маховик выполнен в виде системы двухзвенника. Согласно первому варианту амортизаторы с одного конца входят в массу-шарнир, с другого, посредством приваренного кронштейна и проушин, в грузы, выполненные в виде цилиндрических сегмент-планок. Согласно второму варианту внутри корпуса с одной стороны установлен шток с прижимными винтами и стопорным кольцом, с другой стороны - шток и подпирающая его пружина. Амортизаторы с одного конца входят в массу-шарнир, с другого, посредством поперечины, в грузы в виде цилиндрических сегмент-планок, в которых предусмотрены различной глубины выемки. В обоих вариантах между грузами вставлены эластичные элементы, на зазор Δ, совместно с грузами, отстоящие от шайбы с маховой массой в виде полого цилиндра. Достигается увеличение демпфирующих характеристик, снижение негативного влияния крутильных колебаний на бурильный инструмент в широком диапазоне изменения частоты его вращения, увеличение надежности и ресурса, снижение числа отказов оборудования. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к измерительной технике и может использоваться для измерения параметров закачиваемой в скважину жидкости. Система включает расходомер электромагнитный, который снабжен контроллером, составляющим основу первого измерительного модуля, плотномер вибрационный, снабженный контроллером, составляющий основу второго измерительного модуля. Модули встроены в нагнетательную линию манифольда с контролируемой средой, с помощью быстроразъемных соединений к первому измерительному модулю присоединен второй измерительный модуль, производящий измерение плотности, температуры и давления. Модули соединены с компьютером с помощью информационного кабеля и блока питания. Компьютер установлен на монтажной базе - автошасси высокой проходимости. Питание системы осуществлено от сети переменного тока через стабилизатор напряжения или от бортовой сети автомобиля. Повышается универсальность, мобильность, удобство обслуживания, надежность, уменьшаются габариты. 3 ил.

Изобретение относится к бурению скважин и может найти применение при регулировании условий бурения. Техническим результатом является оптимизация процесса бурения скважины. Способ включает воздействие на горную породу и ее разрушение вращающимся и находящимся под нагрузкой индентором, определение показателей твердости с использованием величины прикладываемой нагрузки и площади контактной поверхности индентора. При этом измерения осуществляют непосредственно в процессе бурения в дифференциальной форме: механическую скорость бурения или время продолжительности определенного интервала глубины, изменением нагрузки на долото выравнивают значение скоростей или времен, измеряют в момент равенства скоростей или времен значение нагрузки на долото и определяют твердость горной породы по алгоритму. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх