Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота



Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота
Система и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота

 


Владельцы патента RU 2564423:

ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)

Группа изобретений относится к способу и системе моделирования режущих структур расширителя и/или долота. Технический результат заключается в вычислении характеристической кривой режущей структуры и обеспечении эффективного выбора режущей структуры. Согласно способу моделирования режущих структур принимают данные производительности, относящиеся к режущей структуре, вычисляют с использованием данных производительности характеристическую кривую, относящуюся к режущей структуре, причем характеристическая кривая строится либо на основе веса, либо на основе крутящего момента, и сохраняют характеристическую кривую, при этом режущая структура связана с буровым долотом компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и КНБК дополнительно содержит расширитель, причем вычисляют множество положений нейтральных точек между буровым долотом и расширителем с учетом плавучести и наклона КНБК. Система моделирования режущих структур содержит интерфейс для приема данных производительности, относящихся к режущей структуре, процессор для вычисления с использованием данных производительности характеристической кривой, относящейся к режущей структуре, причем характеристическая кривая строится либо на основе веса, либо на основе крутящего момента, и память для сохранения характеристической кривой, при этом режущая структура связана с буровым долотом КНБК и КНБК дополнительно содержит расширитель, причем процессор дополнительно способен вычислять множество положений нейтральных точек между буровым долотом и расширителем с учетом плавучести и наклона КНБК. 2 н. и 28 з.п. ф-лы, 30 ил.

 

Область техники

Принципы настоящего раскрытия относятся к выбору, анализу и оцениванию режущих структур и, в частности, к системе и способу моделирования взаимодействия расширителя и долота.

Уровень техники

Буровое долото на конце компоновки низа бурильной колонны (КНБК) используется для бурения скважины через геологические формации. Буровое долото снабжено режущей структурой для выполнения этой задачи. Модели режущей структуры позволяют прогнозировать производительность в отношении скорости проходки (ROP), силы, крутящего момента, боковой силы, вибрации, тенденции к поперечным колебаниям, управляемости и т.д. Буровое долото может содержать вторичную режущую структуру, предназначенную для дополнительного расширения скважины, например, долото со смещенным центром. В целях этого раскрытия, эти вторичные режущие структуры можно рассматривать как часть бурового долота, а не как часть расширителя.

Расширитель используется для расширения ствола скважины, проходящего через геологические формации. Расширитель снабжен режущей структурой для выполнения этой задачи. Модели режущей структуры позволяют прогнозировать производительность в отношении скорости проходки (ROP), силы, крутящего момента, боковой силы, вибрации, тенденции к поперечным колебаниям, управляемости и т.д.

Расширитель может находиться на конце КНБК (без бурового долота) если направляющая скважина, сформированная буровым долотом, уже существует. Обычно расширитель используется над буровым долотом в одной и той же КНБК. Также можно устанавливать множественные расширители, каждый из которых обеспечивает то или иное увеличение размера скважины (с буровым долотом или без него). Множественные расширители, обеспечивающие одно и то же расширение, также можно использовать для избыточности в случае отказа одной режущей структуры. Расширение может происходить в направлениях как вниз, так и вверх вдоль ствола скважины.

Расширитель может использовать фиксированную режущую структуру, например, цельный расширитель скважины, или удлиняемую/укорачиваемую режущую структуру для прохождения через сужения в законченной скважине, или для расширения только отдельных секций ствола скважины в конкретных целях. Избирательное управление удлиняемым/укорачиваемым расширителем также можно использовать для поддержания расширителя в неактивном состоянии в качестве запаса в случае отказа первичной режущей структуры расширителя.

Необходим простой способ охарактеризовать производительность бурового долота и режущих структур расширителя. С помощью простой характеризации, производительность этих режущих структур можно легко сравнивать в диапазоне литологии и параметров бурения и оценивать относительно набора ограничений.

Сущность изобретения

Принципы настоящего раскрытия относятся к системе и способу моделирования взаимодействия расширителя и/или долота. В соответствии с конкретным вариантом осуществления, способ включает в себя прием данных производительности, относящихся к режущей структуре, и вычисление характеристической кривой, с использованием данных производительности. Характеристическая кривая может строиться на основе веса и/или на основе крутящего момента. Способ дополнительно включает в себя сохранение характеристической кривой.

В конкретном варианте осуществления настоящего раскрытия, характеристическая кривая включает в себя либо вес на режущей структуре/прочность породы, либо крутящий момент на режущей структуре/вес на режущей структуре, как функцию скорость проходки/скорость вращения.

В другом варианте осуществления настоящего раскрытия, характеристическая кривая включает в себя изменение веса или крутящего момента на режущей структуре как функции скорости проходки режущей структуры.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего раскрытия, способ включает в себя прием первой и второй характеристических кривых, относящихся к первой и второй режущим структурам, соответственно. Вычисляется системная характеристическая кривая, которая объединяет первую характеристическую кривую и вторую характеристическую кривую. Затем системную характеристическую кривую можно сравнивать с другими характеристическими кривыми, и компоновку низа бурильной колонны можно выбирать, на основании сравнения.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления настоящего раскрытия, способ включает в себя прием критериев выбора режущей структуры и отображение пользователю нескольких режущих структур, которые удовлетворяют некоторым или всем критериям. Способ может дополнительно включать в себя прием от пользователя выбора режущих структур для сравнения. В соответствии с конкретным вариантом осуществления настоящего раскрытия, режущие структуры выбора можно сравнивать с использованием их соответствующих характеристических кривых. Результаты сравнения могут отображаться пользователю.

Технические преимущества конкретных вариантов осуществления настоящего раскрытия включают в себя систему и способ моделирования взаимодействия расширителя и долота, которые позволяют собирать минимальные данные, относящиеся к режущей(им) структуре(ам), и вычислять, сохранять и/или отображать характеристическую кривую, которая выражает предполагаемую производительность такой(их) режущей(их) структуры().

Другое техническое преимущество конкретных вариантов осуществления настоящего раскрытия включает в себя модель взаимодействия расширителя и долота, которая позволяет быстро выбирать особенно пригодное буровое долото, расширитель и/или объединенные режущие структуры расширителя(ей)/долота с использованием данных из множественных источников. В соответствии с конкретными вариантами осуществления, выбор может отвечать набору ограничений по спектру литологии и параметров бурения.

Краткое описание чертежей

Для более полного понимания настоящего раскрытия и его преимуществ, обратимся к нижеследующим описаниям, приведенным совместно с прилагаемыми чертежами, в которых:

Фиг.1 иллюстрирует режущие структуры расширителя и долота в эксплуатационной скважине, которые можно выбирать в соответствии с конкретными вариантами осуществления настоящего раскрытия;

Фиг.2-3 иллюстрируют характеристические кривые на основе веса, в соответствии с конкретными вариантами осуществления настоящего раскрытия;

Фиг.4-5 иллюстрируют характеристические кривые на основе крутящего момента, в соответствии с конкретными вариантами осуществления настоящего раскрытия;

Фиг.6-7 иллюстрируют графики распределения веса, в соответствии с конкретными вариантами осуществления настоящего раскрытия;

Фиг.8-9 иллюстрируют графики распределения крутящего момента, в соответствии с конкретными вариантами осуществления настоящего раскрытия;

Фиг.10 иллюстрирует график распределения веса, в соответствии с конкретными вариантами осуществления настоящего раскрытия;

Фиг.11 иллюстрирует график распределения крутящего момента, в соответствии с конкретными вариантами осуществления настоящего раскрытия;

Фиг.12a-12h иллюстрируют характеристические кривые, в соответствии с конкретными вариантами осуществления настоящего раскрытия;

Фиг.13-25 иллюстрируют скриншоты графического пользовательского интерфейса, связанные с компьютерной системой, которую можно использовать для выполнения программного обеспечения, реализующего инструкции способа настоящего раскрытия, в соответствии с конкретными вариантами осуществления настоящего раскрытия;

Фиг.26-27 иллюстрируют конкретные варианты осуществления логических блок-схем, описывающих алгоритм(ы), который(е) можно использовать в соответствии с конкретным вариантом осуществления настоящего раскрытия;

Фиг.28 иллюстрирует итерационный(е) процесс(ы), который(е) можно использовать при вычислении характеристической кривой, в соответствии с конкретными вариантами осуществления настоящего раскрытия;

Фиг.29 иллюстрирует представления КНБК, изменяющуюся литологию и иллюстрации “случаев”, с которыми сталкивается КНБК, в соответствии с конкретным вариантом осуществления настоящего раскрытия; и

Фиг.30 иллюстрирует компьютерную систему, которую можно использовать для реализации аспектов принципов настоящего раскрытия.

Подробное описание вариантов осуществления

Принципы настоящего раскрытия предусматривают систему и способ, обеспечивающий эффективный и быстрый выбор особенно пригодных бурового долота, расширителя и/или объединенных режущих структур расширителя(ей)/долота. Выбор может осуществляться в соответствии с набором ограничений и может соответствовать одному или более из спектра литологий и параметров бурения. Данные из множественных источников можно использовать в процессе выбора. В соответствии с конкретным вариантом осуществления, системы или способы настоящего раскрытия могут использовать программный алгоритм и/или метод, позволяющий характеризовать и анализировать производительность бурового долота и режущей структуры расширителя различными способами.

Фиг.1 иллюстрирует компоновку 30 низа бурильной колонны, которая включает в себя множественные режущие структуры, в том числе режущую(ие) структуру(ы), связанную(ые) с буровым долотом 32 на конце компоновки низа бурильной колонны КНБК, и режущую(ие) структуру(ы), связанную(ые) с расширителем 34, расположенным в стволе скважины над буровым долотом 30. Буровое долото 32 на конце (КНБК) обычно используется для бурения скважины через геологические формации. Буровое долото 32 имеет конкретную конструкцию, включающую в себя режущую(ие) структуру(ы) бурового долота для выполнения этой задачи. Модели режущей структуры бурового долота можно использовать для прогнозирования производительности в отношении скорости проходки (ROP), силы, крутящего момента, боковой силы, вибрации, тенденции к поперечным колебаниям, управляемости и т.д. В конкретных вариантах осуществления, буровое долото 32 может содержать одну или более вторичных режущих структур, которые предназначены для дополнительного расширения скважины, например, долото со смещенным центром. В целях данного описания изобретения, эти вторичные режущие структуры можно рассматривать как часть бурового долота, а не как часть расширителя.

Расширитель 34 обычно используется для расширения ствола скважины, проходящего через геологические формации. Расширитель 34 имеет конструкцию с режущей(ими) структурой(ами) расширителя для выполнения этой задачи. Модели режущей структуры позволяют прогнозировать производительность в отношении скорости проходки (ROP), силы, крутящего момента, боковой силы, вибрации, тенденции к поперечным колебаниям, управляемости и т.д.

В альтернативных вариантах осуществления настоящего раскрытия, расширитель 34 может располагаться на конце КНБК (без бурового долота), например, если направляющая скважина, сформированная буровым долотом, уже существует. Расширитель также может располагаться выше в КНБК без бурового долота, если направляющая скважина, сформированная буровым долотом, уже существует. Обычно расширитель используется над буровым долотом в одной и той же КНБК. Также можно устанавливать множественные расширители, каждый из которых обеспечивает то или иное увеличение размера скважины (с буровым долотом или без него). Множественные расширители, обеспечивающие одно и то же расширение, также можно использовать для избыточности в случае отказа одной режущей структуры. Расширение может происходить в направлениях как вниз, так и вверх вдоль ствола скважины.

Расширитель может использовать фиксированную режущую структуру, например, цельный расширитель скважины, или удлиняемую/укорачиваемую режущую структуру для прохождения через сужения в законченной скважине, или для расширения только отдельных секций ствола скважины в конкретных целях. Избирательное управление удлиняемым/укорачиваемым расширителем также можно использовать для поддержания расширителя в неактивном состоянии в качестве запаса в случае отказа первичной режущей структуры расширителя.

В целях данного описания изобретения, “режущая структура” означает одну или более структур на КНБК, которые осуществляют операцию резания или бурения. Например, буровое долото может включать в себя единичную режущую структуру или множественные режущие структуры. Аналогично, расширитель обычно включает в себя только единичную режущую структуру, но единичный расширитель также может включать в себя множественные режущие структуры.

Принципы настоящего раскрытия также предусматривают упрощенные систему и способ для характеризации производительности режущих структур бурового долота и/или расширителя(ей). С помощью простой характеризации, производительность этих режущих структур можно легко сравнивать с другими режущими структурами или комбинациями режущих структур, в диапазоне литологии и параметров бурения, и оценивать относительно набора ограничений.

В соответствии с настоящим раскрытием, характеристические кривые можно использовать для характеризации производительности режущей структуры или системы режущих структур (например, бурового долота 32 и/или расширителя 34) в отношении преобладающих внешних и эксплуатационных факторов, например: прилагаемого осевого веса, крутящего момента, прочности породы, скорости вращения и скорости проходки через породу. После генерации характеристической кривой для режущей структуры, для прогнозирования ее производительности в любой данной литологии не требуется знания таких деталей, как размер шарошки, положение шарошки, угол заострения шарошки, боковой передний угол шарошки и другие физические характеристики. Например, для генерации характеристических кривых из фактически измеренных полевых данных производительности, а не моделей, не требуется знать подобных деталей шарошки. Наличие характеристических кривых позволяет легко анализировать индивидуальные режущие структуры по отдельности или в совокупности в системе режущих структур, для прогнозирования производительности системы и/или выбора особенно пригодной системы для данного набора ограничений.

Ниже проиллюстрированы и описаны простые характеристические кривые на основе веса и на основе крутящего момента для режущих структур расширителя и долота.

В целях данного описания изобретения, определение термина “вес на долоте” (WOB) включает в себя осевой вес или силу, приложенную к режущей структуре бурового долота, и единицами измерения могут служить фунты (lbs).

В целях данного описания изобретения, определение “веса на расширителе” (WOR) включает в себя осевой вес или силу, приложенную к режущей структуре расширителя, и единицами измерения могут служить фунты (lbs).

В целях данного описания изобретения, определение “крутящего момента на долоте” (TOB) включает в себя вращательный крутящий момент, развиваемый на режущей структуре бурового долота в ответ на приложенный WOB, и единицами измерения могут служить футо-фунты (ft lbs).

В целях данного описания изобретения, определение “крутящего момента на расширителе” (TOR) включает в себя вращательный крутящий момент, развиваемый на режущей структуре расширителя в ответ на приложенный WOR, и единицами измерения могут служить футо-фунты (ft lbs).

В целях данного описания изобретения, определение “прочности породы” (σ) включает в себя прочность породы на сжатие и единицами измерения могут служить фунты на квадратный дюйм (psi).

В целях данного описания изобретения, определение “скорости проходки” (ROP) включает в себя осевую скорость проходки режущей структуры через породу, и единицами измерения могут служить футы в час (фут/ч).

В целях данного описания изобретения, определение “скорости вращения” включает в себя скорость вращения режущей структуры, и единицами измерения могут служить обороты в минуту (об/мин).

В целях данного описания изобретения, определение “веса на системе” (WSYS) включает в себя осевой вес или силу, приложенную к системе режущих структур КНБК, и единицами измерения могут служить фунты (lbs).

В целях данного описания изобретения, определение “крутящего момента на системе” (TSYS) включает в себя результирующий вращательный крутящий момент, развиваемый системой режущих структур КНБК в ответ на приложенный WSYS, и единицами измерения могут служить футо-фунты (ft lbs).

В целях данного описания изобретения, величина d определяется как глубина проходки за оборот режущей структуры или системы режущих структур, и единицами измерения могут служить дюймы на оборот (дюйм/об) режущей структуры или системы режущих структур.

Используемые единицы измерения могут отличаться от вышеперечисленных. Однако в соответствии с производимыми вычислениями и/или сравнениями, или комбинируемыми графиками и/или данными (как описано ниже), следует использовать соответствующие единицы измерения.

В соответствии с конкретным вариантом осуществления настоящего раскрытия, можно применять следующую методологию, и/или промышленные стандарты и связанные с ними и опирающиеся на них литературные источники, при выводе характеристических кривых, описывающих режущие структуры для бурения (например, буровые долота с фиксированными шарошками, буровые долота с коническими шарошками, и фиксированные или удлиняемые устройства под расширителями, концентрической или эксцентрической конструкции).

Одной целью этих характеристических кривых является помощь в обеспечение решения вопроса взаимодействия долота и расширителя: “каковы параметры производительности комбинации бурового долота и расширителя, используемой на практике, и как данная комбинация может повысить производительность в скважине?” В последние годы было доказано, что ответить на этот вопрос еще труднее при осуществлении или попытке оптимизации или повышения производительности в ходе операции одновременного расширения во время бурения.

Не пытаясь охватить переходное (зависящее от времени) решение этого вопроса в этот момент, было принято решение сначала выявить жизнеспособное стационарное решение. Для приспособления и обеспечения его интеграции в автономный инструмент оценивания, напрямую не связанный с проектировочными комплексами на основе усовершенствованного анализа методом конечных элементов (FEA) (способными не только идентифицировать каждого компонента в отдельности) некоторая форма характеристической(их) кривой(ых) является предпочтительным.

Эту ссылочную информацию можно компилировать непосредственно из результатов вычислений таких мощных проектировочных комплексов, но, в то же время, можно выводить из практических данных производительности (независимо от того, базируются ли они на исторической или текущей информации бурения).

При выводе этой (этих) характеристической(их) кривой(ых) и нахождении решения вопроса взаимодействия долота и расширителя предпочтительно гарантировать, что в них содержатся следующие параметры: (a) скорость вращения, (b) вес на долоте, (c) крутящий момент на долоте, (d) скорость проходки и (e) прочность породы на сжатие.

Предположительно, одно, а может, и большинство общеизвестных уравнений в нефтяном месторождении до недавних пор опирались на формулу Тиля, задающую удельную энергию (см. “The Concept of Specific Energy in Rock Drilling”, Teale, International Journal Rock Mechanics Mining Science, 1964.) - работу, совершаемую в расчет на единицу объема вынимаемой породы, Es, и единицами измерения могут служить фунты на квадратный дюйм (psi). Это уравнение проиллюстрировано ниже для бурового долота:

где “A” - площадь поперечного сечения ствола скважины, и единицами измерения могут служить квадратные дюймы (in “Quantifying Common Drilling Problems with Mechanical Specific Energy and a Bit-Specific Coefficient of Sliding Friction, Pessier et al., SPE #24584, 1992.).

Поскольку это уравнение общеизвестно и широко используется в промышленности оно выглядит хорошей начальной точкой при выводе необходимой(ых) характеристической(их) кривой(ых), хотя оно первоначально не охватывало все необходимые параметры.

В статье Pessier et al дополнительно описано, как Тиль ввел понятие минимальной удельной энергии (или максимального механического кпд). Минимальная удельная энергия достигается, когда удельная энергия достигает, или примерно равна, прочности на сжатие буримой породы (в смысле достижения максимального механического кпд), т.е.,

Е S = E S M i n σ

таким образом,

E S M i n = σ = W O B A + 120 × π × R P M × T O B A × R O P

Эта форма уравнения удельной энергии содержит все желаемые параметры, которые, в итоге, должны присутствовать в характеристических кривых: (a) скорость вращения, (b) вес на долоте, (c) крутящий момент на долоте, (d) скорость проходки и (e) прочность породы на сжатие.

Для нахождения пригодного характеристического уравнения, в соответствии с конкретными вариантами осуществления настоящего раскрытия, требуется некоторое преобразование этого уравнения. Преобразование уравнения при минимальной удельной энергии,

Глубина проходки за оборот равна,

Подстановка в уравнение для “A” дает

и, в результате сокращения,

.

Дополнительный обзор статьи Pessier открывает определение безразмерного коэффициента трения скольжения μ:

где D - диаметр ствола скважины, который можно выражать в дюймах (in).

Этот коэффициент трения скольжения первоначально был введен для выражения крутящего момента на долоте как функции веса на долоте. Этот коэффициент трения скольжения можно подставить в уравнение для A:

.

Преобразование и сокращение дает

A = W O B σ [ 1 + 24 × π × μ × D 36 × d ]

W O B σ = A [ 1 + 2 × π × μ × D 3 × d ]

E f f e c t i v e A r e a = W O B σ = A [ 1 + 2 × π × μ × D 3 × d ]

Это уравнение приобретает пригодную форму для характеристического уравнения в том, что WOB/σ можно связать с чем-то вещественным (площадью поперечного сечения ствола скважины, A) посредством безразмерного преобразования (в скобках), которая зависит от глубины d проходки за оборот. Это соотношение для WOB/σ называется “эффективной площадью” и единицами измерения могут служить квадратные дюймы (in2).

Значение коэффициента трения скольжения, μ, и/или значение WOB/σ может обеспечиваться моделями или данными для данного значения d. Таким образом, форма этого характеристического уравнения “на основе веса” играет важную роль (в отличие от самого уравнения), где эффективная площадь является функцией d.

Очень полезно иметь характеристическую кривую, которая определяет вес на режущей структуре, необходимый для продвижения при данной глубине d проходки за оборот при данной прочности породы. Вышеприведенные уравнения можно применять к любой режущей структуре, например режущей структуре расширителя, заменяя WOB на WOR и TOB на TOR.

Эта форма характеристического уравнения эффективно захватывает четыре из пяти желаемых параметров (скорость вращения, вес на долоте, скорость проходки, и прочность породы на сжатие) за исключением крутящего момента на долоте. В соответствии с конкретными вариантами осуществления, требуется также второе характеристическое уравнение “на основе крутящего момента” как функция глубины d проходки за оборот. Заметим, что TOB/WOB, измеряемое в дюймах (in), может быть желаемой характеристикой в дополнение к WOB/σ (измеряемом в квадратных дюймах (in2)). Такую характеристику можно вывести, возвратившись к уравнению для площади ствола скважины при минимальной удельной энергии, A:

,

и дополнительное преобразование дает

Для круглого ствола скважины,

где R - радиус ствола скважины, и единицами измерения могут служить дюймы (in). Таким образом,

E f f e c t i v e R a d i u s = T O B W O B = d 24 [ R 2 W O B σ 1 π ]

Это уравнение приобретает пригодную форму для второго характеристического уравнения в том, что TOB/WOB зависит от глубины d проходки за оборот и первой характеристики эффективной площади (WOB/σ), которая сама зависит от глубины d проходки за оборот. Это соотношение для TOB/WOB называется “эффективным радиусом”, и единицами измерения могут служить дюймы (in). В статье Warren показано в какой-то степени аналогичное соотношение для крутящего момента долота с коническими шарошками, но основное внимание сосредоточено на попытке использования крутящего момента на долоте с коническими шарошками как указателя свойств формации. Вышеприведенные уравнения можно применять к любой режущей структуре, например к режущей структуре расширителя, заменяя WOB на WOR, и TOB на TOR.

Опять же, форма этого характеристического уравнения “на основе крутящего момента” играет важную роль (в отличие от самого уравнения), где эффективный радиус является функцией d.

Составление различных наборов данных (содержащих пять упомянутых параметров) позволяет определять две характеристические тенденции/кривые, при осуществлении над ними некоторой формы аппроксимации кривой. Эти наборы данных можно формировать с помощью вышеупомянутых проектировочных комплексов на основе FEA, отвечающих уровню техники, для данного устройства для бурения, а также можно составлять с использованием практической информации бурения.

В таком случае, эти характеристические кривые определяют глобальную стационарную характеристику бурения устройства для бурения без необходимости оценивать определенную конструкцию на мощном проектировочном комплексе и для неограниченного количества комбинаций сред бурения.

Фиг.2 иллюстрирует характеристическую кривую на основе веса, относящуюся к буровому долоту, например буровому долоту 32. Характеристическая кривая включает в себя графическое представление прогнозируемой производительности режущей(их) структуры(). Согласно варианту осуществления, проиллюстрированному на фиг.2, по горизонтальной оси, или оси x, отложена глубина d проходки за оборот (измеряемая в дюймах на оборот бурового долота). По вертикальной оси, или оси y, отложен вес на долоте, деленный на прочность породы (эффективная площадь). Согласно варианту осуществления, проиллюстрированному на фиг.2, буровое долото 32 представляет собой буровое долото диаметром восемь с половиной дюймов. Как рассмотрено более подробно ниже, данные, используемые для построения характеристической кривой, показанной на фиг.2, можно получать из разнообразных источников, включая фактические данные или данные, полученные из компьютерной модели.

Фиг.3 иллюстрирует характеристическую кривую на основе веса, аналогичную показанной на фиг.2, за исключением того, что характеристическая кривая, показанная на фиг.3, относится к расширителю, например, расширителю 34. Характеристическая кривая включает в себя графическое представление производительности режущей(их) структуры(). Согласно варианту осуществления, проиллюстрированному на фиг.3, по горизонтальной оси, или оси x, отложена глубина проходки (измеряемая в дюймах) на оборот, d, расширителя. По вертикальной оси, или оси y, отложен вес на расширителе, деленный на прочность породы (эффективная площадь). Согласно варианту осуществления, проиллюстрированному на фиг.3, расширитель 34 является расширителем размерами восемь с половиной дюймов на двенадцать с четвертью дюймов.

Фиг.4 иллюстрирует характеристическую кривую на основе крутящего момента, относящуюся к буровому долоту, например буровому долоту 32. Характеристическая кривая включает в себя графическое представление производительности режущей(их) структуры(). Согласно варианту осуществления, проиллюстрированному на фиг.4, по горизонтальной оси, или оси x, отложена глубина проходки (измеряемая в дюймах) на оборот, d, бурового долота. По вертикальной оси, или оси y, отложен крутящий момент на долоте, деленный на вес на долоте (эффективный радиус). Согласно варианту осуществления, проиллюстрированному на фиг.4, буровое долото 32 представляет собой буровое долото диаметром восемь с половиной дюймов.

Фиг.5 иллюстрирует характеристическую кривую на основе крутящего момента, аналогичную показанной на фиг.4, за исключением того, что характеристическая кривая, показанная на фиг.5, относится к расширителю, например расширителю 34. Характеристическая кривая включает в себя графическое представление производительности режущей(их) структуры(). Согласно варианту осуществления, проиллюстрированному на фиг.5, по горизонтальной оси, или оси x, отложена глубина проходки (измеряемая в дюймах) на оборот, d, расширителя. По вертикальной оси, или оси y, отложен крутящий момент на расширителе, деленный на вес на расширителе (эффективный радиус). Согласно варианту осуществления, проиллюстрированному на фиг.5, расширитель 34 является расширителем размерами восемь с половиной дюймов на двенадцать с четвертью дюймов.

Согласно принципам настоящего раскрытия, характеристические кривые на основе веса для бурового долота и расширителя(ей) в данной КНБК можно комбинировать, как показано на фиг.6. Согласно фиг.6, каждая из характеристических кривых бурового долота и расширителя отображается на общем графике в общей системе координат. Характеристическая кривая включает в себя графическое представление производительности режущих структур. Согласно варианту осуществления, проиллюстрированному на фиг.6, по горизонтальной оси, или оси x, отложена глубина проходки (измеряемая в дюймах) на оборот, d, режущих структур (например, бурового долота 32 и расширителя 34). По вертикальной оси, или оси y, отложен вес на режущей структуре (например, бурового долота или расширителя), деленный на прочность породы (σ) (эффективная площадь). Согласно варианту осуществления, проиллюстрированному на фиг.6, буровое долото 32 представляет собой буровое долото диаметром восемь с половиной дюймов, и расширитель 34 является расширителем размерами восемь с половиной дюймов на двенадцать с четвертью дюймов.

Согласно фиг.6, комбинированные характеристические кривые позволяют пользователю выбирать любое желаемое ROP/RPM для КНБК, которая включает в себя долото 32 и расширитель 34, и быстро вычислять (или, по меньшей мере, аппроксимировать) ассоциированный вес на долоте/прочность породы для бурового долота 32 (“результирующее WOB/σ”) и ассоциированный вес на расширителе/прочность породы для расширителя 34 (“результирующее WOR/σ”). Режущая структура бурового долота и режущая структура расширителя могут находиться в различных литологиях с разной прочностью породы, σ. Нужно использовать надлежащую прочность породы, σ, для каждой режущей структуры, например, σb для прочности породы, связанной с буровым долотом, и σr для прочности породы, связанной с расширителем.

Кроме того, характеристическая кривая на основе веса для объединенной системы КНБК, содержащей режущие структуры бурового долота и расширителя могут генерироваться, как показано на фиг.7. Аналогично фиг.6, на фиг.7 представлена характеристическая кривая бурового долота 32 и расширителя 34. Однако фиг.7 также включает в себя характеристическую кривую системы (объединенные характеристические кривые режущих структур бурового долота и расширителя). Характеристическая кривая системы выражает сумму характеристической кривой бурового долота и характеристической кривой расширителя. Системная характеристическая кривая позволяет пользователю определить вес, необходимый для системы, для любой делаемой желаемый ROP. Согласно фиг.7, буровое долото 32 представляет собой буровое долото диаметром восемь с половиной дюймов, и расширитель 34 является расширителем размерами восемь с половиной дюймов на двенадцать с четвертью дюймов.

Нелишне отметить, что две характеристические кривые на основе веса могут “суммироваться” друг с другом для получения аппроксимации системы кривой, только если породы, с которыми сталкиваются две режущие структуры, обладают одинаковой или приблизительно одинаковой прочностью. Это справедливо, поскольку прочность породы оказывается в знаменателе величины, откладываемой по оси y характеристических кривых на основе веса.

Аналогичным образом, согласно принципам настоящего раскрытия, характеристические кривые на основе крутящего момента для системы, которая включает в себя буровое долото и расширитель(и) в данной КНБК, можно проиллюстрировать на общем графике, показанном на фиг.8. Согласно фиг.8, каждая из характеристических кривых бурового долота и расширителя отображается на общем графике в общей системе координат. Характеристическая кривая включает в себя графическое представление производительности соответствующих режущих структур. Согласно варианту осуществления, проиллюстрированному на фиг.8, по горизонтальной оси, или оси x, отложена глубина проходки (измеряемая в дюймах) на оборот, d, режущих структур (например, бурового долота 32 и расширителя 34). По вертикальной оси, или оси y, отложен крутящий момент на режущей структуре (например, бурового долота 32 и расширителя 34), деленный на вес на режущей структуре (эффективный радиус). Согласно варианту осуществления, проиллюстрированному на фиг.8, буровое долото 32 представляет собой буровое долото диаметром восемь с половиной дюймов, и расширитель 34 является расширителем размерами восемь с половиной дюймов на двенадцать с четвертью дюймов.

Согласно фиг.8, комбинированные характеристические кривые позволяют пользователю выбирать любое желаемое ROP/RPM для КНБК, которая включает в себя долото 32 и расширитель 34, и быстро вычислять (или, по меньшей мере, аппроксимировать) ассоциированный крутящий момент на долоте/вес на долоте для бурового долота 32 (“результирующее TOB/WOB”) и ассоциированный крутящий момент на расширителе/вес на расширителе для расширителя 34 (“результирующее TOR/WOR”).

Аналогично, характеристическая кривая на основе крутящего момента для объединенной системы КНБК (включающей в себя режущие структуры бурового долота 32 и расширителя 34) может генерироваться, как показано на фиг.9.

По оси y этой кривой отложено TSYS/WSYS, и по оси x отложена глубина d проходки за оборот, которая согласованно используется во всех характеристических кривых. Таким образом, значения из предыдущих характеристических кривых можно комбинировать следующим образом при данных ROP/RPM и прочности породы, σ, для достижения желаемой характеристики:

T O B × 12 W O B × W O B σ + T O R × 12 W O R × W O R σ W O B + W O R σ = ( T O B + T O R ) × 12 W O B + W O R = T S Y S × 12 W S Y S

где TOB, TOR и TSYS измеряются в футо-фунтах; WOB, WOR и WSYS измеряются в фунтах; и σ измеряется в psi. Можно применять и другие единицы измерения, при условии использования надлежащих коэффициентов преобразования.

Часто бывает желательно знать вес, приложенный к системе КНБК, WSYS, (например, показанный на фиг.7), необходимый для бурения при желаемой ROP (в данной породе при желаемой RPM), а также распределение этого веса, приложенного к системе КНБК, на режущие структуры в КНБК. Поскольку буровое долото и расширитель(и) в КНБК имеют одинаковую номинальную ROP, комбинированные характеристические кривые облегчают определение распределения веса и распределения крутящего момента между режущими структурами бурового долота и расширителя(ей) для поддержания этих ROP в данной породе и RPM.

Сумма весов, которые распределяются на каждую из режущих структур, равна весу, приложенному к системе режущих структур, согласно следующему уравнению:

WSYS [фунты]=WOB [фунты]+WOR [фунты]

Аналогично, сумма крутящих моментов, развиваемых каждой из режущих структур, равна крутящему моменту, развиваемому системой режущих структур, согласно следующему уравнению:

TSYS [футо-фунты]=TOB [футо-фунты]+TOR [футо-фунты]

Характеристическая кривая на основе веса для системы режущих структур КНБК может генерироваться простым суммированием кривых для каждой режущей структуры (см. например, фиг.7, которая объединяет характеристическую кривую на основе веса бурового долота и характеристическую кривую на основе веса расширителя в характеристическую кривую на основе веса системы). Однако то же самое неверно для характеристических кривых на основе крутящего момента. Характеристические кривые на основе крутящего момента нельзя суммировать друг с другом таким же образом, как характеристические кривые на основе веса, поскольку мера веса в знаменателе для них различна (т.е. вес на расширителе не равен весу на долоте).

Комбинированные характеристические кривые выражают индивидуальные вес на долоте и вес на расширителе(ях), которые соответствуют желаемой ROP при бурении (в данной породе и при желаемой RPM), а также вес на системе WSYS режущих структур бурового долота и расширителя в КНБК, которые соответствуют желаемой ROP. Аналогично, комбинированные характеристические кривые демонстрируют индивидуальные крутящий момент на долоте и крутящий момент на расширителе(ях), развиваемые индивидуальными весом на долоте и весом на расширителе(ях) при желаемой ROP (в данной породе и при желаемой RPM).

Нелишне отметить, что RPM режущих структур в КНБК могут отличаться (но обычно одинаковы). Например, данная КНБК может включать в себя забойный турбинный двигатель между буровым долотом и расширителем, который может приводить в движение режущую структуру бурового долота на более высокой RPM, чем режущую структуру расширителя. В этом варианте осуществления, расширитель может приводиться в движение на RPM бурильной трубы непосредственно от буровой установки на поверхности. В этом случае, номинальная ROP останется одинаковой для каждой режущей структуры, но ROP/RPM, а, следовательно, и глубина d проходки за оборот будет различной для разных режущих структур. Режущая структура, вращающаяся на более высокой RPM, должна иметь меньшее значение d, чтобы продвигаться с той же ROP, что и другая режущая структура в одной и той же КНБК, вращающаяся с более низкой RPM. Индивидуальные характеристические кривые для каждой режущей структуры в этом случае по-прежнему имеют смысл, в отличие от системных кривых, поскольку RPM в соответствующих знаменателях не равны.

Вместо или помимо определения веса, приложенного к системе КНБК /прочности породы (WSYS/σ), необходимого для бурения при желаемой ROP, может быть желательно определить ROP, которая может быть достигнута при данном доступном WSYS. Здесь, кривая системного уровня полезна для нахождения ROP, которая может поддерживаться данным WSYS (в данной породе и при желаемой RPM). См., например, фиг.10. Определив ROP системы, распределения веса и крутящего момента можно получить, как и прежде, совместно с крутящим моментом системы TSYS.

Аналогично, может быть желательно определить ROP, которая может быть достигнута при данном желаемом пределе крутящего момента системы TSYS. Опять же, кривая системного уровня полезна для нахождения ROP, которая может поддерживаться при данном уровне TSYS (в данной породе и при желаемых RPM и WSYS). См., например, фиг.11. Определив ROP системы, можно получить распределения веса и крутящего момента, как описано выше.

В соответствии с другими вариантами осуществления настоящего раскрытия, в процессе оценивания и/или выбора также можно использовать ограничения, отличные от веса на режущей структуре, крутящего момента на режущей структуре, скорости проходки и скорости вращения. Например, ограничение максимального или минимального WOB можно использовать для определения максимальной или минимальной ROP (в данной породе и при желаемой RPM). Из ROP можно определить распределения веса и крутящего момента, а также необходимый вес и развиваемый крутящий момент системы. Аналогичные ограничения можно использовать для расширителя(ей). Прочие ограничение могут включать в себя максимальную или минимальную глубину d проходки за оборот [дюйм/об] (по оси x в характеристических кривых).

Согласно еще одному варианту осуществления настоящего раскрытия, можно спроектировать новую режущую структуру для аппроксимации желаемой характеристической кривой. Например, может быть желательно использовать данную режущую структуру расширителя, которая имеет определенную характеристическую кривую. Также может быть желательно спроектировать новую режущую структуру бурового долота, характеристическая кривая которой близка к характеристической кривой расширителя, чтобы расширителю и буровому долоту требовались аналогичные WOR и WOB для бурения пласта данной породы. Другие цели конструкции могут включать в себя: поддержание определенного желаемого отношения WOR и WOB или TOR и TOB; поддержание желаемых WOR и WOB, когда расширитель и буровое долото находятся в разных формациях.

Характеристические кривые для каждой режущей структуры можно генерировать с использованием существующих моделей их производительности. Модели производительности режущей структуры с учетом литологии и параметров бурения данной породы общеизвестны. Например, модели, генерируемые компьютерными системами с применением программного обеспечения IBitS™ и IReamS (доступного от Halliburton) можно использовать для генерации, полностью или частично, или дополнительно, характеристических кривых, согласно принципам настоящего раскрытия. Однако доступны и другие источники генерации характеристических кривых, более подробно описанные ниже.

Характеристические кривые для режущих структур бурового долота и расширителя можно получить из разнообразных источников, включающих в себя, но без ограничения: (i) компьютерные модели режущих структур (например, IBitS™, IReamS); (ii) забойные измерения WOB, WOR, TOB, TOR, RPM, σ (измерение пористости, используемое для определения σ) и давления (поскольку оно влияет на σ); (iii) наземные измерения ROP, RPM, WSYS, TSYS и плотности бурового раствора; (iv) публично доступная информация, сообщаемая конкурентами (спецификации, маркетинговые материалы, авторитетные доклады и т.д.); (v) информация, сообщаемая клиентами; (vi) комбинации моделей и фактических измерений; (vii) модели и/или измерения, которые изменяются при использовании по мере износа шарошки; или (viii) построение характеристических кривых в реальном времени.

Ранее произведенные забойные измерения WOB, WOR, TOB, TOR, RPM, σ, и давления (поскольку оно влияет на прочность породы) с помощью инструментов каротажа во время бурения (LWD) существуют и могут использоваться для помощи в построении “фактических” характеристических кривых. ROP (необходимый компонент) обычно измеряется на поверхности. RPM также обычно измеряется на поверхности, но также может измеряться в стволе скважины инструментами LWD. Такие “фактические” характеристические кривые можно использовать для сравнения с модельными кривыми и их уточнения и также можно добавлять в базу данных для данных производительности, для ссылки в качестве данных текущей или соседней скважины.

Наземные измерения ROP, RPM, WSYS, TSYS и плотности бурового раствора (забойного давления) также можно использовать для генерации, полностью или частично, или дополнительно к построению характеристических кривых, и для подтверждения/уточнения модельных кривых.

Производители буровое долото подчас не раскрывают достаточно деталей, позволяющих третьей стороне непосредственно моделировать режущую структуру (например, с помощью IBitS™ или IReamS). Однако если производитель предоставляет данные производительности, например, ROP в зависимости от WOB, или ROP в зависимости от WOR, для данных RPM и прочности породы, характеристические кривые можно построить. Спецификации, публикуемые такими производителями, могут обеспечивать подобную информацию. Данные производительности, относящиеся к буровым долотам, расширителям и т.д. конкретного производителя, также можно получать из вышеописанных забойных и наземных измерений. Аналогично, клиенты и потенциальные клиенты могут предоставлять данные производительности буровых долот или расширителей конкретного производителя, достаточные для построения характеристических кривых.

Для построения характеристических кривых также можно использовать комбинации моделей и измерений. Измерения часто используются для уточнения моделей.

По мере износа шарошек на режущей структуре бурового долота или расширителя, производительность режущей структуры и, следовательно, характеристические кривые, изменяются. Эти изменения трудно прогнозировать, хотя модели, которые пытаются делать это, существуют. Полевые данные могут быть более точными в отношении измерения снижения производительности. Для изношенных режущих структур можно строить характеристические кривые и калибровать их по степени износа. Таким образом, подобные характеристические кривые можно использовать для прогнозирования/повышения производительности режущих структур, с течением времени и по мере использования.

Данные “в реальном времени” (собранные на буровой площадке в ходе буровых работ) также можно использовать для построения характеристических кривых во время бурения, чтобы видеть, как изменяется производительность с течением времени или в зависимости от литологии или параметров бурения. Эти изменения можно использовать для рекомендации изменения эксплуатационных параметров или для подъема бурового долота или расширителя из скважины в случае падения производительности ниже допустимого уровня.

Существует ряд источников, доступных для сбора данных производительности, и существует большое количество буровых долот и расширителей, подлежащих оцениванию (пользователю приносит пользу оценивание и сравнение сотен или даже тысяч буровых долот и/или расширителей) для конкретной операции бурения. Для обеспечения точного вычисления характеристической кривой данной режущей структуры, вычисляется аппроксимирующая кривая, которая точно выражает данные производительности или значения производительности. В соответствии с конкретным вариантом осуществления, значения производительности могут включать в себя вес на режущей структуре и/или крутящий момент на режущей структуре. В конкретном варианте осуществления, аппроксимация кривой может представлять собой аппроксимацию полиномиальной кривой.

Для обеспечения одновременного сравнения большого количества конфигураций, а также для скорости вычисления, осуществляется аппроксимация характеристических кривых полиномиальной кривой, и только полиномиальные коэффициенты сохраняются в базе данных режущих структур (совместно с дополнительной информацией для каждой режущей структуры бурового долота и расширителя). Таким образом, тысячи режущих структур бурового долота могут храниться в базе данных и быстро оцениваться для данной операции бурения.

В иллюстрируемых вариантах осуществления характеристические кривые являются двухмерными и выражают определенные значения производительности (вес или крутящий момент на режущей структуре) в зависимости от скорости проходки на оборот. Однако специалистам в данной области техники очевидно, что в других вариантах осуществления можно использовать третье измерение (например, “ось z”) или четвертое измерение (например, временное изменение), в соответствии с принципами настоящего раскрытия.

В соответствии с конкретным вариантом осуществления настоящего раскрытия, в качестве аппроксимирующей кривой можно использовать полином вплоть до 20-й степени (21 параметра) для выражения характеристических кривых на основе веса и на основе крутящего момента (см., например, фиг.12a-12h). Фиг.12a-12d иллюстрируют аппроксимирующую кривую на основе веса (двухсегментную) и на основе крутящего момента (двухсегментную) бурового долота. Фиг.12e-12h иллюстрируют аппроксимирую кривую на основе веса (двухсегментную) и на основе крутящего момента (двухсегментную) расширителя, в соответствии с конкретными вариантами осуществления настоящего изобретения.

В конкретном варианте осуществления, модель, например IBitS (для долот) или IReamS (для расширителей), используется для вычисления значений точек данных на характеристических кривых (“исходные” значения y). Для повышения точности при низких значениях глубины d проходки за оборот характеристические кривые строятся в двух перекрывающихся сегментах. Первый сегмент каждой характеристической кривой строится с использованием 201 точки данных, от d=0,00025 дюйм/об до d=0,08025 дюйм/об (включительно) с приращением d, равным 0,00040 дюйм/об. С этой целью, модели выполняются со скоростью вращения 120 об/мин и при прочности породы 18,000 psi при увеличении ROP с 0,15 фут/ч до 48,15 фут/ч (включительно) с приращением 0,24 фут/ч.

Второй сегмент каждой характеристической кривой строится с использованием 201 точки данных от d=0,04000 дюйм/об до d=1,00000 дюйм/об (включительно) с приращением d, равным 0,00480 дюйм/об. С этой целью, модели выполняются со скоростью вращения 120 об/мин и при прочности породы 18,000 psi при увеличении ROP с 24,00 фут/ч до 600,00 фут/ч (включительно) с приращением 2,88 фут/ч. Важно отметить, что вычисленные значения d до 1,0 дюйма могут превышать физически возможные значения. Но вычисление значений d в таком большом диапазоне позволяет плавно производить описанные ниже вычислительные итерации.

Два сегмента перекрываются в области значений d от 0,04000 дюйм/об до 0,08025 дюйм/об (включительно). Полиномиальные аппроксимирующие кривые вычисляются для каждого сегмента, полиномиальные коэффициенты сохраняются в базе данных характеристических кривых для каждой режущей структуры. В применении программы, полиномиальные коэффициенты первого сегмента каждой характеристической кривой используются для значений d менее 0,06 дюйм/об. Когда значения d больше или равны 0,06 дюйм/об, используются полиномиальные коэффициенты второго сегмента каждой характеристической кривой. Таким образом, ошибки аппроксимации кривой, возникающие вблизи концов сегментов полиномиальной кривой, не влияют на результаты в этой области перекрытия.

При каждом приращении, для характеристической кривой на основе веса бурового долота, вычисляются исходные значения WOB/σ и глубины d проходки за оборот (полученные из значений RPM и ROP). Аппроксимация полиномиальной кривой осуществляется на каждом из двух сегментов, причем каждый сегмент содержит 201 точку данных, как описано выше. Процесс аппроксимации полиномиальной кривой подробно описан ниже.

При каждом приращении, для характеристической кривой на основе крутящего момента бурового долота, вычисляются исходные значения TOB/WOB и глубины d проходки за оборот (полученные из значений RPM и ROP). Аппроксимация полиномиальной кривой осуществляется на каждом из двух сегментов, причем каждый сегмент содержит 201 точку данных, как описано выше. Процесс аппроксимации полиномиальной кривой подробно описан ниже.

При каждом приращении, для характеристической кривой на основе веса расширителя, вычисляются исходные значения WOR/σ и глубины d проходки за оборот (полученные из значений RPM и ROP). Аппроксимация полиномиальной кривой осуществляется на каждом из двух сегментов, причем каждый сегмент содержит 201 точку данных как описано выше. Процесс аппроксимации полиномиальной кривой подробно описан ниже.

При каждом приращении, для характеристической кривой на основе крутящего момента расширителя, вычисляются исходные значения TOR/WOR и глубины d проходки за оборот (полученные из значений RPM и ROP). Аппроксимация полиномиальной кривой осуществляется на каждом из двух сегментов, причем каждый сегмент содержит 201 точку данных как описано выше. Процесс аппроксимации полиномиальной кривой подробно описан ниже.

Во всех этих конкретных вариантах осуществления, для осуществления аппроксимации полиномиальной кривой каждого сегмента каждой характеристической кривой сначала производится перецентровка и перемасштабирование значений по оси x (глубины d проходки за оборот) исходных точек данных для улучшения численных свойств аппроксимации кривой. Значения по оси x преобразуются (перецентрируются и перемасштабируются) в значения x' следующим образом:

x ' = x d A v S t d d

где dAv - среднее 201 значения глубины d проходки за оборот, и Std d - среднеквадратическое отклонение 201 значения глубины d проходки за оборот.

Затем традиционная аппроксимация полиномиальной кривой методом наименьших квадратов применяется к 201 точке данных каждого сегмента каждой характеристической кривой для определения полиномиальных коэффициентов. Примером этой аппроксимации полиномиальной кривой является функция “polyfit” коммерчески доступного программного обеспечения для инженерных расчетов MATLAB®, доступного от The MathWorks™. Степень “n” полинома каждого сегмента каждой характеристической кривой выбирается следующим образом для достижения желаемого уровня точности:

для первого сегмента (0,00025≤d [дюйм/об]≤0,08025) для режущих структур бурового долота, сегмент характеристической кривой на основе веса (WOB/σ) использует полином 15-й степени (16 коэффициентов);

для второго сегмента (0,0400≤d [дюйм/об]≤1,0000) для режущих структур бурового долота, сегмент характеристической кривой на основе веса (WOB/σ) использует полином 15-й степени (16 коэффициентов);

для первого сегмента (0,00025≤d [дюйм/об]≤0,08025) для режущих структур бурового долота, сегмент характеристической кривой на основе крутящего момента (TOB/WOB) использует полином 20-й степени (21 коэффициент);

для второго сегмента (0,0400≤d [дюйм/об]≤1,0000) для режущих структур бурового долота, сегмент характеристической кривой на основе крутящего момента (TOB/WOB) использует полином 20-й степени (21 коэффициент);

для первого сегмента (0,00025≤d [дюйм/об]≤0,08025) для режущих структур расширителя, сегмент характеристической кривой на основе веса (WOR/σ) использует полином 13-й степени (14 коэффициентов);

для второго сегмента (0,0400≤d [дюйм/об]≤1,0000) для режущих структур расширителя, сегмент характеристической кривой на основе веса (WOR/σ) использует полином 13-й степени (14 коэффициентов);

для первого сегмента (0,00025≤d [дюйм/об]≤0,08025) для режущих структур расширителя, сегмент характеристической кривой на основе крутящего момента (TOR/WOR) использует полином 20-й степени (21 коэффициент);

для второго сегмента (0,0400≤d [дюйм/об]≤1,0000) для режущих структур расширителя, сегмент характеристической кривой на основе крутящего момента (TOR/WOR) использует полином 20-й степени (21 коэффициент).

Для 201 исходной точки данных каждого сегмента каждой характеристической кривой, значения по оси x устанавливаются равными глубине d проходки за оборот. Для любого данного значения x, x' вычисляется для перемасштабирования и перецентровки значений x:

Для каждого значения x и, следовательно, x', известно соответствующее исходное значение y. Коэффициенты аппроксимирующей полиномиальной кривой определяются с использованием набора данных (x', y) из 201 исходной точки данных каждого сегмента каждой характеристической кривой. Коэффициенты аппроксимирующей полиномиальной кривой определяются с использованием математических методов, эквивалентных функции polyfit из MATLAB®.

“Аппроксимированные” значения y, y', можно вычислить с использованием коэффициентов, применяемых к значениям x':

y'=A0+A1x'+A2x'2+A3x'3+… Anx'n

где y' - вычисленный результат аппроксимации (WOB/σ, TOB/WOB, WOR/σ, TOR/WOR) для любого данного x и, следовательно, x'; и A0, A1, A2, A3 … An - коэффициенты полином n-й степени для надлежащего сегмента характеристической кривой желаемой степени n.

В целях контроля ошибок, эту аппроксимированную последовательность значений можно сравнивать с соответствующей исходной последовательностью значений для определения, адекватно ли аппроксимирующая полиномиальная кривая представляет исходную характеристическую кривую. Аппроксимирующее сравнение методом наименьших квадратов осуществляется между последовательностью исходных данных и новыми аппроксимированными значениями, в связи с чем, коэффициент корреляции R определяется в виде:

R = m i = 1 m y i y ' i ( i = 1 m y i ) ( i = 1 m y ' i ) [ m i = 1 m y i 2 ( i = 1 m y i ) 2 ] 1 2 [ m i = 1 m y ' i 2 ( i = 1 m y ' i ) 2 ] 1 2

где m - количество значений данных в последовательности, например 201; yi - исходное значение y (WOB/σ, TOB/WOB, WOR/σ, TOR/WOR) из модели i-й точки данных в последовательности m точек данных; и y'i - аппроксимированное значение y (WOB/σ, TOB/WOB, WOR/σ, TOR/WOR), вычисленное из аппроксимирующей полиномиальной кривой. Коэффициент корреляции R возводится в квадрат для получения коэффициента детерминации.

В конкретном варианте осуществления, коэффициент детерминации R2 предпочтительно должен быть больше или равен 0,9998, чтобы аппроксимация полиномиальной кривой имела приемлемое состояние ошибки.

Визуальную индикацию пригодности вышеописанной аппроксимации полиномиальной кривой с коэффициентом корреляции R можно видеть на фиг.12a-фиг.12h, где аппроксимированные значения y' изображены поверх характеристической кривой по исходным значениям y.

Кроме того, можно использовать другие методы аппроксимации кривой, согласно принципам настоящего раскрытия. Например, можно использовать линейные, степенные, логарифмические и/или экспоненциальные методы аппроксимации кривой для вычисления или сохранения аппроксимации(й) характеристических кривых.

Специалистам в данной области техники очевидно, что в КНБК возможны многочисленные конфигурации режущей структуры. В соответствии с принципами настоящего изобретения, производительность режущих структур можно сравнивать по всем комбинациям и перестановкам (i) бурового долота; (ii) расширителя; (iii) бурового долота плюс расширитель; (iv) бурового долота плюс множественные расширители; и/или множественных расширителей. Например, единичное буровое долото можно сравнивать с другим буровым долотом, но единичное буровое долото также можно сравнивать с другой конфигурацией бурового долота плюс расширитель. Кроме того, производительность бурового долота и расширителя можно сравнивать по разным размерам и типам. Может быть желательно одновременно сравнивать тысячи комбинаций для нахождения решения оптимального режима работы в диапазоне литологии и параметров бурения и оцененного относительно набора ограничений.

Принципы настоящего изобретения позволяют пользователю собирать и анализировать данные, относящиеся к тысячам режущих структур буровых долот и/или расширителей. Как рассмотрено выше, в соответствии с конкретным вариантом осуществления, такие данные могут храниться в базе данных режущих структур полиномиальных коэффициентов аппроксимации характеристической кривой. Таким образом, предусмотрены система и способ для быстрого и простого (i) выбора предполагаемых режущих структур и/или комбинаций режущих структур, (ii) сравнения их производительности в данном сценарии литологии и параметров бурения, и/или (iii) выбора наилучших конфигураций путем использования индекса производительности.

В соответствии с конкретным вариантом осуществления настоящего изобретения, компьютерный алгоритм позволяет пользователю решать эти задачи. Фиг.26 и фиг.27 иллюстрируют логическую блок-схему конкретного варианта осуществления алгоритма. База данных полиномиальных коэффициентов аппроксимации характеристической кривой представлена на фиг.26 в виде блоков, обозначенных: «характеристика», «тип параметра» и «дополнительные данные». «Характеристика» означает: полиномиальные коэффициенты каждого сегмента каждой характеристической кривой, а также степень полинома, n, для каждого сегмента; dAv, среднее 201 значения глубины проходки за оборот для каждого сегмента; и Std d, среднеквадратическое отклонение 201 значения глубины проходки за оборот для каждого сегмента. В блоке «тип параметра» хранится информация о том, сгенерированы ли полиномиальные коэффициенты из модели или из каротажа производительности из фактического прохода долота. В блоке «дополнительные данные» хранится дополнительная идентифицирующая информация о режущих структурах, например: (для буровых долот) серия долота, класс долота, область применения долота, технология производства долота, число лезвий долота, размер шарошки долота, форма профиля долота, диаметр долота, тип фаски долота, размер фаски долота, код материала долота, тип долота, код режущей структуры долота и т.д.; (для расширителей) тип, корпус, диаметр отверстия, диаметр направляющей скважины, число лап, число лезвий, конфигурация, размер шарошки, код материала, наименование проекта и т.д. Применение этой дополнительной информации для выбора режущих структур для анализа рассмотрено ниже.

Фиг.13 иллюстрирует скриншот компьютерной программы, которую можно применять для выбора долот, расширителей, других режущих структур или их комбинаций, в соответствии с конкретным вариантом осуществления настоящего раскрытия. “Начальный экран”, показанный на фиг.13, позволяет пользователю выбирать осуществляемую операцию, в том числе: (i) выбирать долота; (ii) выбирать расширители; (iii) выбирать конфигурации; (iv) задавать литологию; (v) устанавливать параметры бурения; и/или (vi) запускать алгоритм выбора.

Фиг.14 иллюстрирует экран выбора долота, который позволяет пользователю применять фильтры, относящиеся к различным признакам бурового долота для отфильтровывания менее пригодных буровых долот для данной операции. Экран выбора бурового долота позволяет пользователю выбирать и/или идентифицировать потенциальные буровые долота по серии долота, классу долота, области применения долота, технологии производства долота, числу лезвий долота, размеру шарошки долота, форме профиля долота, диаметру долота, типу фаски долота, размеру фаски долота, коду материала долота, типу долота, коду режущей структуры долота и т.д. В примере, показанном на фиг.14, такие фильтры эффективно сокращают количество рассматриваемых буровых долот до ста трех. Компьютерная программа также позволяет пользователю выбирать один или более из ста трех буровых долот для использования в дальнейших вычислениях. Согласно фиг.14, пользователь выбрал три такие буровые долота для дополнительного рассмотрения. Участок компьютерного алгоритма, соответствующий функциональности, показанной на фиг.14, представленный на фиг.26 в блоке, обозначенном «режущая структура», где производится выбор режущих структур для дополнительного анализа.

Фиг.15 иллюстрирует экран выбора расширителя, который позволяет пользователю применять фильтры, относящиеся к различным признакам расширителя для отфильтровывания менее пригодных расширителей для данной операции. Экран выбора расширителя позволяет пользователю выбирать и/или идентифицировать потенциальные расширители по типу, корпусу, диаметру отверстия, диаметру направляющей скважины, числу лап, числу лезвий, конфигурации, размеру шарошки, коду материала, наименованию проекта и т.д. Например, одним фильтром является диаметр направляющей скважины, который обычно выбирается для согласования с ранее выбранными долотами. Это позволяет пользователю отфильтровывать менее пригодные расширители для данной операции. В примере, показанном на фиг.15, фильтры эффективно сокращают количество рассматриваемых расширителей до одиннадцати. Компьютерная программа также позволяет пользователю выбирать один или более из одиннадцати расширителей для использования в дальнейших вычислениях. Согласно фиг.15, пользователь выбрал два таких расширителя для дополнительного рассмотрения. Эти два расширителя имеют разные диаметры отверстия, чтобы пользователь мог оценивать разные диаметры отверстия в системе. Участок компьютерного алгоритма, соответствующий функциональности, показанной на фиг.15, представлен на фиг.26 в блоке, обозначенном «режущая структура», где производится выбор режущих структур для дополнительного анализа.

Затем выбранные долота и расширители могут отображаться в списке совместно с любой пригодной комбинацией/перестановкой. Пользователь может выбирать индивидуальные долота, индивидуальные расширители, комбинации бурового долота и расширителя, или каждое долото, каждый расширитель и каждую комбинацию для анализа.

Фиг.16 позволяет пользователю выбирать конфигурации для оценивания. Всевозможные конфигурации долот, расширителей и долот плюс расширители из предыдущих выборов долот и расширителей отображаются пользователю. В проиллюстрированном варианте осуществления, пользователь выбирает только конфигурации долото плюс расширитель для дополнительного анализа. Участок компьютерного алгоритма, соответствующий функциональности, показанной на фиг.16, представлен на фиг.26 в блоке, обозначенном «конфигурация», где производится выбор режущих структур и комбинаций режущих структур для дополнительного анализа. Выбранные элементы называются “конфигурации”.

фиг.17 иллюстрирует скриншот компьютерной программы, которая позволяет пользователю задавать литологию, подлежащую бурению. В соответствии с этим вариантом осуществления, зоны можно задавать по глубине, длине и прочности породы. Для представления литологии формации, подлежащей бурению, можно задавать любое количество зон. В ходе обычных буровых работ, режущие структуры бурового долота и расширителя на КНБК сталкиваются с различными литологиями (представленными прочностью породы) в разные моменты времени, поскольку режущие структуры находятся в разных положениях вдоль КНБК. В левой части фиг.29 показано представление КНБК, где CS1 - режущая структура бурового долота, CS2 - режущая структура расширителя на расстоянии h1 над буровым долотом, и CSn представляет дополнительные режущие структуры расширителя, если он присутствует в КНБК. В средней части фиг.29 показаны соседние виды литологии, с которыми сталкивается буровое долото и расширитель в одни и те же моменты времени при бурении в направлении вниз. Буровое долото CS1 встречает каждую новую прочность σ1, σ2, σ3, σ4 породы раньше, чем расширитель CS2. Анализ производительности долота и расширителя(ей) начинается, когда все режущие структуры находятся в заданной литологии (самая верхняя режущая структура расширителя достигает верхней границы самой верхней заданной литологии). Согласно фиг.29, анализ начинается, когда буровое долото находится на расстоянии h1 под верней границей породы с прочностью σ1, и расширитель находится на верхней границе породы с прочностью σ1. В этот момент буровое долото и расширитель находятся в пределах пласта с одной и той же прочностью σ1 породы, что задает случай 1 в анализе, показанном в правой части фиг.29. По мере того, как КНБК выполняет бурение вдоль литологической колонны, режущая структура бурового долота сталкивается с новой прочностью σ2 породы раньше, чем режущая структура расширителя. Это задает новый случай, случай 2, в анализе, когда буровое долото находится в породе с прочностью σ2, и расширитель все еще находится в породе с прочностью σ1. При дальнейшем бурении в этом примере, расширитель сталкивается с породой прочностью σ2, тогда как буровое долото все еще находится в породе с прочностью σ2 что задает случай 3. Всякий раз, когда одна из режущих структур в КНБК сталкивается с новой прочностью породы, задается новый случай. С каждым случаем связана толщина или длина (CASELENGTH), от глубины, где одна режущая структура сталкивается с новой прочностью породы, до глубины, любая из режущих структур сталкивается с новой прочностью породы. В примере, показанном на фиг.29, четыре прочности породы и две режущие структуры, разнесенные на расстояние h1, задают семь случаев для анализа. В целом, последний случай заканчивается, когда буровое долото достигает нижней границы самой нижней заданной литологии. Участок компьютерного алгоритма, соответствующий функциональности, показанной на фиг.17 и фиг.29, представлен на фиг.27 в блоке, обозначенном «случай», где литология вводится в программу и разлагается на “случаи” для дополнительного анализа, и длина или толщина каждого случая вычисляется и сохраняется.

Фиг.18 иллюстрирует скриншот компьютерной программы, которая позволяет пользователю задавать параметры бурения для использования. В соответствии с этим вариантом осуществления, пользователь может задавать RPM и определенные размеры КНБК, в том числе длину, промежуток долото/расширитель (необходимый для задания “случаев” литологии, а также положения нейтральных точек) и наклон. С использованием наклона, можно вычислить эффект плавучести бурового раствора на КНБК для расчета нейтральных точек со вводами плотности бурового раствора, линейного веса КНБК и плотности материала КНБК под расширителем, и линейного веса КНБК и плотности материала КНБК над расширителем. Нейтральная точка более подробно рассмотрена ниже. Низкие, средние и высокие значения веса на системе (WSYS) может задавать пользователь для вычисления трех разных индексов производительности, что описано ниже. Вес на системе это вес на долоте, прилагаемый к системе режущих структур в КНБК. Этот вес обычно обеспечивается весом утяжеленных бурильных труб в КНБК. Вес в заполненной жидкостью скважине всей бурильной колонны (меньшие трение и реакция между бурильной колонной и скважиной), включающей в себя утяжеленные бурильные трубы, поддерживается нагрузкой на крюк буровой установки на поверхности, когда режущие структуры не входят в сцепление с формацией. Под действием буровой установки, вводящей режущие структуры в сцепление с формацией и осуществляющей бурение, часть веса КНБК переносится на режущие структуры и порождает реакцию породы на этих режущих структурах, сокращая нагрузку на крюк на ту же величину. Это снижение нагрузки на крюк равно весу, приложенному к системе режущих структур. Если буровое долото или расширитель является единственной режущей структурой в КНБК, весь вес на системе прилагается к буровому долоту или расширителю. В случае добавления расширителя(ей) в КНБК над буровым долотом, вес на системе распределяется между режущими структурами. Одна из главных целей компьютерной программы конкретного варианта осуществления является определение распределения веса на системе по режущим структурам, имеющимся в КНБК. Участок компьютерного алгоритма соответствующий функциональности, показанной на фиг.18, представлен в фиг.27 в блоке, обозначенном «параметры бурения».

Ограничения могут встраиваться в алгоритм для каждой режущей структуры и могут включать в себя: (i) минимальный WOB; (ii) максимальный WOB; (iii) максимальный крутящий момент на соединение бурового долота; (iv) минимальный WOR; (v) максимальный WOR; (vi) максимальный крутящий момент на корпусе расширителя; (vii) максимальную глубину проходки за оборот (бурового долота и расширителя); и/или (viii) минимальную глубину проходки за оборот (бурового долота и расширителя).

В соответствии с принципами настоящего раскрытия, компьютерная программа осуществляет анализ для вычисления индекса производительности для каждой “конфигурации” режущей структуры КНБК, который выражает совокупную производительность по всем “случаям” всех приращений литологии на указанной RPM при каждом WSYS. Индекс производительности для каждой конфигурации, набор случаев и WSYS можно представить символом на диаграмме. В соответствии с конкретным вариантом осуществления, каждая конфигурация демонстрирует три символа в вертикальном столбце, по одному для низкого WSYS (внизу), среднего WSYS (посередине), и высокого WSYS (вверху). Можно отображать большое количество конфигураций совместно, столбец за столбцом. Часто может быть так, что многие символы будут считываться по мере того, как они нарушают, по меньшей мере, одно ограничение для, по меньшей мере, одного случая. Возможно, что может существовать лишь несколько зеленых символов; их можно сравнивать, и они являются кандидатами для дополнительного исследования и потенциального выбора для использования в КНБК. Каждая конфигурация может состоять из одной или более режущих структур. Индекс производительности используется для их сравнения друг с другом.

В проиллюстрированном варианте осуществления, три уровня WSYS используются для генерации трех значений индекса производительности для каждой конфигурации, но, в принципе, можно использовать больше или меньше уровней WSYS, даже WSYS в реальном времени при анализе во время бурения в реальном времени. В проиллюстрированном варианте осуществления, индекс производительности устанавливается равным вычисленной общей ROP конфигурации через литологию на данной RPM при каждом WSYS. ROP можно вычислить с использованием характеристических кривых для каждой режущей структуры посредством итерационного процесса. Участок компьютерного алгоритма, где вычисляется ROP, представлен на фиг.27. Здесь “анализ веса” осуществляется для каждого случая, конфигурации и WSYS. При анализе веса, вес из WSYS, который распределяется на каждую режущую структуру (например WOB, WOR) в КНБК определяется так, чтобы глубина d проходки за оборот была одинаковой для всех режущих структур в КНБК. Зная значение d, которое удовлетворяет этому условию, можно легко определить ROP совместно с длительностью бурения. Для данных WSYS и конфигурации, длительность бурения для всех случаев можно суммировать, при наименьшей длительности, имея наивысшую общую ROP по всем случаям. Эта общая ROP приравнивается к индексу производительности.

Этот итерационный процесс подробно представлен на фиг.28. Характеристические кривые для режущих структур в данной КНБК задаются в диапазоне глубины d проходки за оборот от dmin, равной 0,00025 дюйма на оборот до dmax, равной одному дюйму на оборот, в двух сегментах. Исходной начальной точкой итерационного процесса является среднее значение dmin=0 дюйм/об и dmin=1,0 дюйм/об, или d=0,5 дюйм/об (где d=(dmin+dmax)/2). Напомним, что d это значение, отложенное по оси x характеристической кривой на основе веса, и что значение, отложенное по оси x каждого сегмента характеристической кривой было перецентровано и перемасштабировано путем использования dAv и Std d. Напомним также, что WOB/σ это значение, отложенное по оси y характеристической кривой на основе веса для бурового долота, и WOR/σ это значение, отложенное по оси y характеристической кривой на основе веса для расширителя. Напомним также, что коэффициенты (A0, A1, A2,…,An) аппроксимирующей полиномиальной кривой для каждого сегмента каждой характеристической кривой сохраняются в базе данных характеристических кривых режущей структуры совместно с dAv и Std d для каждого сегмента каждой характеристической кривой. Таким образом, для вычисления веса на режущей структуре при данном значении d алгоритму необходимо знать только прочность σ породы для рассматриваемого случая:

или

где вес на режущей структуре бурового долота (WOB) показан для прочности σ породы, с которой встречается буровое долото в данном случае. В конкретных вариантах осуществления, для значения d при вычислении нужно использовать надлежащие параметры в виде полиномиальных коэффициентов, dAv и Std d. Параметры первого сегмента используются для d<0,06 дюйм/об, и параметры второго сегмента используются для d≥0,06 дюйм/об. Аналогичное уравнение используется для вычисления веса на режущей структуре расширителя (WOR) с использованием полиномиальных коэффициентов каждого сегмента характеристической кривой расширителя, где WOB заменено WOR, и σ обозначает прочность породы, с которой сталкивается расширитель в данном случае.

На Фиг.28 подробно показан анализ веса для КНБК с буровым долотом и одним расширителем. Начиная с начального значения d=(dmin+dmax)/2, прочность σB породы, с которой встречается буровое долото, и прочность σR породы, с которой встречается расширитель в данном случае, вес на долоте и вес на расширителе вычисляются, суммируются, и суммарный вес сравнивается с весом системы. Если суммарный вес меньше веса системы, dmin переустанавливается на текущее значение d, dmax остается неизменным, и новое значение d=(dmin+dmax)/2 используется при вычислении веса. Если суммарный вес больше веса системы, dmax переустанавливается на текущее значение d, dmin остается неизменным, и новое значение d=(dmin+dmax)/2 используется при вычислении веса. Этот итерационный процесс повторяется до тех пор, пока суммарный вес не сравняется с весом системы в пределах допуска 0,1 фунта, или пока не будет достигнут предел 1000 итераций. Если решение найдено, текущее значение d в последней итерации является верным значением d для всех режущих структур и для системы режущих структур в КНБК. Текущие значения веса на долоте (WOB) и веса на расширителе (WOR) в последней итерации также являются верными значениями для этих параметров и согласуются с верными значениями d и веса системы WSYS. Достижение предела 1000 итераций до схождения свидетельствует о состоянии ошибки, и пользователю отображается сообщение об ошибке. Можно также реализовать другие условия допустимой ошибки, например, нахождение суммарного веса в пределах процента веса системы, например, в пределах допуска 0,1% или 1,0%.

Когда верные значения d, WOB и WOR определены для случая, конфигурации и WSYS, значения TOB и TOR можно определить с использованием характеристической кривой на основе крутящего момента для каждой режущей структуры без дополнительных итераций. Напомним, что d это значение, откладываемое по оси x характеристической кривой на основе крутящего момента, и что значение, откладываемое по оси x каждого сегмента характеристической кривой было перецентровано и перемасштабировано путем использования dAv и Std d. Напомним также, что TOB/WOB это значение, откладываемое по оси y характеристической кривой на основе крутящего момента для бурового долота, и TOR/WOR это значение, откладываемое по оси y характеристической кривой на основе крутящего момента для расширителя. Напомним также, что коэффициенты (B0, B1, B2,…,Bn) аппроксимирующей полиномиальной кривой для каждого сегмента каждой характеристической кривой сохраняются в базе данных характеристических кривых режущей структуры совместно с dAv и Std d для каждого сегмента каждой характеристической кривой. Для значения d при вычислении нужно использовать надлежащие параметры в виде полиномиальных коэффициентов, dAv и Std d. Параметры первого сегмента используются для d<0,06 дюйм/об, и параметры второго сегмента используются для d≥0,06 дюйм/об. Таким образом, для вычисления крутящего момента на режущей структуре при известном верном значении d алгоритму нужно знать только WOB или WOR для рассматриваемого случая из предыдущего анализа веса:

или

где крутящий момент на режущей структуре бурового долота (TOB) показан для веса на долоте (WOB), прилагаемого к буровому долоту в данном случае, конфигурации и WSYS. Аналогичное уравнение используется для вычисления крутящего момента на режущей структуре расширителя (TOR) с использованием полиномиальных коэффициентов характеристической кривой расширителя, с заменой TOB на TOR и WOB на WOR в вышеприведенных уравнениях. Крутящий момент системы TSYS определяется суммированием крутящих моментов всех режущих структур в КНБК, как рассмотрено ранее. В этом примере, где система содержит одно буровое долото и одну режущую структуру расширителя:

Кроме того, когда верное значение d определено для случая, конфигурации и WSYS, можно напрямую вычислять ROP и длительность для этого сценария с использованием значения RPM, введенного в экран параметров бурения (фиг.18) и пробуренную длину случая, где:

Длины случаев для данных конфигурации и WSYS суммируются для всех случаев (полная пробуренная длина) и делится на сумму всех длительностей (полное время бурения) для обеспечения общей ROP. Это значение общей ROP устанавливается равным индексу производительности для этого сценария. Альтернативно или дополнительно, можно использовать другие меры индекса производительности: предпочтительные отношения или диапазон отношений WOB/WOR, предпочтительные значения или диапазон WOB, предпочтительные значения или диапазон WOR, предпочтительные значения или диапазон d, предпочтительные значения или диапазон крутящего момента, минимально необходимая удельная энергия и пр. Индекс производительности можно представить символом на диаграмме. Например, фиг.19 иллюстрирует отображение относительной производительности каждой конфигурации, при каждом “весе на системе”. На фиг.19, стрелка «вверх» на экране указывает более высокую производительность (например, ROP). Кроме того, можно использовать цветовую схему для идентификации согласования с ограничениями. Например, можно использовать зеленые символы, если конфигурация не нарушает никакого ограничения ни в одной точке литологии, при данных параметрах бурения (в частности, весе на системе). Напротив, красные символы используются для указания нарушения одного или более ограничений. Также, некоторые символы могут представлять “неверные” условия, связанные с наличием вычислительной проблемы или со случаем, когда результаты модели превышают физически возможные условия (например, чрезмерная глубина d проходки на оборот). Неверные символы, когда они возникают, обозначены серым цветом и располагаются в нижней части диаграммы индекса производительности, показанной на фиг.19, в отдельной области, обозначенной “неверный”.

Если конфигурация нарушает ограничение на любом случае по литологии, может отображаться указание этого нарушения (красный символ). Если конфигурация проходит по всему пути через все анализы случаев, не нарушая никаких ограничений, отображается зеленый символ. Символы можно “кликать” для отображения более подробной информации, например для определения, какие случаи могут нарушать ограничение и почему.

Соответственно, когда красный символ идентифицирует нарушение ограничения, компьютерная программа позволяет пользователю исследовать и получать дополнительную информацию, относящуюся к нарушению. Например, на фиг.20, пользователь наводит курсор на красный символ для определения причины нарушения. Например, пользователь может установить, что нагрузка на долото (WOB) слишком низка в случае 4; нагрузка на расширитель (WOR) слишком низка в случае 4; и нагрузка на долото (WOB) слишком низка в случае 5. Компьютерная программа также выдает значения, нарушающие ограничение(я), а также само(и) значение(я) ограничения(й), чтобы пользователь мог оценить значимость нарушения.

В соответствии с принципами настоящего изобретения, доступен существенный объем информации, относящейся к каждой конфигурации КНБК. Например, пользовательский интерфейс можно использовать для отображения (i) распределения вес между режущими структурами (WOB, WOR и процент WSYS); (ii) распределение крутящего момента между режущими структурами (TOB, TOR и процент TSYS); и/или (iii) положений нейтральных точек вдоль КНБК.

Для распределения веса, фиг.21 иллюстрирует скриншот экрана, отображаемого пользователю, когда он “кликает” по самому верхнему зеленому символу на фиг.19. Эта диаграмма распределения веса делится на случаи, заданные литологией и положениями режущей структуры. Вокруг каждого случая имеется линия или блок, в результате чего образуются строки случаев, размещенные одна над другой на протяжении литологии. При наведении курсора на один из случаев, пользовательский интерфейс иллюстрирует распределение веса между долотом и расширителем для этого случая. Согласно принципам настоящего изобретения, пользовательский интерфейс может отображать распределение веса в процентах. Согласно фиг.21, каждый “случай” задается изменением литологии на расширителе или долоте. Конкретная литология, испытываемая долотом или расширителем, проиллюстрирована в двух столбцах в правой стороне фиг.21.

В соответствии с конкретным вариантом осуществления настоящего изобретения, литологическая колонна прочности σ породы задается пользователем посредством интервала глубина. В альтернативных вариантах осуществления, эту информацию можно получать из других источников, например, каротажных диаграмм, полученных моделированием (см. программное обеспечение SPARTA™, доступное от Halliburton) и каротажем “в реальном времени” (см. INSITE™ программное обеспечение, доступное от Halliburton).

Множественные режущие структуры в КНБК означают наличие интервалов, где все режущие структуры могут находиться в породе, имеющей одинаковую или, по существу, аналогичную прочность, но часто режущие структуры располагаются в породах, имеющих разные прочности. Принципы настоящего раскрытия предусматривают использование компьютерной программы, которая разбивает интервалы глубины на случаи или приращения согласованной литологии (даже если режущие структуры располагаются в разных породах) в целях анализа.

Для распределения крутящего момента, фиг.22 аналогична фиг.21, но изображает распределение крутящего момента вместо распределения веса. Таким образом, наводя курсор на разные случаи на фиг.22, пользователь может идентифицировать информацию, относящуюся к крутящему моменту на долоте, крутящему моменту на расширителе и/или крутящему моменту на системе, для каждого случая.

Фиг.23 и фиг.25 иллюстрируют положения нейтральных точек. Нейтральная точка это положение вдоль структуры корпуса КНБК (не режущей структуры), где эффективная осевая нагрузка не является ни растяжением, ни сжатием - обычно точка перехода между растяжением и сжатием. Например, КНБК, подвешенная вертикально над нижней точкой, будет в состоянии растяжения (нуль в нижней точке бурового долота). Когда буровое долото располагается в нижней точке с определенной величиной веса, отрезок КНБК от долота вверх, который уравнивает этот WOB, находится в состоянии сжатия; над этой точкой она находится в состоянии растяжения. Переход именуется “нейтральной точкой”.

Множественные режущие структуры в КНБК могут приводить к множественным нейтральным точкам, поскольку вес, испытываемый каждой режущей структурой, создает разрывность сжатия в КНБК. Если эта разрывность сжатия превышает растяжение, которое существует (если растяжение существует), то в корпусе КНБК будет существовать нейтральная точка вблизи режущей структуры, и дополнительная нейтральная точка может существовать над режущей структурой, когда КНБК снова сдвигается от сжатия к растяжению. КНБК с буровым долотом и расширителем может иметь до трех нейтральных точек: (i) одну между буровым долотом и расширителем; (ii) одну рядом с режущей структурой расширителя; и (iii) одну над режущей структурой расширителя. Рекомендации в отношении желательности нейтральной точки на режущей структуре расширителя в зависимости от растяжения в зависимости от сжатия могут иметь важное значение при выборе данной конфигурации.

Простейшее выражение положения нейтральной точки предназначена для вертикальной КНБК с буровым долотом в воздухе:

где LNP - длина от нижней точки бурового долота до положения нейтральной точки в КНБК над буровым долотом в футах; WOB - вес на долоте в фунтах; ω - линейный вес КНБК в фунтах на фут длины.

КНБК обычно погружена в буровой раствор, который тяжелее воздуха, таким образом, возникает эффект плавучести, который эффективно снижает вес КНБК на величину веса бурового раствора, вытесняемого КНБК. Эффективный линейный вес КНБК в буровом растворе выражается в виде:

где ω' - эффективный линейный вес КНБК в буровом растворе в фунтах на фут длины; ρMUD - плотность бурового раствора в фунтах на галлон обычно в пределах от приблизительно 7,0 фунт/галлон для бурового раствора на нефтяной основе до 20 фунт/галлон для очень плотного бурового раствора; и ρBHA - плотность материала КНБК, обычно стали с плотностью приблизительно 0,28 фунт/дюйм3, что приблизительно равно 64,7 фунт/галлон. Можно использовать и другие материалы КНБК, например, алюминий и титан, которые имеют более низкую плотность, чем сталь, или утяжеление из бериллиево-медного сплава или вольфрама в утяжеленной бурильной трубе, которое имеет более высокую плотность, чем сталь.

Таким образом, выражение для положения нейтральной точки для вертикальной КНБК с буровым долотом в буровом растворе имеет вид:

где ω' подставлен вместо ω.

Это уравнение дополнительно модифицируется для учета наклона θ или отклонения ствола скважины/КНБК от вертикали в градусах. Когда ствол скважины отклоняется от вертикали, эффективный компонент веса КНБК на фут вдоль оси КНБК в буровом растворе равен ω'COS(θ). Таким образом, выражение положения нейтральной точки в КНБК с буровым долотом в буровом растворе имеет вид:

Применение этого выражения становится менее полезным при больших наклонах, приближающихся к 90 градусам. В этом случае, вычисленная нейтральная точка превышает длину типичной КНБК, и применение этого выражения выходит за рамки предусмотренного объема использования.

Это последнее выражение нейтральной точки справедливо для КНБК с буровым долотом. Оно также справедливо для КНБК, содержащей как буровое долото, так и расширитель над буровым долотом, для определения положения нейтральной точки между буровым долотом и расширителем. Если WOB превышает эффективный вес КНБК между буровым долотом и расширителем (с учетом плавучести и наклона), то вся длина КНБК между буровым долотом и расширителем находится в состоянии сжатия, и ни одной нейтральной точки не существует в этой секции КНБК.

Выражение осевой силы вдоль КНБК имеет вид:

где F - осевая сила в КНБК в фунтах на расстоянии L в футах над буровым долотом. Это выражение справедливо для КНБК с буровым долотом. Оно также справедливо для КНБК, содержащей как буровое долото, так и расширитель над буровым долотом, для определения осевой силы в КНБК между буровым долотом и расширителем. Если F отрицательна на расстоянии L над буровым долотом, КНБК находится в состоянии сжатия в этом положении. Если F положительна на расстоянии L над буровым долотом, КНБК находится в состоянии растяжения в этом положении. Если F равна нулю на расстоянии L над буровым долотом, то это положение является нейтральной точкой в КНБК. Это основное выражение позволяет вычислять и строить на графике кривые, показанные на фиг.23 и фиг.25, и указывает пользователю состояние осевой силы вдоль КНБК. Заметим, что между буровым долотом и расширителем, сила F зависит только от WOB и эффективного веса КНБК между буровым долотом и расширителем. Эта сила F не зависит от WOR или веса КНБК над расширителем.

В КНБК с буровым долотом и расширителем, на режущей структуре расширителя, WOR, прилагаемый КНБК, создает разрывность сжатия в КНБК вблизи режущей структуры расширителя, равную по величине WOR. Если КНБК находится в состоянии растяжения непосредственно под режущей структурой расширителя, КНБК может быстро переходить к сжатию вблизи режущей структуры, если WOR превышает состояние растяжения. Если КНБК находится в состоянии сжатия непосредственно под режущей структурой расширителя, КНБК будет дополнительно переходить в состояние сжатия вблизи режущей структуры вследствие WOR. Над этой точкой, сила FAR в КНБК над расширителем выражается в виде:

где FAR - осевая сила в КНБК в фунтах на расстоянии LAR в футах над буровым долотом; ω'AR и ω'BR - эффективные линейные веса КНБК в буровом растворе над и под расширителем соответственно; θ - наклон ствола скважины или КНБК в градусах; LREAM - расстояние в футах от бурового долота до режущей структуры расширителя; и WSYS - вес на системе в фунтах. Задание FAR равной нулю позволяет вычислять положение нейтральной точки над расширителем в виде:

где LNPAR - значение LAR в положении нейтральной точки над расширителем в футах. Это уравнение верно только когда LNPAR больше LREAM. Если КНБК находится в состоянии сжатия на режущей структуре расширителя, может существовать другая нейтральная точка над расширителем при переходе КНБК от сжатия к растяжению. Чтобы это произошло, прилагаемый WSYS должен превышать вес КНБК под расширителем.

Фиг.23 иллюстрирует нейтральные точки КНБК, если таковые существуют. Согласно фиг.23, КНБК целиком находится в состоянии сжатия (т.е. “нейтральная точка” - точка, где кривая пересекает ось x). Может быть нежелательно иметь этот случай, где КНБК целиком находится в состоянии сжатия, и поэтому пользователь может по своему выбору удалить эту конфигурацию из рассмотрения.

Фиг.25 иллюстрирует нейтральные точки, связанные с КНБК, которая нарушает ограничения при более низком весе на системе, когда WSYS=11,250 фунтов. Три нейтральные точки проиллюстрированы для конкретной кривой для случая 2 (самой верхней кривой) для КНБК, содержащей одно буровое долото и один расширитель, расположенный в 100 футах над буровым долотом. В этом случае, WOB равен 7,107 фунтов и эта величина сжатия существует в КНБК в нижней точке бурового долота. При перемещении по КНБК от бурового долота наблюдается все меньшее сжатие, пока, наконец, кривая не пересечет ось x с переходом в состояние растяжения на расстоянии 87 футов над буровым долотом. При дальнейшем перемещении вверх от бурового долота свыше 87 футов, КНБК подвергается все большему растяжению. Чуть выше 100 футов над буровым долотом, режущая структура расширителя испытывает WOR 4,143 фунта, и разрывность сжатия этой величины существует в корпусе расширителя (в составе КНБК) вблизи режущей структуры. Эта разрывность сжатия достаточно велика, чтобы превышать растяжение в 1,038 фунта, которое иначе существовало бы в этом положении в КНБК. Когда кривая вновь пересекает ось x, на этот раз, переходя к сжатию 3,105 фунта, над буровым долотом в КНБК создается другая нейтральная точка на расстоянии 100 футов. При дальнейшем перемещении вверх в КНБК на расстояние свыше 100 футов, наблюдается уменьшение сжатия, пока кривая снова не пересечет ось x, создавая третью нейтральную точку в КНБК на расстоянии 138 футов над нижней точкой бурового долота.

Фиг.24 иллюстрирует дополнительные подробности, относящиеся к нарушениям ограничения для данного случая. Кликнув по красному символу для получения информации, относящейся к нарушениям, пользователь может получить этот экран. Данный скриншот иллюстрирует распределение веса КНБК и более подробно иллюстрирует нарушение ограничения для случая 5 литологии этой конкретной конфигурации и приложенный вес системы.

Дополнительные функциональные возможности компьютерной программы включают в себя способность сохранять файлы, содержащие конфигурации, литологию и параметры бурения, вводимые в программу. Затем пользователь может по своему желанию файлы загружать в программу вместо того, чтобы повторно вводить информацию. Желательно также иметь возможность сохранять и повторно загружать файлы проекта, содержащие всю вводимую информацию проекта.

Компьютерная программа, помимо прочего, призвана помогать в проектировании режущих структур бурового долота и/или расширителя, которые отвечают желаемым критериям производительности. Например, может быть желательно достигать определенного отношения WOB/WOR, например WOB/WOR=1.0, когда распределение веса между буровым долотом и расширителем близко к равномерному при данном наборе условий. Компьютерная программа позволяет пользователю анализировать результат проектирования обеих режущих структур и определять, в каком направлении можно изменить одну или обе режущие структуры, чтобы получить желаемый результат. Например, если WOB/WOR=2.0, но желаемым результатом является WOB/WOR=1.0, пользователь может определить, что буровое долото принимает на себя большую часть веса системы. Изменение конструкции режущей структуры бурового долота для ускорения бурения и/или изменение конструкции режущей структуры расширителя для замедления бурения способствует достижению желаемого результата. После повторного проектирования режущей(их) структуры()(с использованием IBitS или IReamS), получается новая характеристическая кривая, и полиномиальные коэффициенты можно добавить в базу данных. Производительность повторно спроектированной(ых) режущей(их) структуры() можно повторно оценить с использованием компьютерной программы для проверки достижения желаемого результата. Этот процесс можно, при необходимости, повторять, пока не будет достигнут желаемый результат.

Благодаря сохранению коэффициентов аппроксимации характеристической кривой в базе данных режущих структур, можно осуществлять чрезвычайно быстрое вычисление индекса производительности (ROP), WOB, WOR, TOB, TOR для каждой конфигурации и каждого случая. Эта скорость выполнения допускает расчет тысяч случаев за несколько секунд, что делает алгоритм очень полезным для нахождения конфигураций, которые пригодны и либо не нарушают никаких ограничений, либо не нарушают, по существу, никаких ограничений.

Системы, способы, алгоритмы и/или программное обеспечение, описанные в этом раскрытии, могут быть реализованы в компьютерной системе 100, например, представленной на фиг.30. Компьютерная система 100 включает в себя интерфейс 102 связи, который сконфигурирован и способен принимать данные, процессор(ы) 104 для обработки данных, вещественный машиночитаемый носитель 106 (например, память) для хранения данных, и графический пользовательский интерфейс 108 (например, дисплей) для использования пользователем(ями) 130 системы.

Принципы настоящего раскрытия обеспечивают систему и способ для идентификации одной или более систем КНБК, которые могут быть пригодны для конкретного применения. В некоторых вариантах осуществления, пользователь может по своему выбору получить еще больше подробностей, относящихся к таким системам, анализируя эти несколько выбранных конфигураций (из большого количества) в моделирующем программном обеспечении (например, IBits и IReams), с помощью новой информации о прилагаемых нагрузках.

1. Способ моделирования режущих структур расширителя и/или долота, содержащий этапы, на которых принимают данные производительности, относящиеся к режущей структуре, вычисляют, с использованием данных производительности, характеристическую кривую, относящуюся к режущей структуре, причем характеристическая кривая строится либо на основе веса, либо на основе крутящего момента, и сохраняют характеристическую кривую, при этом режущая структура связана с буровым долотом компоновки низа бурильной колонны (КНБК), и компоновка низа бурильной колонны дополнительно содержит расширитель, и дополнительно содержит этап, на котором вычисляют множество положений нейтральных точек между буровым долотом и расширителем с учетом плавучести и наклона КНБК.

2. Способ по п. 1, в котором характеристическая кривая включает в себя либо вес на режущей структуре/прочность породы, либо крутящий момент на режущей структуре/вес на режущей структуре как функцию скорость проходки/скорость вращения.

3. Способ по п. 1, в котором вычисление характеристической кривой содержит этапы, среди которых этап, на котором вычисляют характеристическую кривую на основе веса, включающую в себя изменение веса на режущей структуре как функцию скорости проходки режущей структуры.

4. Способ по п. 1, в котором вычисление характеристической кривой содержит этапы, среди которых этап, на котором вычисляют характеристическую кривую на основе крутящего момента, включающую в себя изменение крутящего момента на режущей структуре как функцию скорости проходки режущей структуры.

5. Способ по п. 1, в котором вычисление характеристической кривой содержит этапы, на которых вычисляют характеристическую кривую на основе веса, включающую в себя изменение веса на режущей структуре как функцию скорости проходки режущей структуры, и вычисляют характеристическую кривую на основе крутящего момента, включающую в себя изменение крутящего момента на режущей структуре как функцию скорости проходки режущей структуры.

6. Способ по п. 1, в котором вычисление характеристической кривой содержит этапы, среди которых этап, на котором вычисляют двухмерную аппроксимирующую кривую, которая оценивает значения производительности режущей структуры в диапазоне соответствующих скоростей проходки, причем двухмерная аппроксимирующая кривая опционально содержит полиномиальную кривую, или характеристическая кривая опционально содержит этап, на котором сохраняют коэффициенты аппроксимации кривой.

7. Способ по п. 1, в котором данные производительности выводятся из множества различных типов информации, выбранных из группы, состоящей из компьютерных моделей, фактических измерений в стволе скважины, фактических наземных измерений и маркетинговых данных.

8. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этап, на котором используют характеристическую кривую для сравнения первой компоновки низа бурильной колонны, которая включает в себя первую режущую структуру, со второй компоновкой низа бурильной колонны.

9. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этап, на котором используют характеристическую кривую для сравнения первой компоновки низа бурильной колонны, которая включает в себя первую режущую структуру, с множеством других компоновок низа бурильной колонны.

10. Способ по п. 9, в котором вторая компоновка низа бурильной колонны включает в себя буровое долото.

11. Способ по п. 9, в котором вторая компоновка низа бурильной колонны включает в себя буровое долото и расширитель.

12. Способ по п. 9, в котором первая режущая структура связана с первым буровым долотом, и первая компоновка низа бурильной колонны дополнительно содержит первый расширитель, и вторая компоновка низа бурильной колонны включает в себя второе буровое долото.

13. Способ по п. 12, в котором вторая компоновка низа бурильной колонны дополнительно содержит второй расширитель.

14. Способ по п. 9, в котором первая компоновка низа бурильной колонны содержит первое буровое долото первого диаметра, и вторая компоновка низа бурильной колонны содержит второе буровое долото второго диаметра, который не равен первому диаметру.

15. Способ по п. 1, в котором режущая структура связана с компоновкой низа бурильной колонны, которая включает в себя буровое долото и множество независимых расширителей.

16. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этапы, на которых вычисляют вес на долоте как функцию веса на компоновке низа бурильной колонны и вычисляют вес на расширителе как функцию веса на компоновке низа бурильной колонны.

17. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этапы, на которых отображают вес на долоте как функцию веса на компоновке низа бурильной колонны и отображают вес на расширителе как функцию веса на компоновке низа бурильной колонны.

18. Способ по п. 1, в котором дополнительно вычисляют множество положений нейтральных точек с помощью выражения:

где ω′ - эффективный линейный вес КНБК в буровом растворе в фунтах на фут длины; θ - наклон или отклонение ствола скважины/КНБК от вертикали в градусах.

19. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этап, на котором отображают множество положений нейтральных точек вдоль компоновки низа бурильной колонны.

20. Система моделирования режущих структур расширителя и/или долота, содержащая интерфейс для приема данных производительности, относящихся к режущей структуре, процессор для вычисления, с использованием данных производительности, характеристической кривой, относящейся к режущей структуре, причем характеристическая кривая строится либо на основе веса, либо на основе крутящего момента, и память для сохранения характеристической кривой, при этом режущая структура связана с буровым долотом компоновки низа бурильной колонны (КНБК), и компоновка низа бурильной колонны дополнительно содержит расширитель, причем процессор дополнительно способен вычислять множество положений нейтральных точек между буровым долотом и расширителем с учетом плавучести и наклона КНБК.

21. Система по п. 20, в которой характеристическая кривая включает в себя либо вес на режущей структуре/прочность породы, либо крутящий момент на режущей структуре/вес на режущей структуре как функцию скорость проходки/скорость вращения.

22. Система по п. 20, в которой вычисление характеристической кривой содержит вычисление характеристической кривой на основе веса, включающей в себя изменение веса на режущей структуре как функцию скорости проходки режущей структуры.

23. Система по п. 20, в которой вычисление характеристической кривой содержит вычисление характеристической кривой на основе крутящего момента, включающей в себя изменение крутящего момента на режущей структуре как функцию скорости проходки режущей структуры.

24. Система по п. 20, в которой вычисление характеристической кривой содержит вычисление характеристической кривой на основе веса, включающей в себя изменение веса на режущей структуре как функцию скорости проходки режущей структуры, и вычисление характеристической кривой на основе крутящего момента, включающей в себя изменение крутящего момента на режущей структуре как функцию скорости проходки режущей структуры.

25. Система по п. 20, в которой процессор дополнительно способен использовать характеристическую кривую для сравнения первой компоновки низа бурильной колонны, которая включает в себя первую режущую структуру, со второй компоновкой низа бурильной колонны.

26. Система по п. 20, в которой процессор дополнительно способен использовать характеристическую кривую для сравнения первой компоновки низа бурильной колонны, которая включает в себя первую режущую структуру, с множеством других компоновок низа бурильной колонны.

27. Система по п. 20, в которой процессор дополнительно способен вычислять вес на долоте как функцию веса на компоновке низа бурильной колонны и вычислять вес на расширителе как функцию веса на компоновке низа бурильной колонны.

28. Система по п. 20, дополнительно содержащая графический пользовательский интерфейс, способный отображать вес на долоте как функцию веса на компоновке низа бурильной колонны и отображать вес на расширителе как функцию веса на компоновке низа бурильной колонны.

29. Система по п. 20, в которой процессор дополнительно способен вычислять множество положений нейтральных точек с помощью выражения:

где ω′ - эффективный линейный вес КНБК в буровом растворе в фунтах на фут длины; θ - наклон или отклонение ствола скважины/КНБК от вертикали в градусах.

30. Система по п. 20, дополнительно содержащая графический пользовательский интерфейс, способный отображать множество положений нейтральных точек вдоль компоновки низа бурильной колонны.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к долотам режуще-скалывающего действия, корпуса которых изготовлены как из стального материала, так и из матричного материала, пассивная калибрующая часть которых наплавлена твердосплавным покрытием и усилена алмазными поликристаллическими резцами PDC.

Группа изобретений относится к буровому инструменту и к устройству для уплотнения подшипников в буровом инструменте. Технический результат заключается в увеличении срока службы уплотнения и снижении рабочей температуры уплотнения.

Группа изобретений относится к долотам режущескалывающего действия, корпуса которых изготовлены как из стального материала, так и из матричного материала, пассивная калибрующая часть которых наплавлена твердосплавным покрытием и усилена алмазными поликристаллическими резцами PDC.

Изобретение относится к породоразрушающему инструменту режущего типа, применяемому в бурении скважин, а именно, к PDC-инструменту: бурголовкам или долотам. Технический результат заключается в увеличении показателей эффективности работы инструмента путем снятия напряженного состояния от бокового воздействия горного давления в большей части забоя скважины за счет переноса его под периферийные резцы.

Изобретение относится к промывочному узлу породоразрушающего инструмента гидромониторного типа. Промывочный узел бурового долота содержит корпус с каналом и гнездом и установленную в гнезде насадку с уплотнительным элементом, закрепленную посредством фиксатора.

Группа изобретений относится к устройствам формования литьем скважинного снаряда, калибровочным кольцам и способам изготовления калибровочного кольца для применения в устройстве.

Изобретение относится к породоразрушающему PDC-инструменту, применяемому в бурении скважин, а именно к бурголовкам, расширителям, стабилизаторам и долотам. Ступенчатый лопастной PDC-инструмент включает корпус с лопастями, вооруженными резцами PDC.

Группа изобретений относится к резцам, скважинным инструментам, применяемым в подземном бурении, и способам формирования паза резца. Технический результат заключается в точной ориентации резцов в пазах скважинных инструментов.

Изобретение относится к области буровой техники и может быть использовано при изготовлении алмазных долот со стальным корпусом. Технический результат заключается в повышении надежности и долговечности долота, в упрощении его ремонта.

Группа изобретений относится к вставкам для разрушающего инструмента, способам изготовления и использования таких вставок. Обеспечивает минимальную толщину сверхтвердого материала с достижением высокого ударного сопротивления.

Группа изобретений относится к области горного дела, а именно к породоразрушающему инструменту с твердосплавным вооружением. Технический результат заключается в упрощении технологии изготовления долота и способа крепления вставок в отверстиях корпуса. Буровое долото содержит корпус с отверстиями, в которых закреплены твердосплавные вставки с цилиндрическими хвостовиками. Между стенками отверстий и наружной поверхностью хвостовиков вставок размещены втулки из упругого материала, выполненные в виде стакана с отверстием на дне, при этом вставки выполнены со ступенчатым хвостовиком, высота ступени меньшего диаметра которого не менее толщины дна стакана, а диаметр этой ступени соответствует диаметру отверстия на дне стакана. Торец нижней ступени каждого хвостовика может быть выполнен со сферическим выступом, а дно отверстия под вставки в корпусе - с ответной впадиной. Способ крепления вставок бурового долота включает запрессовку их цилиндрических хвостовиков в отверстиях корпуса долота, причем между стенками отверстий и наружной поверхностью хвостовиков вставок размещают втулки из упругого материала, которые перед запрессовкой хвостовиков растягивают в продольном направлении. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области горных работ, а именно к породоразрушающим инструментам, предназначенным для бурения скважин. Технический результат заключается в усилении ресурсов работы бурового долота и в росте механической скорости бурения скважин. Буровое долото содержит корпус с кольцевой полостью и рабочей матрицей, оснащенной выдвинутым центральным резцом и отстающими по высоте боковыми резцами, разграниченные на сектора канавками с промывочными каналами. Канавки по длине перегородками разделены на участки: передние по вращению шламоотводящие и задние с промывочными каналами, причем перегородки имеют большую высоту, чем боковые стенки канавок. По внешней поверхности центрального резца проведены продольные пазы, боковые резцы выполнены со сквозными отверстиями, расположенными в их передней части по ходу вращения бурового долота, при этом продольные пазы и сквозные отверстия гидравлически связаны с кольцевой полостью корпуса. 2 ил.

Изобретение относится к промывочным узлам породоразрушающего инструмента. Технический результат заключается в упрощении монтажа и демонтажа промывочного устройства и повышении эффективности его работы. Промывочный узел бурового долота содержит корпус с напорным каналом и гнездом под насадку, закрепленную стопорным элементом, установленным в тороидальной полости, образованной совмещенными кольцевыми канавками на внутренней поверхности гнезда и наружной поверхности насадки, и уплотнительное кольцо. В качестве материала для стопорного элемента использован износостойкий эластичный материал, который выполнен с возможностью введения в тороидальную полость в жидком виде через радиальный канал, выполненный в корпусе и соединяющий наружную поверхность корпуса с тороидальной полостью. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к буровой технике и может быть использовано для медленно-вращательного бурения неглубоких скважин в мерзлых грунтах. Технический результат заключается в повышении производительности породоразрушающего инструмента, снижении энергоемкости, увеличении скорости проходки скважины. Породоразрушающий инструмент содержит корпус с твердосплавными резцами, притом резцы выполнены цилиндрической формы с остроконечной рабочей поверхностью. На двухлопастном корпусе установлены центральный резец со сдвигом по отношению к оси вращения бура и два ряда резцов по одному ряду на каждой лопасти, один из которых установлен на вставках увеличения высоты, причем шаг между резцами одного ряда равен шагу между резцами другого ряда со сдвигом на величину шага, резцы рядов и центральный резец по диаметру равны друг другу, а два крайних и центральный резцы выполнены меньшей высоты, при этом резцы рядов установлены с наклоном режущей кромкой вперед по направлению вращения бура. 4 ил.

Группа изобретений относится к буровым инструментам, а именно к буровым долотам для твердых пород с лабиринтным устройством защиты уплотнения/подшипника. Технический результат заключается в повышении надежности защиты от проникновения абразивных частиц к уплотнению и подшипниковому устройству из внешней окружающей среды. Буровой инструмент содержит головку бура с радиально проходящей базовой поверхностью; по меньшей мере один вал подшипника, проходящий из головки бура и содержащий поверхность под подшипник; конус, установленный с возможностью вращения на валу подшипника и содержащий радиально проходящую базовую поверхность; первый кольцевой паз, образованный в радиально проходящей базовой поверхности конуса; второй кольцевой паз, образованный в радиально проходящей базовой поверхности головки бура, причем первый кольцевой паз совмещен, по меньшей мере, с частью второго кольцевого паза; и кольцо устройства защиты, характеризующееся такими размерами и формой, чтобы оно было плотно вставлено в первый и второй кольцевые пазы между конусом и головкой бура. 3 н. и 30 з.п. ф-лы, 12 ил.

Группа изобретений относится к отрезным пластинам, резцам и способам изготовления резца. Технический результат заключается в возможности режущих элементов противостоять высоким температурам. Отрезная пластина содержит решеточную структуру, образующую междоузлия внутри, и каталитический материал, осажденный внутри междоузлий в ходе процесса спекания, в результате которого образуется решеточная структура, при этом каталитический материал способствует росту решеточной структуры, содержит близкий к эвтектическому сплав, который представляет собой состав сплава, который находится в пределах плюс или минус десяти атомных массовых процентов от эвтектического состава, и характеризуется коэффициентом термического расширения, меньшим, чем коэффициент термического расширения кобальта. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к режущим элементам для бурильного инструмента, бурильным инструментам и способам формирования режущего элемента. Технический результат заключается в эффективном распределении напряжений, вызванных силами резания, в улучшении конструктивной целостности режущего элемента, в повышении его износостойкости и долговечности. Режущий элемент для бурильного инструмента включает алмазную пластинку, расположенную на подложке, углубление в режущей грани алмазной пластинки и фигурный элемент в подложке на границе раздела между алмазной пластинкой и подложкой, соответствующий углублению в режущей грани алмазной пластинки и включающий углубление в подложке, форма которого аналогична форме углубления в режущей грани алмазной пластинки, при этом по меньшей мере часть углубления в подложке расположена по меньшей мере с радиальным смещением наружу или внутрь от углубления в режущей грани алмазной пластинки. Углубление в режущей грани алмазной пластинки может быть выполнено с расходуемой структурой. 4 н. и 14 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение предназначено для бурения колонковых скважин и скважин без отбора керна с обратной внутренней промывкой в крепких горных породах и может найти применение при геологоразведочных работах, в горнодобывающей промышленности, при строительных работах. Коаксиально расположенные узлы наружной (2, 3) и внутренней (4, 5) коронок разделены высоковольтным изолятором (1). Корпус бурового долота (2) присоединен к колонне бурильных труб (6), а керновый переходник (4) - к высоковольтному тоководу (7). Внутренняя коронка (5) подпружинена пружиной (11) с возможностью опережения наружной коронки (3) не более 1/3 межэлектродного расстояния. Вдоль внутренней поверхности внутренней коронки (5) тангенциально расположены лезвия твердосплавных резцов (16), имеющих форму одностороннего клина, и вдоль наружной поверхности наружной коронки (3) расположены лезвия подобных резцов (17). Внутренние ребра-электроды (14) наружной коронки (3) и наружные ребра-электроды (15) внутренней коронки (5) выполнены с многогранными твердосплавными резцами (18, 19), позволяющими выравнивать забой скважины. Твердосплавные резцы, имеющие форму одностороннего клина (16, 17), предотвращают зависания бурового долота на керне и стенках скважины. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к промывочным узлам породоразрушающего инструмента гидромониторного типа. Технический результат заключается в повышении эффективности работы промывочного узла. Промывочный узел бурового долота содержит корпус с каналом и гнездом и установленную в гнезде насадку с уплотнительным элементом, закрепленную посредством фиксатора. Фиксатор выполнен в виде нескольких ступенчатых стержней с цанговой рабочей головкой, ступень большего диаметра которых расположена со стороны выходного торца насадки, при этом насадка выполнена со сквозными осевыми каналами ответной формы, соосно которым в корпусе со стороны дна гнезда выполнена кольцевая расточка для размещения цанговых головок стержней. При этом в кольцевых расточках под большими основаниями цанговых втулок установлены полые тороидальные упругие элементы для удержания фиксаторов в крайнем верхнем положении, выполненные с радиальным каналом, оснащенным подпружиненным обратным клапаном и сообщенным с полостью напорного канала. 2 ил.

Группа изобретений относится к буровым долотам и способам для получения фрагментов образцов керна из подземного пласта. Технический результат заключается в увеличении скорости проходки бурового долота. Буровое долото содержит корпус долота, имеющий центральную осевую линию долота и торец долота; совокупность лопастей, проходящих радиально вдоль торца долота и разделенных совокупностью каналов прохода потока между собой, при этом одна из совокупности лопастей является лопастью отбора керна, содержащей вертикальную поверхность и наклонную поверхность, при этом по существу вертикальная поверхность и наклонная поверхность интегрально соединены; и совокупность режущих элементов, расположенных на совокупности лопастей, при этом один из совокупности режущих элементов является первым режущим элементом, расположенным на лопасти отбора керна на первой радиальной позиции от центральной осевой линии долота. 4 н. и 32 з.п. ф-лы, 30 ил.
Наверх