Устройство и способ определения скорректированной осевой нагрузки на долото



Устройство и способ определения скорректированной осевой нагрузки на долото
Устройство и способ определения скорректированной осевой нагрузки на долото
Устройство и способ определения скорректированной осевой нагрузки на долото
Устройство и способ определения скорректированной осевой нагрузки на долото
Устройство и способ определения скорректированной осевой нагрузки на долото
Устройство и способ определения скорректированной осевой нагрузки на долото

 

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 2536069:

БЕЙКЕР ХЬЮЗ ИНКОРПОРЕЙТЕД (US)

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.

 

Притязания на приоритет

Настоящая заявка претендует на приоритет патентной заявки US 12/488357, поданной 19 июня 2009 г. на Устройство и способ определения скорректированной осевой нагрузки на долото.

Область техники

Настоящее раскрытие 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.

Уровень техники

Нефтяные скважины (стволы скважин) обычно пробуриваются бурильной колонной, включающей трубчатый элемент с буровым снарядом (также называемый компоновкой низа бурильной колонны или КНБК), к нижнему концу которого прикреплено буровое долото. Буровое долото приводится во вращение для разрушения подземной породы и создания ствола скважины. КНБК включает устройства и датчики для получения информации о различных параметрах, относящихся к буровым работам (параметры режима бурения), состоянию КНБК (параметры КНБК) и породе, окружающей пробуриваемый ствол скважины (характеристики пласта). При бурении скважины используются насосы для бурового раствора для подачи бурового раствора или промывочной жидкости в бурильную колонну, который проходит в канал в буровом долоте ко дну ствола скважины и возвращается на поверхность по кольцевому пространству между бурильной колонной и стенкой ствола скважины. Когда включен насос для бурового раствора, давление внутри бурового долота превышает давление снаружи него, и на корпусе бурового долота создается перепад давления. Благодаря этому перепаду давления, корпус бурового долота действует как сосуд высокого давления, что влияет на результаты измерений, выполняемых датчиками осевой нагрузки на долото, находящимися в буровом долоте. Поэтому, существует необходимость создания усовершенствованного бурового долота и способа, позволяющего скорректировать изменения в результатах измерений осевой нагрузки и крутящего момента, возникающие за счет перепада давления в буровом долоте.

Раскрытие изобретения

Согласно одной особенности, в настоящем изобретении предложен способ определения скорректированной осевой нагрузки на буровое долото (осевой нагрузки на долото) в процессе бурения ствола скважины, который, в одном варианте осуществления, может включать: определение первой осевой нагрузки на долото при протекании бурового раствора сквозь буровое долото и в отсутствии приложенной осевой нагрузки на долото, с использованием датчика в буровом долоте; определение второй осевой нагрузки на долото датчиком в буровом долоте в процессе бурения ствола скважины буровым долотом; и определение скорректированной осевой нагрузки на долото по определенным первой осевой нагрузке на долото и второй осевой нагрузке на долото.

Согласно другой особенности, предложен другой способ определения скорректированной осевой нагрузки на долото, который, в одном варианте осуществления, может включать: 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.

Согласно другой особенности, предложено буровое долото, которое, в одном своем варианте осуществления, может включать: датчик в буровом долоте для определения осевой нагрузки на долото и процессор, приспособленный для определения: первой осевой нагрузки на долото с использованием измерений, выполненных датчиком при протекании бурового раствора сквозь буровое долото в отсутствие приложенной осевой нагрузки на долото; второй осевой нагрузки на долото с использованием измерений, выполненных датчиком в процессе бурения ствола скважины буровым долотом; и скорректированной осевой нагрузки на долото по определенным первой осевой нагрузке на долото и второй осевой нагрузке на долото.

Раскрытые примеры некоторых признаков устройства и способа были даны в кратком обобщенном изложении для лучшего понимания приведенного далее подробного описания. Существуют, естественно, дополнительные признаки устройства и способа, которые будут раскрыты ниже и которые включены в приложенную формулу изобретения.

Краткое описание чертежей

Для всестороннего понимания настоящего раскрытия используются ссылки на приведенное далее подробное описание, которое рассматривается совместно с приложенными чертежами, в которых одинаковые элементы имеют аналогичные обозначения и на которых:

на фиг.1 схематически представлен пример буровой системы, включающей буровое долото, выполненное в соответствие с одним вариантом осуществления раскрытия, и расположенной на нижнем конце бурильной колонны, введенной в ствол скважины;

на фиг.2 представлено в изометрии изображение частного примера бурового долота, выполненного в соответствии с одним вариантом осуществления раскрытия;

на фиг.3 приведено прозрачное изометрическое изображение части бурового долота, демонстрирующее размещение в нем некоторых датчиков и узла управления, в соответствии с одним вариантом осуществления раскрытия;

на фиг.4 представлена функциональная диаграмма, показывающая схему управления, предназначенную для обработки информации от датчиков в буровом долоте и получения определенных результатов, в соответствии с одним вариантом осуществления раскрытия;

на фиг.5 представлена блок-схема, описывающая способ определения скорректированной осевой нагрузки на долото с использованием динамического изменения осевой нагрузки на долото, в соответствии с другой особенностью раскрытия; и

на фиг.6 представлена блок-схема, описывающая способ определения скорректированной осевой нагрузки на долото с использованием статического изменения осевой нагрузки на долото, в соответствии с еще одной особенностью раскрытия.

Подробное описание осуществления изобретения

На фиг.1 приведено схематическое изображение частного примера буровой системы 100, в которой могут использоваться раскрытые здесь буровые долота для бурения ствола скважины и для получения информации, касающейся одного или более параметров, в процессе бурения ствола скважины. В системе 100 имеется ствол 110 скважины, включающий верхнюю секцию 111 с установленной в ней обсадной трубой 112 и нижнюю секцию 114, пробуриваемую бурильной колонной 118. Бурильная колонна 118 включает трубчатый элемент 116, на нижнем конце которого закреплен буровой снаряд 130 (также называемый компоновкой низа бурильной колонны или КНБК). Трубчатый элемент 116 может быть получен соединением отрезков буровой трубы, либо это может быть гибкая насосно-компрессорная труба (НКТ). К нижнему концу КНБК 130 прикреплено буровое долото 150 для разрушения подземной породы и бурения в породе 119 ствола 112 скважины заданного диаметра. Термины ствол скважины и буровая скважина используются в настоящем раскрытии как синонимы.

Бурильная колонна 118 показана введенной в ствол 110 скважины с буровой установки 180, находящейся на поверхности 167. Для простоты пояснений, на фиг.1 показана наземная буровая установка 180. Раскрытые здесь устройства и способы также могут быть использованы и в случае морских буровых установок, используемых для бурения скважин. Присоединенный к бурильной колонне 118 стол 169 бурового ротора или верхний привод (не показан) может быть использован для вращения с поверхности бурильной колонны 118 для вращения бурового снаряда 130 и, тем самым, бурового долота 150, для бурения скважины 110. Для вращения бурового долота также может быть использован буровой двигатель (также называемый забойным турбинным двигателем). На поверхности 167 может быть помещен узел 190 управления (или контроллер), который может представлять собой узел с компьютерным управлением и который предназначен для получения и обработки данных, передаваемых датчиками, помещенными в буровом долоте, и другими датчиками в буровом снаряде 130, и для управления работой различных устройств и датчиков в буровом снаряде 130. В одном варианте осуществления наземный контроллер 190 может включать процессор 192, запоминающее устройство (или машиночитаемую среду) 194 для хранения данных и компьютерных программ 196. Запоминающее устройство 194 может быть любым подходящим устройством, включая постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), флэш-память, магнитную ленту, твердый диск и оптический диск и другие устройства. При бурении скважины 110 буровой раствор 179 от источника бурового раствора нагнетается под давлением в трубчатый элемент 116. Буровой раствор выходит снизу бурового долота 150 и возвращается на поверхность через межтрубное пространство (кольцевое пространство) между бурильной колонной 118 и внутренней стенкой ствола 110 скважины.

На фиг.1 также показано, что буровое долото 150 включает один или более датчиков 160 и связанные с ними схемы, для оценки одного или более параметров, относящихся к буровому долоту 150 и буровому снаряду 130, как более подробно описано применительно к фиг.2-6. Буровой снаряд 130 также может включать один или более скважинных датчиков, также называемых датчиками измерений в процессе бурения (MWD - от англ. measurement-while-drilling) или датчиками каротажа во время бурения (LWD - от англ. logging-while-drilling), которые имеют общее обозначение 175, и по меньшей мере один узел управления (или контроллер) 170 для обработки данных, полученных от MWD или LWD датчиков 175 и бурового долота 150. Контроллер 170 может включать процессор 172, например, микропроцессор, одно или более запоминающее устройство 174 и одну или более программу 176 для использования процессором для обработки данных скважинных датчиков и для обмена данными с наземным контроллером 190 через узел 188 двухсторонней телеметрической связи. Запоминающие устройства 174 могут включать любые подходящие запоминающие устройства, включая постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), флэш-память и дисковую память, а также и запоминающие устройства других видов.

На фиг.2 представлено в изометрии изображение частного примера бурового долота 150, на котором показаны несколько датчиков, включая датчик осевой нагрузки, датчик крутящего момента, акселерометры, датчик температуры, датчик давления и датчик перепада давлений, а также модуль управления, содержащий электронные схемы, приспособленные для обработки информации от различных датчиков и для выработки оценок скорректированной осевой нагрузки на долото и крутящего момента на долоте в процессе бурения ствола скважины. Для целей иллюстрации, показанное буровое долото 150 представляет собой буровое долото со вставками из поликристаллического алмаза (ПКА). Данное раскрытие в равной мере применимо и буровым долотам других типов. Показанное буровое долото 150 включает корпус 212 бурового долота, имеющий буровую коронку 212а и хвостовик 212b. Буровая коронка включает несколько профилей 214а, 214b, … 214n лопасти (также называемые здесь профилями). Вдоль каждого профиля размещено несколько резцов. Например, показанный профиль 214n лопасти содержит резцы 216а-216m. Видно, что все показанные профили заканчиваются на дне бурового долота 215. Каждый резец имеет режущую поверхность, например, режущую поверхность 216а' резца 216а, которая захватывает скальную породу, когда буровое долото 150 вращают при бурении ствола скважины. Каждый резец 216а-216m характеризуется передним углом в продольной плоскости и боковым передним углом, которые в совокупности определяют глубину резания этого резца.

На фиг.2 также показано, что долото, согласно одной особенности, может иметь блок 240 датчиков, который может включать датчик 241 осевой нагрузки и датчик 242 крутящего момента и который может быть расположен в любом подходящем месте в корпусе долота. Согласно другой особенности, в буровом долоте 150 могут быть помещены раздельные датчики осевой нагрузки и крутящего момента. Согласно другой особенности, датчик давления 252 может быть помещен во внутренней части бурового долота 150 для выдачи сигналов, соответствующих давлению бурового раствора внутри бурового долота 150. В альтернативном варианте датчик 254 перепада давления может быть помещен в буровое долото 150 так, что первый чувствительный элемент 254а измеряет давление внутри бурового долота, а второй чувствительный элемент 254b измеряет давление снаружи бурового долота 150. Датчик 252 давления и датчик 254 перепада давления могут быть размещены в хвостовике 212b или в любом другом подходящем месте. Согласно другой особенности, для измерения температуры в скважине может использоваться датчик 256 температуры, соприкасающийся с буровым раствором в скважине. Согласно еще одной особенности, для определения ускорения бурового долота 150 могут использоваться один или более акселерометров, например, акселерометры 258а и 258b. Измерения от двух акселерометров и других датчиков могут быть использованы для улучшения разрешающей способности при определении ускорения. Модуль 270 управления (также называемый электронным модулем или электронной схемой) может быть установлен в любом подходящем месте в буровом долоте 150. Электронный модуль 270 может включать процессор 272, например микропроцессор, приспособленный для обработки сигналов от различных датчиков и получения результатов, относящихся к осевой нагрузке на долото или крутящему моменту на долоте, как более подробно описано со ссылкой на фиг.4-6. Электронный модуль 270 может хранить информацию и результаты расчетов в запоминающем устройстве 274, имеющемся в модуле 270, и (или) передавать эту информацию и результаты в контроллер 170 в буровой снаряд 130 посредством модуля 260 передачи данных, находящемся в долоте 150. Процессор 272 приспособлен для выполнения команд, содержащихся в одной или более программах 276, хранящихся в запоминающем устройстве 274.

На фиг.3 приведено схематическое изображение хвостовика 212b, на котором показано расположение датчиков, описанных со ссылкой на фиг.2, в соответствии с одним вариантом осуществления. Согласно одной особенности, хвостовик 212b включает сужение 312 со сквозным отверстием 314 для прохода бурового раствора. Модуль 270 управления, согласно одной особенности, может быть помещен в герметизированный контейнер 319 в сужении 312 с тем, чтобы модуль 270 управления оставался по существу при наружном давлении. Датчик 252 давления может быть помещен вдоль отверстия 314 и соединен с электронным модулем 270 посредством проводника 252', проходящего в корпусе 318 хвостовика. Датчик 252 давления может быть помещен в любом другом месте, например внутри сужения. Датчик 254 перепада давления может быть помещен в корпусе 318 хвостовика, при этом один чувствительный элемент 254а находится внутри прохода 314, а другой чувствительный элемент 254b находится снаружи корпуса 318 хвостовика. Датчик 354 перепада давления может быть подключен к узлу 270 управления соответствующим проводником 258с. Как было отмечено выше, в корпусе долота может быть помещен один или более акселерометров. На фиг.3 показаны два акселерометра 258а и 258b, расположенные в области сужения, вблизи модуля 270 управления. Акселерометры могут быть помещены в любом другом подходящем месте в долоте, включая места расположения акселерометров 258а' и 258b', показанных на фиг.3. Результаты измерений, выполненных акселерометрами, радиально противолежащих друг другу, могут быть использованы для повышения точности измерений акселерометров. Для целей настоящего раскрытия также может быть использовано любое другое расположение или конфигурация двух или более акселерометров. Датчик температуры 256 может быть помещен в любое подходящее место, например внутри прохода 314. Согласно другой особенности, в буровом долоте вблизи сужения 312 может быть помещен узел 280 передачи данных для двухсторонней передачи данных между модулем 270 управления и контроллером 170 в буровом снаряде 130 (фиг.1). Источник питания 285, например контейнер с аккумулятором, питает узел 270 управления и различные датчики в буровом долоте 150. Способы определения скорректированной или компенсированной осевой нагрузки на долото в процессе бурения ствола скважины описываются со ссылкой на фиг.4-6.

На фиг.4 представлена функциональная диаграмма, показывающая систему 400 управления, предназначенную для обработки информации от различных датчиков в буровом долоте 150 и получения оценок осевой нагрузки на долото, скорректированных на воздействие давления бурового раствора на буровое долото в процессе бурения скважины. Система 400 управления включает процессор 410, например микропроцессор, и электронный узел 420 обработки и формирования сигналов. Сигналы от различных датчиков 430, которые могут включать датчик 252 давления, датчик 254 перепада давления, датчик 256 температуры, один или более акселерометров 258 и датчик 242 осевой нагрузки на долото (ОННД), подключены к электронному узлу 420 обработки и формирования сигналов, который формирует цифровые выходные сигналы, соответствующие данным измерений датчиков. Процессор 410 приспособлен для обработки сигналов датчиков в соответствии с командами, содержащимися в компьютерной программе 414, хранящейся в запоминающем устройстве 412, и для выдачи в качестве выходных данных величин осевой нагрузки на долото и крутящего момента на долоте. Процессор 410 может направлять рассчитанные значения ОННД и крутящего момента на долоте в узел 170 управления через узел 380 передачи данных, в котором может использоваться любой подходящий способ телеметрии, включая электрическое соединение, акустическую телеметрию и электромагнитную телеметрию. Контроллер 170 может выполнять дальнейшую обработку принятой информации и (или) направлять принятую информацию от процессора 410 к наземному контроллеру 140 (фиг.1).

На фиг.5 представлена блок-схема 500, описывающая способ определения динамически скорректированной осевой нагрузки на долото (ОННДс) с использованием перепада 254 давления в буровом долоте на рабочей площади А бурового долота, и полной осевой нагрузки на долото (ОННДп) с использованием датчика 241 осевой нагрузки на долото (фиг.2 и 3) в буровом долоте, в процессе бурения скважины. В одном варианте осуществления способа, включают насосы и к буровому долоту прикладывают заданную нагрузку для бурения скважины (шаг 510). Измеряют перепад давления (Dp) на эффективной рабочей площади А бурового долота в процессе бурения скважины (шаг 520). Измеренный перепад давления может быть преобразован в эквивалентное изменение осевой нагрузки на долото ОННДи. ОННДи дает величину динамического или мгновенного изменения осевой нагрузки на долото, вызванное перепадом давления на рабочей площади А бурового долота. ОННДи представляет собой динамическую величину, поскольку она изменяется с изменением перепада давления на рабочей площади А. Согласно одной особенности, рабочая площадь А может быть определена по хвостовику бурового долота. Одновременно может быть определена полная осевая нагрузка на долото ОННДп по данным датчика 241 осевой нагрузки на долото (по существу, вместе с измерением перепада давления) (шаг 530). Полная осевая нагрузка на долото ОННДп учитывает действие осевой нагрузки на долото, создаваемой перепадом давления Dp. Скорректированная осевая нагрузка на долото ОННДс может быть определена из ОННДп и ОННДи по формуле ОННДс = ОННДп - ОННДи (шаг 540).

На фиг.6 представлена блок-схема, описывающая способ 600 определения скорректированной осевой нагрузки на долото (ОННДс), с использованием величины статического изменения осевой нагрузки на долото (ОННДи). Величина ОННДи статического изменения, согласно одной особенности, может быть определена, когда буровое долото неподвижно, а буровой раствор протекает через него под давлением, т.е. насосы включены, но осевой нагрузки к долоту не приложено. Согласно одной особенности, статическое состояние бурового долота может быть определено измерением ускорения или движения бурового долота (шаг 610). Ускорение или движение может быть определено одним или несколькими акселерометрами в КНБК или буровом долоте. Номинальная величина ускорения, или величина ниже заданного значения может указывать на то, что долото неподвижно. Наличие потока бурового раствора может быть определено измерением температуры в скважине, например, датчиком температуры в КНБК или буровом долоте. Температуры потока бурового раствора внутри бурового долота ниже, по сравнению с температурой неподвижного бурового раствора в буровом долоте. Это происходит из-за того, что неподвижный буровой раствор существенно нагревается из-за высокой температуры породы. Температура бурового раствора в буровом долоте или в КНБК может быть измерена датчиком температуры, расположенным в буровом долоте или КНБК (шаг 620). Когда параметры ускорения или движения ниже заданного уровня, либо когда имеет место соответствующее падение температуры бурового раствора, контроллер (в КНБК, на поверхности или в буровом долоте) может активизировать выполнение измерения датчиком осевой нагрузки в буровом долоте и получение величины статического изменения осевой нагрузки на долото ОННДи (шаг 630). Затем может быть начато бурение с приложенной осевой нагрузкой на долото, и контроллер сможет теперь определить полную осевую нагрузку на долото ОННДп, используя датчик 241 в буровом долоте (шаг 640). Далее может быть определено скорректированное значение осевой нагрузки на долото ОННДс по ОННДп и ОННДи с использованием соотношения ОННДс = ОННДп - ОННДи (шаг 650).

В различных описанных здесь вариантах осуществления, показанных на фиг.1-6, расположенный в буровом долоте процессор может передавать информацию об осевой нагрузке на долото контроллеру 170 в буровом снаряде 130 и (или) наземному контроллеру 190. Буровой мастер на поверхности, скважинный контроллер, наземный контроллер 190, либо все они в комбинации, могут предпринять одно или более действий в ответ на определение осевой нагрузки на долото. Такие действия могут включать изменение: осевой нагрузки на буровое долото, скорости вращения бурового долота, давления циркулирующего бурового раствора, и направление бурения, а также и другие, для повышения эффективности бурения и продления срока службы бурового долота 150 и (или) КНБК. Сигналы датчика или рассчитанные величины осевой нагрузки на долото и крутящего момента на долоте, определенные скважинным контроллером 170 или 270, могут быть направлены наземному контроллеру 190 для дальнейшей обработки. Согласно одной особенности, наземный контроллер 190 может использовать любую подобную информацию для внесения одного или более изменений в буровые работы, включая изменение осевой нагрузки на долото, скорости вращения бурового долота и расхода бурового раствора, а также и других, для повышения эффективности буровых работ и продления срока службы бурового долота 150 и бурового снаряда 130. Согласно другой особенности, величины осевой нагрузки и крутящего момента могут быть представлены (например, на экране монитора) оператору с тем, чтобы оператор мог предпринять необходимые действия.

Таким образом, согласно одной особенности, предложен способ определения скорректированной осевой нагрузки на долото в процессе бурения ствола скважины, который, в одном варианте осуществления, может включать: определение первой осевой нагрузки на долото при протекании бурового раствора сквозь буровое долото и в отсутствии приложенной осевой нагрузки на долото, с использованием датчика в буровом долоте; определение второй осевой нагрузки на долото датчиком в буровом долоте в процессе бурения ствола скважины буровым долотом и определение скорректированной осевой нагрузки на долото по определенным первой осевой нагрузке на долото и второй осевой нагрузке на долото. Согласно одной особенности, скорректированная осевая нагрузка на долото может быть определена вычитанием первой определенной осевой нагрузки на долото из второй определенной осевой нагрузки на долото. Согласно одной особенности, скорректированная осевая нагрузка на долото может быть определена посредством обработки сигналов от датчика процессором, расположенным в буровом долоте, процессором в КНБК, прикрепленной к буровому долоту, и (или) наземным процессором. Согласно одной особенности, первая осевая нагрузка на долото может быть определена следующим образом: определяют температуру бурового раствора, протекающего сквозь буровое долото; определяют ускорение бурового долота и обрабатывают сигналы от датчика в буровом долоте для определения первой осевой нагрузки на долото, когда определенная температура соответствует заданному критерию и определенное ускорение соответствует заданному критерию. Температура может быть определена с использованием датчика температуры в буровом долоте и ускорение может быть определено с использованием акселерометра в буровом долоте.

Согласно другой особенности, предложено буровое долото, которое, в одном своем варианте осуществления, может включать: датчик в буровом долоте для определения осевой нагрузки на долото и процессор, приспособленный для определения: первой осевой нагрузки на долото с использованием измерений, выполненных датчиком, когда буровой раствор протекает сквозь буровое долото и к буровому долоту не приложена осевая нагрузка; второй осевой нагрузки на долото с использованием измерений датчиком в процессе бурения ствола скважины буровым долотом и скорректированной осевой нагрузки на долото по определенным первой осевой нагрузке на долото и второй осевой нагрузке на долото. Согласно одной особенности, датчик может быть расположен в хвостовике бурового долота. Согласно другой особенности, процессор может быть приспособлен для определения скорректированной осевой нагрузки на долото путем вычитания первой осевой нагрузки на долото из второй осевой нагрузки на долото. Согласно другой особенности, процессор может быть заключен в модуль в буровом долоте при атмосферном давлении. Согласно другой особенности, буровое долото может включать устройство передачи данных, соединенное с процессором и приспособленное для передачи данных от бурового долота в точку, расположенную вне бурового долота.

Согласно еще одной особенности, предложен другой способ определения скорректированной осевой нагрузки на долото, который, в одном варианте осуществления, может включать: 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. Согласно одной особенности, перепад давления может быть определен измерением перепада давления между давлением внутри бурового долота и давлением снаружи бурового долота. Для определения перепада давлений может быть использован датчик перепада давления, имеющий первый чувствительный элемент для измерения давления внутри бурового долота и второй чувствительный элемент для измерения давления снаружи бурового долота. Первый и второй чувствительные элементы могут быть расположены в хвостовике бурового долота. Согласно одной особенности, скорректированная осевая нагрузка на долото может быть определена обработкой сигналов от датчика осевой нагрузки на долото и сигналов от датчика перепада давления, выполняемой процессором, расположенным внутри бурового долота, в КНБК, на поверхности или их комбинацией.

Согласно другой особенности, предложено устройство для использования при бурении ствола скважины, которое, в одном своем варианте осуществления, может включать: корпус бурового долота со сквозным проходом для бурового раствора; первый датчик в буровом долоте, приспособленный для измерения осевой нагрузки на долото; второй датчик в корпусе бурового долота, приспособленный для измерения перепада давления на рабочей площади бурового долота; и процессор, приспособленный для определения первой осевой нагрузки на долото по измерениям первого датчика, второй осевой нагрузки на долото по измерениям перепада давления и скорректированной осевой нагрузки на долото с использованием определенной первой осевой нагрузки на долото и второй осевой нагрузки на долото. Второй датчик может содержать первый чувствительный элемент, приспособленный для измерения давления внутри долота, и второй чувствительный элемент, приспособленный для измерения давления снаружи бурового долота. Устройство может также включать запоминающее устройство для хранения скорректированной осевой нагрузки на долото. Устройство связи в буровом долоте может быть приспособлено для передачи данных от бурового долота в точку, расположенную вне бурового долота. Процессор может быть размещен внутри бурового долота или снаружи бурового долота.

Приведенное выше описание направлено на некоторые варианты осуществления, используемые для иллюстрации и объяснения изобретения. Для специалиста должно быть, однако, очевидно, что в рамках области притязаний изобретения и его существа в приведенных вариантах осуществления могут быть сделаны многочисленные изменения и модификации. Подразумевается, что приведенная далее формула будет охватывать все такие модификации и изменения.

1. Способ определения скорректированной осевой нагрузки на буровое долото при бурении ствола скважины, при осуществления которого:
определяют первую осевую нагрузку на долото при протекании бурового раствора сквозь буровое долото и в отсутствии приложенной осевой нагрузки на долото, используя датчик в буровом долоте;
определяют вторую осевую нагрузку на долото датчиком в буровом долоте в процессе бурения ствола скважины буровым долотом; и
определяют скорректированную осевую нагрузку на долото по определенным первой осевой нагрузке на долото и второй осевой нагрузке на долото.

2. Способ по п.1, в котором скорректированную осевую нагрузку на долото определяют вычитанием первой определенной осевой нагрузки на долото из второй определенной осевой нагрузки на долото.

3. Способ по п.1, в котором скорректированную осевую нагрузку на долото определяют обработкой сигналов от датчика, выполняемой в скважине или на поверхности.

4. Способ по п.1, в котором при определении первой осевой нагрузки на долото:
определяют температуру бурового раствора, протекающего сквозь буровое долото;
определяют ускорение бурового долота; и
обрабатывают сигналы от датчика в буровом долоте для определения первой осевой нагрузки на долото, когда определенная температура соответствует заданному критерию и определенное ускорение соответствует заданному критерию.

5. Способ по п.4, в котором:
определяют температуру, используя датчик температуры в буровом долоте; и
определяют ускорение, используя акселерометр в буровом долоте.

6. Буровое долото, включающее:
датчик в буровом долоте для определения осевой нагрузки на долото; и
процессор, приспособленный для:
определения первой осевой нагрузки на долото с использованием измерений, выполненных датчиком, когда буровой раствор протекает сквозь буровое долото и к буровому долоту не приложена осевая нагрузка;
определения второй осевой нагрузки на долото с использованием измерений датчиком, в процессе бурения ствола скважины буровым долотом; и
определения скорректированной осевой нагрузки на долото по определенным первой осевой нагрузке на долото и второй осевой нагрузке на долото.

7. Буровое долото по п.6, в котором датчик расположен в хвостовике бурового долота, приспособленном для измерения осевой нагрузки на долото.

8. Буровое долото по п.7, в котором процессор приспособлен для определения скорректированной осевой нагрузки на долото путем вычитания первой осевой нагрузки на долото из второй осевой нагрузки на долото.

9. Буровое долото по п.8, в котором процессор заключен в модуль в буровом долоте.

10. Буровое долото по п.9, дополнительно содержащее устройство передачи данных, соединенное с процессором и приспособленное для передачи данных от бурового долота в место снаружи бурового долота.

11. Способ определения скорректированной осевой нагрузки на буровое долото в процессе бурения ствола скважины, при осуществлении которого:
бурят ствол скважины буровым долотом;
определяют осевую нагрузку на долото в процессе бурения ствола скважины;
определяют перепад давления на рабочей площади бурового долота в процессе бурения ствола скважины; и
определяют скорректированную осевую нагрузку на долото по определенной осевой нагрузке на долото и определенному перепаду давления.

12. Способ по п.11, в котором при определении перепада давлений определяют перепад давлений между давлением внутри бурового долота и давлением снаружи бурового долота.

13. Способ по п.11, в котором при определении перепада давлений используют датчик, первый чувствительный элемент которого измеряет давление внутри бурового долота, а второй чувствительный элемент измеряет давление снаружи бурового долота.

14. Способ по п.13, в котором первый и второй чувствительные элементы расположены в хвостовике бурового долота.

15. Способ по п.11, в котором при определении скорректированной осевой нагрузки на долото обрабатывают сигналы от датчика осевой нагрузки на долото и сигналы от датчика перепада давления посредством процессора, расположенного внутри бурового долота или снаружи бурового долота.

16. Устройство для использования в бурении ствола скважины, включающее:
корпус бурового долота со сквозным проходом для бурового раствора;
первый датчик в буровом долоте, приспособленный для измерения осевой нагрузки на долото;
второй датчик в корпусе бурового долота, приспособленный для измерения перепада давления на рабочей площади бурового долота; и
процессор, приспособленный для:
определения первой осевой нагрузки на долото по измерениям первого датчика и второй осевой нагрузки на долото по измерениям перепада давления;
и
определения скорректированной осевой нагрузки на долото с использованием определенной первой осевой нагрузки на долото и второй осевой нагрузки на долото.

17. Устройство по п.16, в котором второй датчик включает первый чувствительный элемент, приспособленный для измерения давления внутри бурового долота, и второй чувствительный элемент, приспособленный для измерения давления снаружи бурового долота.

18. Устройство по п.16, дополнительно включающее запоминающее устройство для хранения скорректированной осевой нагрузки на долото.

19. Устройство по п.16, дополнительно включающее устройство связи, соединенное с процессором и приспособленное для передачи данных от бурового долота в место снаружи бурового долота.

20. Устройство по п.19, в котором процессор расположен внутри бурового долота или снаружи бурового долота.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при определении герметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине в интервале, перекрытом НКТ.
Данное изобретение относится к способами оценки продуктивных пластов на нефтегазовых месторождениях, в частности к оценке их свойств. Технический результат заключается в более эффективной оценке свойств пористого пласта.

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, используемых при построении геологической модели нефтяного или иного месторождения.

Группа изобретений относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и сыпучих материалов, газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных, наклонных трубопроводах и отдельных устройствах.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации скважин, выполнивших свое назначение. Способ ликвидации скважины с заколонными перетоками включает спуск колонны труб и установку цементных мостов в обсадной колонне скважины.

Изобретение относится к способам исследования газовых и газоконденсатных скважин, определению их оптимальных технологических режимов, а именно к определению режимов максимального извлечения жидких продуктов при минимальных энергетических затратах, то есть минимальных потерях давления при различных режимах течениях газожидкостного потока.

Изобретение относится к горному делу, в частности к нефтегазовой промышленности, и может использоваться для замера профиля насосно-компрессорных и обсадных труб нефтегазовых скважин.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и используется для оптимизации процесса добычи нефти с помощью штанговых глубинных насосов. Техническим результатом является вывод скважины в автоматическом режиме на максимальный объем добычи нефти.

Изобретение относится к области газового машиностроения, в частности к устройствам исследования газовых и газоконденсатных месторождений на разных технологических режимах.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом изобретения является учет влияния изменения напряженного состояния газоносного пласта на изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны.

Изобретение относится к способу, устройству и машиночитаемому носителю данных, используемых при построении геологической модели нефтяного или иного месторождения.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин гидравлическими забойными двигателями (ГЗД), а именно к способам контроля режима работы ГЗД в забойных условиях.

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.

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.

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.
Наверх