Способы эксплуатации скважинного бурового оборудования на основе условий в стволе скважины - заявка 2016144514 на патент на изобретение в РФ

1. Способ, включающий:
сбор данных о давлении в кольцевом пространстве из ствола скважины, причем данные о давлении в кольцевом пространстве собирают во временном интервале, при этом по меньшей мере часть данных о давлении в кольцевом пространстве собирают во время периода, когда насосы остановлены;
установление по меньшей мере первой и второй величин исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве;
сравнение отклонения между первой и второй величинами с первым пороговым значением и
эксплуатацию бурового оборудования на основе сравнения с первым пороговым значением.
2. Способ по п. 1, в котором данные о давлении в кольцевом пространстве включают в себя по меньшей мере эквивалентную плотность или нормализованные эквивалентные плотности.
3. Способ по п. 1, дополнительно включающий
сравнение отклонения между первой и второй величинами со вторым пороговым значением и
эксплуатацию бурового оборудования на основе сравнения со вторым пороговым значением.
4. Способ по п. 3, в котором
первое пороговое значение характеризует показатели неэкономичной работы, а
второе пороговое значение характеризует высокие показатели работы.
5. Способ по п. 3, в котором
первое пороговое значение характеризует низкий риск, а
второе пороговое значение характеризует высокий риск.
6. Способ по п. 1, в котором
указанные по меньшей мере первую и вторую величины устанавливают исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве, измеренных во время периода, когда насосы остановлены, причем
первую величину устанавливают перед выполнением соединения бурильной трубы, а
вторую величину устанавливают после выполнения соединения бурильной трубы.
7. Способ по п. 1, в котором
определяют скорость нагнетания на основе сравнения отклонения с указанным пороговым значением, и
эксплуатируют циркуляционный насос для бурового раствора с полученной этим определением скоростью нагнетания во время периода ускорения или замедления работы насоса, следующего за соединением бурильной трубы.
8. Способ по п. 1, в котором
определяют продолжительность нагнетания на основе сравнения отклонения с указанным пороговым значением, и
эксплуатируют циркуляционный насос для бурового раствора в течение полученной этим определением продолжительности нагнетания во время периода ускорения или замедления работы насоса, следующего за соединением бурильной трубы.
9. Способ по п. 1, в котором эксплуатация бурового оборудования на основе сравнения с первым пороговым значением включает в себя регулирование по меньшей мере одного из следующего: скорости циркуляции, осевого усилия на долото, скорости вращения бурильной колонны, скорости подъема бурильной колонны и ускорения подъема бурильной колонны.
10. Способ, включающий:
сбор данных о давлении в кольцевом пространстве из ствола скважины, причем данные о давлении в кольцевом пространстве собирают во временном интервале, при этом по меньшей мере часть данных о давлении в кольцевом пространстве собирают во время периода, когда насосы остановлены;
вычисление эквивалентных плотностей на основе собранных данных о давлении в кольцевом пространстве;
определение первого порогового значения посредством соотнесения эквивалентных плотностей с эффективностью бурения, причем первое пороговое значение характеризует показатели неэкономичной работы; и
определение второго порогового значения посредством соотнесения эквивалентных плотностей с эффективностью бурения, причем второе пороговое значение характеризует высокие показатели работы;
измерение данных о давлении в кольцевом пространстве в стволе скважины;
установление по меньшей мере первой и второй величин исходя из указанных измеренных данных о давлении в кольцевом пространстве;
сравнение отклонения между первой и второй величинами с первым пороговым значением и вторым пороговым значением и
эксплуатацию бурового оборудования на основе сравнения с первым пороговым значением и вторым пороговым значением.
11. Способ по п. 10, в котором
указанные по меньшей мере первую и вторую величины устанавливают исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве, измеренных во время периода, когда насосы остановлены, причем
первую величину устанавливают перед выполнением соединения бурильной трубы, а
вторую величину устанавливают после выполнения соединения бурильной трубы.
12. Способ по п. 10, в котором
определяют скорость нагнетания на основе сравнения отклонения с указанным пороговым значением, и
эксплуатируют циркуляционный насос для бурового раствора эксплуатируют с полученной этим определением скоростью нагнетания во время периода ускорения или замедления работы насоса, следующего за соединением бурильной трубы.
13. Способ по п. 10, в котором
определяют продолжительность нагнетания на основе сравнения отклонения с указанным пороговым значением, и
эксплуатируют циркуляционный насос для бурового раствора в течение полученной этим определением продолжительности нагнетания во время периода ускорения или замедления работы насоса, следующего за соединением бурильной трубы.
14. Способ по п. 10, в котором эксплуатация бурового оборудования на основе сравнения с указанным первым пороговым значением включает в себя регулирование по меньшей мере одного из следующего: скорости циркуляции, осевого усилия на долото, скорости вращения бурильной колонны, скорости подъема бурильной колонны и ускорения подъема бурильной колонны.
15. Способ, включающий:
определение эквивалентной плотности бурового раствора во множестве мест, расположенных в стволе скважины;
соотнесение эквивалентных плотностей с эффективностью бурения для определения первого порогового значения;
сбор данных о давлении в кольцевом пространстве с места в стволе скважины, причем данные о давлении в кольцевом пространстве собирают во временном интервале, и по меньшей мере часть данных о давлении в кольцевом пространстве собирают во время периода, когда насосы остановлены;
установление по меньшей мере первой и второй величин исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве;
сравнение отклонения между первой и второй величинами с первым пороговым значением и
эксплуатацию бурового оборудования на основе сравнения с первым пороговым значением.
16. Способ по п. 15, дополнительно включающий:
соотнесение эквивалентных плотностей с эффективностью бурения для определения второго порогового значения;
сравнение отклонения между первой и второй величинами со вторым пороговым значением и
эксплуатацию бурового оборудования на основе сравнения со вторым пороговым значением.
17. Способ по п. 16, в котором
первое пороговое значение характеризует показатели неэкономичной работы, а
второе пороговое значение характеризует высокие показатели работы.
18. Способ по п. 16, в котором
первое пороговое значение характеризует низкий риск, а
второе пороговое значение характеризует высокий риск.
19. Способ по п. 15, в котором
указанные по меньшей мере первую и вторую величины устанавливают исходя из данных о давлении в кольцевом пространстве, измеренных во время периода, когда насосы остановлены, причем
первую величину устанавливают перед выполнением соединения бурильной трубы, а
вторую величину устанавливают после выполнения соединения бурильной трубы.
20. Способ по п. 15, в котором эксплуатация бурового оборудования включает в себя регулирование по меньшей мере одного из следующего: ускорения работы насоса, замедления работы насоса, скорости циркуляции, осевого усилия на долото, скорости вращения бурильной колонны, скорости подъема бурильной колонны и ускорения подъема бурильной колонны.
Наверх