EA018946B1 - Способы и системы для ослабления колебаний при бурении - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к способам и системам для ослабления колебаний при бурении, которые содержат формирование показателя колебательных характеристик с использованием по меньшей мере одной модели в частотной области, имеющей зависимость трения от скорости. Показатель колебательных характеристик можно использовать для разработки или изготовления узла бурового инструмента. Дополнительно или в качестве альтернативы, показатель колебательных характеристик может извещать в ходе операций бурения о необходимости ослабить колебания.

Description

Область техники

Настоящее изобретение относится, в общем, к области ослабления колебаний при бурении, для повышения скорости проходки во время операции бурения и/или для продления периода эксплуатации компонентов узла бурового инструмента. В частности, настоящее изобретение относится к способам и системам для повышения общей буровой характеристики посредством уменьшения колебательных нарушений нормальной работы, связанных с крутильными и/или продольными колебаниями узла бурового инструмента.

Уровень техники

Настоящий раздел предназначен для вводного представления читателю различных аспектов данной области техники, которые могут быть связаны с вариантами осуществления настоящего изобретения. Предполагается, что настоящее обсуждение должно содействовать предоставлению читателю информации, облегчающей более глубокое понимание конкретных методов настоящего изобретения. Соответственно, приведенные положения следует понимать в указанном свете, а не обязательно как описание известного уровня техники.

Колебания узла бурового инструмента является одним из основных факторов ограничения скорости проходки, с которым сталкиваются во время операций бурения. Узлы буровых инструментов совершают колебания во время бурения по множеству разных причин, относящихся к параметрам режима бурения. Например, каждый параметр из скорости вращения, осевой нагрузки на буровое долото, вязкости бурового раствора и т.п. может оказывать влияние на колебательную способность данного узла бурового инструмента во время операции бурения. Кроме того или в качестве альтернативы, на колебательную способность операции бурения может влиять конструкция узла бурового инструмента. На колебательную способность узла бурового инструмента могут также влиять другие факторы, неподконтрольные операторам, например состояние горной породы. Для целей настоящего описания параметры режима бурения могут содержать характеристики и/или особенности как бурового оборудования (например, узла бурового инструмента), так и операций бурения.

Как известно, конкретная конструкция узла бурового инструмента в зависимости от выбора компонентов узла бурового инструмента и их расположения друг относительно друга оказывает значительное влияние на колебания, возникающие во время бурения. Для целей настоящего описания узел бурового инструмента означает сборочные узлы из компонентов, применяемых для операций бурения. Примерные компоненты, которые можно совместно или по отдельности считать узлом бурового инструмента, содержат породоразрушающие устройства, буровые долота, оборудование низа бурильной колонны, утяжеленные бурильные трубы, бурильные трубы, бурильные колонны, муфты, направляющие штанги и т.п. Традиционные действия по определению колебательной характеристики конкретной конфигурации узла бурового инструмента в конкретном реальном режиме операции бурения требовали ввода в действие конструкции или обращения к сложным моделям, требующим большого объема вычислений, которые требуют больших затрат времени, вычислительной мощности и подробной входной информации, которая обычно отсутствует. Ввод в действие конструкций с плохими колебательными характеристиками может иметь следствием потерю скорости проходки, сокращение срока службы узла бурового инструмента, увеличение числа потребных спускоподъемных операций, повышение частоты отказов скважинных оборудования и инструмента и увеличение непроизводительного времени. Стоимость отказов может варьироваться от нескольких сотен тысяч долларов до нескольких миллионов долларов, в зависимости от того, требуется ли спуск-подъем узла бурового инструмента или необходимо ли ловить компоненты, прихваченные в скважине. Таким образом, желательно снабдить инженера-бурильщика инструментальным средством, использующим легкодоступные данные, которое может быстро анализировать колебательную способность по меньшей мере одной рассматриваемой конструкции узла бурового инструмента.

Как пояснялось выше, параметры режима бурения, которые могут повлиять на колебания при бурении, содержат рабочие условия бурения. Диапазоны рабочих условий бурения и налагаемые на них ограничения изменяются между последовательными отработками бурового долота, поэтому необходимо исследовать влияние упомянутых изменений на колебательные характеристики в простой для использования модели. На буровую характеристику могут влиять несколько мод колебаний; действия по исследованию каждой из упомянутых мод необходимо формулировать и анализировать легко разрешимым способом. Один из способов ослабления поперечных колебаний бурового оборудования представлен в международной публикации заявки на патент νθ 2008/097303, находящейся в стадии рассмотрения, которая, по существу, в полном объеме включена в настоящее описание путем отсылки. Приведенная заявка предлагает способы анализа или оценки альтернативных конструкций оборудования низа бурильной колонны для определения характеристики альтернативных систем низа бурильной колонны в идентичных условиях нагружения. В частности, в νθ 2008/097303 описаны инструментальные средства для оценки колебательной способности конструкций низа бурильной колонны в отношении поперечных (вращательных) колебаний посредством использования по меньшей мере одного показателя колебательности. Модели, используемые инструментальными средствами, основаны на частотной характеристике вынужденных колебаний низа бурильной колонны, возбуждаемых вблизи бурового долота на частоте вращения низа бурильной колонны и ее гармониках. Хотя упомянутые инструментальные средства и соответст

- 1 018946 вующие модели эффективны при моделировании и исследовании вращательных колебаний, они анализируют только поперечные колебания низа бурильной колонны. На другие моды колебаний, например продольные и крутильные колебания, влияет бурильная колонна, в дополнение к низу бурильной колонны. Из-за большой сложности всего узла бурового инструмента (например, бурильной колонны и низа бурильной колонны) и характера взаимодействия между узлом бурового инструмента и ствола скважины существует потребность в разработке инструментальных средств, подходящих моделей и показателей колебательности для продольных и крутильных колебаний, претерпеваемых узлом бурового инструмента во время работы.

Обычно серьезное нарушение нормальной работы, вызванное продольными колебаниями, может проявляться как подскакивание долота на забое, что приводит к ослаблению или даже полной потере контакта между породой и калибрующей поверхностью бурового долота в течение части периода колебаний. Продольные колебания, вызывающие нарушение нормальной работы, могут происходить в других местах узла бурового инструмента. Другие режущие элементы в узле бурового инструмента также могут испытывать аналогичное воздействие. Небольшие колебания осевой нагрузки на долото могут иметь следствием снижение эффективности бурения, приводящее к снижению скорости проходки. Следовательно, существует потребность в сведении к минимуму реакции узла бурового инструмента на возбуждение продольных колебаний.

Основное нарушение нормальной работы в режиме кручения называется скачкообразным режимом, который связан, в первую очередь, с нестабильностью скорости вращения бурового долота относительно его номинального значения. Существуют другие типы нарушений нормальной работы в режиме кручения, включая вынужденные колебания большой амплитуды, которые могут вызывать отклонения частоты вращения.

Были предприняты многочисленные усилия по исследованию и/или моделированию упомянутых более сложных крутильных и продольных колебаний, некоторые из которых описаны в настоящем изобретении для пояснения преимуществ, предлагаемых технологиями в соответствии с настоящим изобретением. Например, в статье Όηΐΐ 81гшд У1Ьга1юи8 бис 1о 1п1сгтШсп1 Соп1ас1 оГ Βίΐ Тсс111. Р.К.. Ра§1ау, 1962, Тгаи8ас1юи8 оГ И1е А8МЕ Рарег Νο. 62-РеМ3 представлена ранняя работа в области продольных и крутильных колебаний. Данная работа предлагает аналитическое решение проблемы продольных колебаний. Модель рассматривает узел бурового инструмента в целом (от бурового долота до ведущей бурильной трубы). Граничным условием вблизи ведущей бурильной трубы назначено неподвижное состояние. Узел бурового инструмента разделяют на две секции: утяжеленных бурильных труб и бурильной трубы. Возбуждение продольного перемещения задано на буровом долоте. Для определения гармонической продольной силы в установившемся режиме, которая развивается на буровом долоте в результате возбуждения заданных смещений, используют частотную характеристику вынужденных колебаний. Собственные частоты системы вычисляют аналитически.

Другой ранней работой является Ьопдйиб1иа1 апб Апди1аг ОгШ-§(г1пд У1Ьгабоп8 χνίΐΐι Патршд, Ό.\ν. Пагешд, Ре1го1еит Месйашса1 Епщпееппд апб ΡίΓδΐ Ргеккиге Уе§8е1 апб Р1ршд СопГегепсе, Иа11а8, Техач 8ер1. 22-25, 1968. Авторы предложили математическую модель для исследования продольных и крутильных колебаний узлов бурового инструмента. Узел бурового инструмента в целом моделируют с использованием волновых уравнений, основанных на теории стержней. Для моделирования буровой установки использовали пружины и массы. Уравнения решаются аналитически, и модель допускает изменения диаметров труб.

Проект ИЕА Рго_)ес1: 29 был многосторонней программой, запущенной для создания моделирующих инструментальных средств для анализа колебаний узла бурового инструмента. При исследовании использовали матрицу преобразования для решения относительно устьевых условий, для данного начального смещения или начального усилия на буровом долоте. Модель узла бурового инструмента составлялась из трубчатых элементов. Программа была направлена на разработку импедансной частотнозависимой модели с массами, пружинами и демпферами с использованием методологии передаточных функций, для моделирования продольных и крутильных колебаний. Упомянутые передаточные функции описывают отношение наземного состояния к вводимому состоянию на буровом долоте. Граничные условия для продольных колебаний состояли из пружины, демпфера наверху узла бурового инструмента (для представления буровой установки) и простого продольного возбуждения на буровом долоте (либо усилия, либо смещения). Для крутильных колебаний долото моделировали как свободный конец (без жесткости между буровым долотом и породой) с демпфированием. Авторы также отметили эффект демпфирования и включили его в модель в форме постоянной, выбранной для аппроксимации эффекта демпфирования. В отчетах по проекту ИЕА Рго_)ес1: 29 сообщалось, что связь между флуктуациями давления буровым раствором и колебаниями бурильной трубы нельзя игнорировать. В данной работе указано также, что такие забойные процессы, как подскакивание долота на забое и скачкообразные движения можно наблюдать с поверхности. Хотя в проекте ИЕА Рго)ес1 29 установлено, на колебательную характеристику влияет несколько факторов, результаты исследования (т.е. модели, разработанные в процессе исследования) представляли упомянутые факторы просто включением по меньшей мере одной постоянной в модель. Например, эффекты демпфирующего воздействия бурового раствора отражались в моде

- 2 018946 лях в виде постоянной, аппроксимирующей эффекты воздействия на колебания. Результаты данной работы приведены в публикациях Соир1еб Ах1а1, Вепбшд апб Тот8юпа1 У1Ьга!юп оГ РоЕШпд Ότίΐΐ Б1ппдк, ΌΕΆ Рго|ес( 29, Рйаке III Верой, ЕК. Уапбйет, Маккасйикейк 1пк1йи1е оГ Тесйпо1оду и Тйе ЕГГес! оГ БшГасе апб Оо\упйо1е Воипбагу Сопбйюпк оп 1йе У1Ьтайоп оГ Ότίΐΐ ййпдк, Е. С1ауег е! а1., 8РЕ 20447, 1990.

Хотя разработанные методы частотного анализа позволяют легко решать задачи путем вычислений, решения можно получать, фактически, только с учетом основных факторов, влияющих на колебания, например, осевой нагрузки на буровое долото и длины бурильной колонны, и использованием аппроксимирующих постоянных для представления множества других факторов, которые влияют на опасность и режим колебаний. Хотя такие аппроксимации могут быть пригодны в простых скважинах или в совершенных скважинах, применение упомянутых аппроксимаций и моделей к реальным скважинам ограничено. Например, хотя суммарное влияние эффектов демпфирующих воздействий буровой скважины и эффектов демпфирующих воздействий бурового раствора на колебания могут быть невелики по сравнению с осевой нагрузкой на буровое долото, неточная аппроксимация упомянутых воздействий может приводить к значительным изменениям эффективности бурения.

Кроме того, при переходе от модели к реальной скважине влияние упомянутых эффектов демпфирующих воздействий сложно аппроксимировать, что делает аппроксимирующую постоянную пригодной для использования только в самых ограниченных среди реальных операций бурения. Целесообразно рассмотреть, например, операцию бурения, которая содержит отклонения траектории скважины, например, для создания резких искривлений ствола скважины или наклонно-направленного бурения. В простых вертикальных скважинах узел бурового инструмента имеет точки контакта на буровом долоте и на буровой установке (т.е. эффекты демпфирующих воздействий буровой скважины, фактически, отсутствуют). Когда траектории сложнее или модели фактического ствола скважины более реалистичны, узел бурового инструмента может контактировать с буровой скважиной во многих местах по ее длине; при этом места и характеристики контакта могут изменяться с течением времени. Упомянутые дополнительные и переменные контакты приводят к распределению дополнительных усилий, прилагаемых к узлу бурового инструмента вдоль скважины, и с течением времени. Модель, которая не учитывает эффекты демпфирующих воздействий буровой скважины, будет давать неточные прогнозы колебаний, приводящие к неудовлетворительной конструкции узла бурового инструмента и/или неэффективным операциям бурения.

С появлением более производительных компьютерных систем предпринимались различные усилия для разработки крупномасштабных моделей во временной области для узла бурового инструмента в целом, при сложных траекториях ствола скважины, с использованием способа конечных элементов для решения задач сложных взаимодействий между различными элементами узла бурового инструмента, буровым долотом и породой, бурение которой осуществляется. Такие способы описаны в документе 52821 общества инженеров-нефтянников Американского института горных инженеров и других публикациях, включая патенты США 6785641 и 7139689. Несмотря на эффективность, упомянутые способы нуждаются в достаточно подробных данных о состоянии и траектории ствола буровой скважины, свойствах горной породы и структуре забоя ствола скважины, получение которых по-прежнему является очень сложной и дорогой, если вообще решаемой, задачей. Кроме того, упомянутые способы требуют слишком большого объема вычислений, чтобы допускать быструю классификацию различных сценариев бурения для нескольких конструкций узла бурового инструмента. Кроме того, выходные данные упомянутых моделей являются сложными и трудно интерпретируемыми.

Кроме того, публикация Тйе Сепеык оГ Вйбпбисеб Тогаюпа1 ЭгШйппд УЛтайопк, ТЕ. Втей, 8РЕ 21943, 1992 предлагает временную модель крутильных колебаний, которая описывает применение двух связанных дифференциальных уравнений. Одно уравнение описывало жесткое ВНА, закрепленное на бурильной трубе, и второе уравнение описывало верхний конец узла бурового инструмента или наземную систему приводов. Затем модель решали с использованием моделирующего алгоритма Рунге-Кутта. Экспериментально получили кривые трения, связывающие вращательный момент на буровом долоте функциональной зависимостью со скоростью вращения бурового долота для острого и изношенного бурового долота с коронками, армированными поликристаллическими синтетическими алмазами. Экспериментальные наблюдения свидетельствуют, что вращательный момент на буровом долоте (т.е. тенденция к скачкообразному перемещению) был пропорционален осевой нагрузке на буровое долото для всех наблюдаемых скоростей бурового долота. Представленные модели и способы были реализованы во временной области, что требует связанной с этим вычислительной интенсивности.

Хотя к настоящему времени уже развиты технологии, связанные с моделированием крутильных и продольных колебаний, данные технологии все еще существенно ограничены в силу используемых допущений и условий. Как следует из вышеприведенного описания, ранее разработанные модели для частотной области не учитывают сложные взаимосвязи между несколькими сегментами узла бурового инструмента и стенкой ствола скважины. Кроме того, недостатком способов конечных элементов для временной области является большая сложность и стоимость вычислений, что делает их непригодными для использования в качестве стандартного инструментального средства анализа для эффективной оценки большого числа сценариев бурения. Кроме того, модели демпфирования, используемые в вышеупомяну

- 3 018946 тых способах, работающих во временной и частотной областях, являются несостоятельными, так как игнорируют или слишком упрощают взаимодействия между буровым раствором и узлом бурового инструмента. Соответственно, существует потребность в системах и способах для ослабления колебаний узла бурового инструмента, которые извлекают пользу из удобства решения моделей в частотной области (далее по тексту, частотных моделей) и эффективности использования, при этом компьютера, а также допускают анализ более реалистичных рабочих условий бурения, сложных траекторий стволов скважин (с резкими искривлениями ствола скважины или без них), демпфирующие воздействия бурового раствора, зависимости скорости от фрикционных усилий и сложных граничных условий на поверхности и торце бурового долота. Дополнительно или в качестве альтернативы, существует потребность в системах и способах оценки по меньшей мере двух конструкционных решений узла бурового инструмента для данного набора рабочих условий, для определения конструкционного решения, которое будет подвержено наименьшим нарушениям нормальной работы, вызванным крутильными и/или продольными колебаниями. Дополнительно или в качестве альтернативы, существует потребность в системах и способах оценки данного конструкционного решения узла бурового инструмента для определения или прогнозирования рабочих условий, которые могут приводить к поперечным, продольным и/или крутильным колебаниям или, в альтернативном варианте, могут иметь следствием сведение к минимуму поперечные, продольные и/или крутильные колебания.

Другая соответствующая информация представлена, по меньшей мере, в патенте США № 5313829 и в патентной публикации США № И8 2007/0289778. Кроме того, дополнительная информация также представлена в публикациях Оп11к1ппд Тогкюпа1 УФк-Шопк: Сотрапкоп ЬсЕуссп Тйеогу апй Ехрептеп! оп а Еи11-8са1е Векеагсй Огййпд В1д, С.\У. На1кеу е! а1., 8РЕ 15564, 1986; А 8шйу оЕ 81ίρ/8ΐίοΕ Мойоп а! 111е Вй, А. Ку1йпдк!ай апй С.\У. На1кеу, 8ΡΕΌΕ, Эес. 1988, р. 369-373; ПгШкйтпд 8йск-8йр ОксШайопз, В. Оа\\ъоп е! а1., 1987, 8ЕМ 8ргшд СопГегепсе. Ноик!оп, 1ип. 14-19, 1987; ЭеЮсиоп апй Мопйогшд оЕ !йе 8йр-8йск Мойоп: Пе1й Ехрептеп!к, М.-Р. ЭиГеуЗе апй Н. Неппеике, 8РЕ/1АЭС 21945, 1991; А 8шйу оГ Ехсйайоп Месйашктк апй Векопапсек 1пйисшд Войотйо1е-АккетЫу У1Ьга!юпк, А. Века1ко\\· апй М. Раупе, 8РЕ 15560, 1988; Сок! 8аушдк !йгоидй ап 1п1едга1ей Арргоасй !о ПгШкйшд У1Ьга!юп Соп!го1, Р.С. Кпеке1к, апй \У.ЕС. Кеи11)ек, 8РЕ/1АЭС 57555, 1999; 8ирргеккшд 8йск-кйр-шйисей ПгШкйтпд ОксШайопз: А Нурегк!аЬййу Арргоасй, Уап йеп 8!ееп, й., 1997, РЮ Тйекй, Ишуегкйу оГ Ттееп!е, Тйе №!йег1апйк; Н-да Соп!го1 ак Аррйей !о Тогкюпа1 ПгШкйшд Пупаткк, 8еггагепк, А.Е.А., 1997, М8с Тйек1к, Ешййоуеп ип1уегкйу оГ Тесйпо1оду, Тйе №!йег1апйк; Оп !йе ЕГГесйуе Соп!го1 оГ Тогкюпа1 У1Ьгайопк т ПпШпд 8ук!етк, Тискег, В.^., апй ^апд, С., 1999, 1оигпа1 оГ 8оипй апй У1Ьга!юп; Аррйса!юп оГ №ига1 №1\\'огкк Гог РгейюДуе Соп!го1 ш ОгШшд Пупаткк, Ό. ОакйеукЫу е! а1., 8РЕ 56442, 1999; Оеуе1ортеп1 оГ а 8шТасе ПгШкйшд У1Ьга!юп Меакигетеп! 8ук!ет, А.А. Векайоте, е! а1., 8РЕ 14327, 1985; Тогкюпа1 Векопапсе оГ Όή11 Со11агк тейй РОС Вйк ш Нагй Воск, ^аггеп, 8РЕ 49204, 1998; 8йск-кйр \УЫг1 1п!егас!юп ш Оп11к1ппд Пупаткк, В.1. йеше, е! а1., 1оигпа1 оГ У1Ьга!юп апй Асоикйск, Арг 2002, Уо1. 124, р. 209-220; Апа1ук1к оГ !йе 8йск-кйр Рйепотепоп Икшд Оо\уп1ю1е ПгШкйшд Во!а!юп Оа!а, ВоЬпе!!, Е.^., Ноой, ЕА., Не1к1д, С., апй Масрйегкоп, ΕΌ., 8РЕ/1АЭС 52821; Тйе ЕГес!к оГ Сиак1-йапйот Όή11 Вй У1Ьгайопк ироп ПгШкйшд Оупатк Вейауюг, 8каидеп, Е., 1987, 8РЕ 16660; Ап Апа1уйса1 8!ийу оГ Όή11 81ппд УШгайопк, Й1, С., 1987, 8РЕ 15975; Ма!йетайса1 Лпайкй оГ !йе ЕГГес! оГ а 8йоск 8иЬ оп !йе Еопдйий1па1 У1Ьга!юп8 оГ ап ОПхусП Όή11 8!гтд, Кге1к1е, Й.Е., апй Уапсе, ЕМ., 1970, 8РЕ 2778; Оо^пйо1е У1Ьга!юп Мопйогшд & Соп!го1 8ук!ет Сиаг1ег1у Тесйп1са1 Верой #2, М.Е. СоЬегп, е! а1., 2003, ЭОЕ Атеагй ЫитЬег: ПЕ-ЕС26-02ЫТ41664, АР8 Тесйпо1оду 1пс. и Арр1ка!юп оГ Н1дй 8атрйпд Ва!е Оо^пйо1е Меакигетеп!к Гог Апа1ук1к апй Сиге оГ 8йск-8йр ш ПпШпд, О.В. Рауопе апй ЕР. Пекр1ап8, 1994, 8РЕ 28324.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение предлагает системы и способы для ослабления колебаний узла бурового инструмента, которые могут возникать во время операций бурения. Способ можно выполнять во время операций разработки и/или планирования или во время исполнения операций бурения. Далее, для ознакомления, кратко изложены примерные неограничивающие системы и способы. Примерные способы ослабления колебаний узла бурового инструмента содержат следующие этапы:

1) получение данных, относящихся к множеству параметров режима бурения, связанных по меньшей мере с одной операцией бурения;

2) использование по меньшей мере одной частотной модели для преобразования полученных данных о параметрах режима бурения по меньшей мере в один показатель колебательности, характеризующий реакцию на возбуждение по меньшей мере одного узла бурового инструмента;

3) использование по меньшей мере одного изменения показателей колебательности для определения по меньшей мере одного параметра режима бурения, для ослабления колебаний узла бурового инструмента;

4) корректировка по меньшей мере одного параметра режима бурения, по меньшей мере частично, на основании по меньшей мере одного из по меньшей мере одного показателя колебательности и определенного по меньшей мере одного изменения параметров режима бурения.

В приведенных способах по меньшей мере одна из частотных моделей приспособлена для содержания по меньшей мере одной зависимости демпфирования от скорости. Полученные данные могут содер

- 4 018946 жать данные, относящиеся к конфигурациям и возможным вариантам конструкций узла бурового инструмента. Дополнительно или в качестве альтернативы, полученные данные могут содержать параметры операций бурения, например диапазоны подходящих рабочих условий бурения.

Как изложено выше, способы, описанные в настоящем изобретении, могут быть приспособлены для использования при разработке узла бурового инструмента для использования в операции бурения. Примерные способы разработки узла бурового инструмента могут содержать следующие этапы:

1) получение параметров операции бурения;

2) получение данных по меньшей мере одной возможной конструкции узла бурового инструмента;

3) использование по меньшей мере одной частотной модели для преобразования полученных параметров операций бурения и полученных данных узла бурового инструмента по меньшей мере в один показатель колебательности, характеризующий реакцию на возбуждение по меньшей мере одной возможной конструкции узла бурового инструмента;

4) использование по меньшей мере одного показателя колебательности для оценки пригодности по меньшей мере одной возможной конструкции узла бурового инструмента для операции бурения;

5) выбор предпочтительной конструкции узла бурового инструмента, по меньшей мере частично, на основании по меньшей мере одного показателя колебательности по меньшей мере одной возможной конструкции узла бурового инструмента.

В данном случае также по меньшей мере одна из частотных моделей приспособлена для содержания по меньшей мере одной зависимости демпфирования от скорости.

В продолжение описания способов, предлагаемых в настоящем изобретении, способы можно приспособить для использования при планировании и/или проведении операций бурения. Примерные способы бурения ствола скважины могут содержать следующие этапы:

1) получение параметров операции бурения;

2) получение данных узла бурового инструмента, относящихся к конструкции узла бурового инструмента, подлежащего использованию в операции бурения;

3) использование по меньшей мере одной частотной модели для преобразования полученных параметров операций бурения и полученных данных об узле бурового инструмента по меньшей мере в один показатель колебательности, характеризующий реакцию на возбуждение конструкции узла бурового инструмента в диапазоне доступных рабочих условий бурения;

4) определение предпочтительных рабочих условий бурения для ослабления колебаний, по меньшей мере частично, на основании по меньшей мере одного из показателей колебательности;

5) бурение ствола скважины с использованием узла бурового инструмента, с одновременным контролем, рабочих условий бурения;

6) коррекция операций бурения для обеспечения рабочих условий бурения, по меньшей мере, по существу, в пределах диапазона предпочтительных рабочих условий бурения.

Как пояснялось выше, по меньшей мере одна из частотных моделей приспособлена для содержания по меньшей мере одной зависимости демпфирования от скорости.

Настоящее изобретение дополнительно предлагает узел бурового инструмента для использования в операции бурения. Узел бурового инструмента содержит по меньшей мере один скважинный компонент, выбранный для обеспечения предпочтительного показателя колебательности узла бурового инструмента. Показатель колебательности характеризует реакцию на возбуждение по меньшей мере одного трубчатого элемента, по меньшей мере частично, на основании параметров операций бурения и данных узла бурового инструмента. Показатель колебательности узла бурового инструмента определяют с использованием по меньшей мере одной частотной модели. По меньшей мере одна частотная модель содержит зависимость демпфирования от скорости.

Краткое описание чертежей

Вышеописанные и другие преимущества настоящего метода могут стать очевидными после прочтения нижеследующего подробного описания, приведенного со ссылкой на чертежи, на которых изображено следующее:

фиг. 1 - блок-схема последовательности операций способов в соответствии с настоящим изобрете нием;

фиг. 2 - блок-схема последовательности операций способов в соответствии с настоящим изобретением;

фиг. 3 - блок-схема последовательности операций способов в соответствии настоящим изобретением;

фиг. 4 - схематический вид систем для использования в настоящих способах;

фиг. 5 - схематическая иллюстрация операции бурения;

фиг. 6 - схематический вид трубчатого элемента, например узла бурового инструмента в ненапря женном состоянии и в растянутом и скрученном состояниях;

фиг. 7 - схематический вид поперечного смещения узла бурового инструмента в стволе скважины;

фиг. 8 - схематический вид узла бурового инструмента в стволе скважины с указанием точки контакта со стволом скважины и усилий со стороны ствола скважины в локальной нормальной плоскости;

- 5 018946 фиг. 9а - схематический вид буровой установки в виде демпфированной системы с массой и пружиной;

фиг. 9Ь - силовая схема свободного тела с массой талевого блока и глухим концом для квазистатического базового решения;

фиг. 9с - силовая схема свободного тела для динамической характеристики системы при возмущениях относительно базовой линии;

фиг. 10 - комбинированный график показателей рабочих характеристик;

фиг. 11 - окно ввода данных, в которое можно вводить данные, относящиеся к операции бурения;

фиг. 12 - окно ввода данных, в которое можно вводить данные, относящиеся к операции бурения, и конструктивные параметры;

фиг. 13 - вид снимка экрана, обеспечивающего базовые решения, содержащие результаты по продольным и крутильным колебаниям в виде функции расстояния до бурового долота при данном сочетании нагрузки на долото и скорости его вращения;

фиг. 14 - вид формы собственных продольных мод колебаний для второй гармоники в виде функции скорости вращения и расстояния от бурового долота для двух конструкций узла бурового инструмента;

фиг. 15 - вид крутильной податливости на буровом долоте для двух конструкций узла бурового инструмента в пределах диапазона частот;

фиг. 16 - вид диаграмм ступенчатого движения для четырех конструкций узла бурового инструмента;

фиг. 17 - диаграмма в изолиниях примерного показателя колебательности в продольном направлении.

Подробное описание

В нижеприведенном подробном описании конкретные аспекты и признаки настоящего изобретения описаны в связи с несколькими вариантами осуществлениями. Однако в той степени, в которой нижеследующее описание является характерным для конкретного варианта осуществления или конкретного применения настоящих методов, предполагается, что данное описание является всего лишь наглядным и обеспечивает просто суммарное описание примерных вариантов осуществления. Кроме того, в том случае, если конкретный аспект или признак описан в связи с конкретным вариантом осуществления, данные аспекты и признаки могут быть обнаружены и/или реализованы в других вариантах осуществления настоящего изобретения, когда уместно. Соответственно, настоящее изобретение не ограничено нижеописанными конкретными вариантами осуществления, а, напротив, настоящее изобретение содержит все альтернативные решения, модификации и эквиваленты, не выходящие за пределы объема прилагаемых пунктов формулы изобретения.

Полезную информацию о колебательных характеристиках конструкции узла бурового инструмента в конкретных рабочих условиях можно получать посредством моделирования в частотной области реакции узла бурового инструмента на возбуждения. Настоящие способы моделирования в частотной области приспособлены для обеспечения более высокой робастности, чем традиционные способы, посредством включения по меньшей мере одного дополнительного фактора, который влияет на колебания узла бурового инструмента в частотную модель, при этом упомянутые дополнительные факторы включаются в виде функций других параметров или условий, а не простых постоянных в частотной области. Например, эффекты демпфирующих воздействий буровой скважины и эффекты демпфирующих воздействий бурового раствора содержатся в виде линейных частотных функций, зависящих по меньшей мере от одного параметра режима бурения. Возможность удобного решения и простота вычислений настоящих способов обеспечиваются применением робастной базовой модели, используемой для определения базового решения или базового состояния узла бурового инструмента, в котором отсутствуют колебания. Линейные частотные функции также разработаны на основе базовой модели. Линеаризация движения относительно базового решения допускает независимый линейный гармонический анализ собственных состояний на каждой частоте колебаний и использование суперпозиции для анализа динамики движения в целом.

Хотя базовые решения и линейные частотные функции известны специалистам в данной области техники, выбор конкретных входных и выходных данных для базовой модели, а также выбор граничных условий могут сильно повлиять на надежность и точность базового решения, а также линейных частотных функций, вычислений и основанных на них показателей. Например, базовые модели для продольной и крутильных мод могут быть разработаны путем учета любого числа физических взаимодействий и взаимосвязей во время операций бурения. Однако модель, которая слишком упрощает взаимодействия и взаимосвязи, не будет давать точные и/или надежные результаты. Базовые модели, представленные в настоящем изобретении, используют модели узла бурового инструмента, которые обеспечивают более робастную и надежную модель, которая требует и/или допускает получение систем, способов и результатов, которые отличаются от ранее известных или доступных специалистам в данной области техники.

Технология в соответствии с настоящим изобретением вырабатывает и использует показатели колебательности для косвенного представления общей колебательной характеристики узла бурового инст

- 6 018946 румента. Показатели колебательности выводятся из базового решения, собственных частот и линейных частотных функций, созданных на основе базовых моделей. Показатели колебательности характеризуют реакцию на возбуждение узла бурового инструмента и определяются с использованием по меньшей мере одной частотной модели. Входными данными для частотных моделей могут быть различные параметры режима бурения, в зависимости от определяемого показателя и применяемых моделей. Параметры режима бурения, которые можно использовать в качестве входных данных, содержат данные, относящиеся к самому узлу бурового инструмента, например возможных вариантах конфигурации узла, и данные, относящиеся к операциям бурения, например параметры операций бурения или рабочие условия бурения. Как пояснялось выше, узел бурового инструмента может содержать множество разнообразных составных частей, расположенных множеством различных способов, которые представляют многочисленные возможные варианты конфигураций. Данные узла бурового инструмента, которые можно использовать в качестве входных данных, могут быть данными, относящимися к существующему узлу бурового инструмента до или после применения в операции бурения, и/или данными, относящимися по меньшей мере к одной предлагаемой конструкции узла бурового инструмента, которую можно выбрать для использования в операции бурения. Данные, относящиеся к операциям бурения, могут содержать конкретные данные, относящиеся к рабочим условиям (рабочим условиям бурения), и/или могут содержать параметры операций бурения, которые являются диапазонами доступных условий по меньшей мере для одного переменного параметра операции бурения, например осевой нагрузки на буровое долото, скорости вращения и т.д. Переменный параметр операции является элементом операции, который является до некоторой степени подконтрольным оператору. Способы и системы в соответствии с настоящим изобретением могут получать входные данные, например, для использования в частотных моделях, из плана бурения. Для целей настоящего изобретения план бурения означает совокупность данных, относящихся к оборудованию и способам, подлежащим использованию в операции бурения или на конкретной стадии операции бурения. Аналогично, использование настоящих систем и способов может помочь при разработке плана бурения на операцию бурения или стадию операции бурения.

В общем, показатель колебательности связан с конкретным набором параметров режима бурения и может быть любой величиной, которая вычисляется на основании по меньшей мере одного из соответствующих базового состояния, собственных частот и линейных частотных функций. Функциональную зависимость для данного показателя выбирают так, чтобы вычисленный показатель соответствовал по меньшей мере одному аспекту: колебательной способности узла бурового инструмента для упомянутых рабочих условий. Ниже приведено более подробное описание примеров репрезентативных показателей колебательности.

Как пояснялось выше, технологии в соответствии с настоящим изобретением предоставляют возможность робастного моделирования колебательных реакций узла бурового инструмента на возбуждения. Моделирование полагается более робастным потому, что модель приспособлена для более детального или точного включения факторов, ранее не учитывавшихся или представлявшихся простыми постоянными величинами, при сохранении удобства решения и эффективности использования компьютера. Примерные факторы, которые можно включать в настоящие частотные модели, содержат зависимости демпфирования от скорости, влияние сложных траекторий буровых скважин и воздействие бурильных замков. В некоторых исполнениях факторы, имеющие отношение к колебаниям, можно включать в частотные модели в виде по меньшей мере одной линейной частотной функции, которая в некоторых исполнениях может входить в виде кусочно-линейной функции распространения волн.

На фиг. 1 представлена блок-схема последовательности операций способов в соответствии с настоящим изобретением. В частности, на фиг. 1 представлен пример способов 100 для ослабления колебаний узла бурового инструмента с использованием по меньшей мере одного показателя колебательности. Способы можно выполнять перед операцией бурения для прогнозирования колебательной характеристики и для информирования о конструкции узла бурового инструмента и/или планировании операций бурения. Дополнительно или в качестве альтернативы, способы можно выполнять во время операций бурения для определения показателя колебательной характеристики и содействия ослаблению колебаний во время операций бурения.

Способы 100 ослабления колебаний начинаются с этапа 102 получения параметров режима бурения, связанных по меньшей мере с одной операцией бурения. Как поясняется выше, полученные параметры режима бурения могут содержать данные 104 узла бурового инструмента и/или параметры 106 операций бурения. Данные, собранные или полученные при получении параметров режима бурения, могут зависеть от обстановки, в которой применяются настоящие системы и способы. Например, в среде проектирования полученные параметры режима бурения могут содержать данные по меньшей мере одной конструкции узла бурового инструмента или одного узла бурового инструмента, которые предложены для применения при выполнении операции бурения. Аналогично, полученные параметры режима бурения могут содержать параметры операций бурения, связанные с множеством предлагаемых планов бурения, которые могут содержать множество планов бурения для каждого из множества предложенных узлов бурового инструмента. В альтернативном варианте, в обстановке выполнения полевых работ полученные параметры режима бурения могут быть ограничены данными 104 об узле бурового инструмента,

- 7 018946 относящимися к ограниченному набору узла бурового инструмента и/или ограниченному набору параметров операций бурения, например могут быть ограничены оборудованием на месте установки буровой. Кроме того, в обстановке выполнения полевых работ параметры режима бурения, полученные на этапе 102, могут содержать измеренные или контролируемые данные, относящиеся к выполняемым операциям бурения. Как будет показано в настоящем изобретении, различные типы параметров режима бурения можно использовать как входные данные различными способами в системах и способах, описанных в настоящем изобретении.

На фиг. 1 дополнительно показано, что настоящие способы содержат использование по меньшей мере одной частотной модели для получения по меньшей мере одного показателя колебательности на этапе 108. В частности, частотные модели настоящих систем и способов приспособлены для преобразования полученных данных о параметрах режима бурения по меньшей мере в один показатель колебательности, при этом показатели характеризуют реакцию на возбуждение по меньшей мере одного узла бурового инструмента. Соответственно, частотные модели используют данные параметров режима бурения, относящиеся к множеству физических объектов и операций, и преобразуют данные параметров режима бурения в показатели колебательности, представляющие и характеризующие другие физические события, в частности реакцию узла бурового инструмента на возбуждения. Ниже, примеры подходящих частотных моделей описаны более подробно вместе с примерными уравнениями, матрицами и т.п. Кроме того, ниже приведено подробное описание показателей колебательности.

Узел бурового инструмента может реагировать на возбуждения различным образом, в зависимости от типа возбуждения, прикладываемого к узлу бурового инструмента. Системы и способы в соответствии с настоящим изобретением относятся, в первую очередь, к крутильным и/или продольным колебаниям в ответ на возбуждения, но могут быть также распространены на другие формы колебаний, например поперечные колебания. Настоящее описание раскрывает примеры показателей колебательности, которые наиболее пригодны для колебаний, которые являются в основном продольными колебаниями, и показатели колебательности, которые наиболее пригодны для колебаний, которые являются в основном крутильными колебаниями. Кроме того, настоящее описание обеспечивает примеры способов для объединения по меньшей мере двух таких показателей, которые могут служить для описания характерных признаков реакций на возбуждение, которые нельзя охарактеризовать как в основном крутильные или продольные. Следует понимать, что колебания узла бурового инструмента редко будут ограничены единственной модой колебаний. Соответственно, пользователь может выбрать использование показателя колебательности, приспособленного для реакции на возбуждение, которая является в основном продольными колебаниями (или крутильными колебаниями), когда параметры режима бурения предполагают, что либо одни, либо другие будут господствующими или большей значимости. Дополнительно или в качестве альтернативы, пользователь может выбрать использование нескольких показателей колебательности одновременно или объединение показателей в комплексный показатель. Например, несколько показателей колебательности можно изобразить графически, например, посредством наложения показателей. Дополнительно или в качестве альтернативы, комплексный показатель можно вывести математически, как подробно поясняется ниже.

Как показано на фиг. 1, реализации настоящих систем и способов содержат частотные модели 106, которые содержат или приспособлены для содержания по меньшей мере одной зависимости демпфирования от скорости, 110, чтобы функционально включать в частотные модели действие по меньшей мере одного фактора, который влияет на реакцию узла бурового инструмента на возбуждение во время операций бурения. Независимо от воздействия или фактора, включаемого в частотные модели посредством зависимости демпфирования от скорости, общая идея состоит в том, что включение функциональной зависимости от скорости вращения узла бурового инструмента обеспечивает большую робастность и большую точность настоящих способов и систем. Кроме того, включение зависимостей демпфирования от скорости более точно отражает запасы по колебательным характеристикам. Как будет понятно из дальнейшего описания, более подробного в техническом отношении, при определении колебательной характеристики традиционными способами, преобладающими обычно полагают такие факторы, как осевая нагрузка на буровое долото, конфигурации бурового долота и скорость вращения, при этом факторы демпфирования отмечают, но учитывают недостаточно из-за сложности моделирования зависимостей и физических действий, вовлеченных в факторы демпфирования. Настоящее изобретение обеспечивает системы и способы, приспособленные для создания возможности функционального включения факторов демпфирования в частотные модели. Соответственно, колебательную характеристику можно охарактеризовать точнее, и параметры режима бурения можно корректировать активнее для увеличения как скорости проходки, так и периода эксплуатации узла бурового инструмента.

На фиг. 1 показаны примерные воздействия, которые можно ввести в зависимость(и) демпфирования от скорости, например воздействия 112 буровой скважины и воздействия 114 бурового раствора. Буровая скважина и, в частности, стенка ствола скважины могут оказывать влияние на реакцию на возбуждение узла бурового инструмента различным образом. Например, в одном случае действие трения в буровой скважине может демпфировать реакцию на возбуждение вследствие контакта между узлом бурового инструмента и стенкой ствола скважины. Аналогично, буровой раствор может влиять на реакцию на

- 8 018946 возбуждение демпфированием реакции на возбуждение. Примерные воздействия бурового раствора могут содержать эффекты вязкости бурового раствора и эффекты инерции бурового раствора. Эффект вязкости бурового раствора можно интерпретировать как влияние взаимодействия между буровым раствором и узлом бурового инструмента. Например, узел бурового инструмента будет сильнее реагировать на возбуждение в менее вязком буровом растворе. Эффекты инерции бурового раствора можно интерпретировать как сопротивление бурового раствора изменению направления (в случае его движения) или положения (в случае покоя). Например, реакция на возбуждение и взаимодействие между буровым раствором и узлом бурового инструмента могут обеспечить, чтобы по меньшей мере какая-то часть бурового раствора реагировала подобно узлу бурового инструмента. Эффекты инерции бурового раствора могут ограничивать реакцию бурового раствора и, тем самым, демпфировать реакцию на возбуждение узла бурового инструмента. Влияния буровой скважины и бурового раствора на колебания и на модели, описывающие колебания, описаны ниже более подробно, с приведением уравнений и примеров того, каким образом упомянутые воздействия включают в частотные модели посредством зависимости(ей) демпфирования от скорости. Следует отметить, что, как выяснилось, по меньшей мере два из упомянутых демпфирующих воздействий характеризуются противоположными зависимостями от скорости. Вследствие выраженной зависимости каждого от упомянутых воздействий от скорости, некоторые реализации можно сделать более полезными включением отдельной функции каждого воздействия, вместо затрат усилий на объединение упомянутых воздействий.

Как упоминалось выше, частотные модели, включающие в себя по меньшей мере одну зависимость демпфирования от скорости, служат для получения по меньшей мере одного показателя колебательности и могут применяться при выборе и/или корректировке параметров режима бурения. Кроме того, по меньшей мере одна частотная модель настоящих способов может быть приспособлена для включения других зависимостей или эффектов в модель колебательной характеристики. Например, частотную(ные) модель(и) можно приспособить для вмещения эффектов, связанных со сложной траекторией ствола скважины, что можно интерпретировать как содержание любой траектории, которая не является простой вертикальной траекторией, например стволов скважин, содержащих участки набора кривизны, горизонтальные участки, наклонные участки, наклонно-направленные участки или другие траектории. В зависимости от факторов или воздействий, которые введены в частотную(ые) модель(и), может изменяться характер получаемых параметров режима бурения. Например, полученные параметры режима бурения могут содержать данные, связанные с планируемыми или существующими траекториями стволов скважин. Хотя траектория ствола скважины может быть адекватной условиям моделирования или определения характеристик множества различных реакций на возбуждение, сложная траектория ствола скважины может оказывать большее влияние на продольные колебания. Соответственно, некоторые реализации настоящих способов можно приспособить для получения данных о параметрах режима бурения, связанных с траекторией ствола скважины, чтобы использовать частотную модель, зависящую от траектории ствола скважины и чтобы получать или формировать по меньшей мере один показатель колебательности, характеризующий динамическую продольную реакцию узла бурового инструмента.

В другом примере воздействий, которые можно вводить в частотную(ые) модель(и) настоящих способов, по меньшей мере одна частотная модель может быть приспособлена для включения в нее воздействия бурильных замков, что, по существу, является, эффектом воздействия узла бурового инструмента с неравномерным поперечным сечением. Воздействие бурильных замков описано ниже более подробно, вместе со способами включения воздействия бурильных замков в частотную модель.

Как изложено выше, частотную(ые) модель(и) используют для формирования по меньшей мере одного показателя колебательности. В некоторых реализациях, как будет более понятно из приведенных ниже примеров, показатели колебательности могут быть, по меньшей мере частично, основаны на частотных моделях, например могут рассчитываться с использованием решений одних только частотных моделей или в сочетании с дополнительными данными. Например, показатель колебательности может быть в функциональной зависимости по меньшей мере от одного параметра режима бурения. Примерные параметры режима бурения, от которых может зависеть по меньшей мере один показатель колебательности, содержат глубину бурового долота, частоту вращения (бурового долота и/или узла бурового инструмента), скорость насоса бурового раствора, вязкость бурового раствора, осевую нагрузку на буровое долото, расход бурового раствора, скорость проходки, удельное потребление механической энергии и т.п. Характер зависимости показателя колебательности по меньшей мере от одного из упомянутых параметров режима бурения будет зависеть от характера показателя колебательности и типа реакции на возбуждение, характеристики которой определяют. Как будет понятно из дальнейшего, более подробного в техническом отношении описания конкретных примеров, для вычисления показателя колебательности можно использовать различные зависимости, соответственно физическим процессам, оказывающим, как полагают, влияние на колебания. На основе примерных показателей колебательности, описанных в настоящем изобретении, можно вывести и применить дополнительные и/или альтернативные показатели колебательности, имеющие функциональную зависимость от тех же самых или отличающихся параметров режима бурения.

- 9 018946

Системы и способы, описанные в настоящем изобретении, относятся к ослаблению колебаний в узлах бурового инструмента путем использования по меньшей мере одного показателя колебательности. Как поясняется в настоящем изобретении, показатели можно выводить в абсолютном исчислении или для применения при сравнении различающихся наборов параметров режимов бурения. В одном примере абсолютного подхода некоторые реализации могут конкретно учитывать показатели колебательности узла(ов) бурового инструмента в условиях работы на их резонансной частоте.

Как показано на фиг. 1, способы в соответствии с настоящим изобретением содержат использование показателя(лей) колебательности для определения по меньшей мере одного изменения параметров режима бурения, которое можно реализовать для ослабления колебаний узла бурового инструмента, как показано на этапе 116. Как подробнее поясняется ниже, настоящие системы и способы включают в себя вывод и использование нескольких показателей колебательности. Способ, каким используют по меньшей мере один показатель колебательности, может изменяться в зависимости от характера показателей колебательности. Например, некоторые из показателей колебательности, описанные в настоящем изобретении, оптимально представляются графически, а другие удобнее представлять численными методами. В некоторых реализациях показатели колебательности можно вычислять по всему диапазону значений по меньшей мере для одного параметра режима бурения, и использование параметров может содержать идентификацию сочетания значений параметров, которые обеспечивают, в результате, наименьшие колебания, максимальную скорость проходки или оптимизацию какой-то другой задачи. Для большинства реализаций задача при использовании показателей колебательности будет состоять в минимизации колебаний посредством определения предпочтительных параметров режима бурения в диапазоне подходящих параметров режима бурения. Хотя возможен учет нескольких показателей и параметров режима бурения, некоторые реализации могут содержать использование одного показателя колебательности, и определение изменения параметров режима бурения может содержать всего лишь идентификацию состояния параметров режима бурения, соответствующую наименьшему (или наибольшему) значению показателя колебательности.

На фиг. 1 дополнительно показано, что способы 100 ослабления колебаний содержат корректировку по меньшей мере одного параметра режима бурения, по меньшей мере частично, на основании по меньшей мере одного из по меньшей мере одного показателя колебательности и определенного по меньшей мере одного изменения параметров режима бурения, как показано на этапе 118. Способы, описанные в настоящем изобретении, содержат осуществление или обеспечение некоторого изменения по меньшей мере одного параметра режима бурения, например рабочие условия, или варианта конфигурации узла бурового инструмента, чтобы ослабить колебание узла бурового инструмента. Соответственно, можно видеть, что настоящий способ содержит получение данных, относящихся к физическим условиям, преобразование упомянутых данных для представления физических процессов, в частности колебаний, и использования преобразованных данных для изменения физических условий, в частности по меньшей мере одного параметра режима бурения, чтобы изменить и усовершенствовать физические процессы.

В зависимости от окружающей среды, в которой используют настоящие системы и способы, корректировка по меньшей мере одного параметра режима бурения может быть основана на показателе(лях) колебательности и/или на полученном определением или идентифицированном изменении параметра режима бурения. Например, при полевых работах определенное изменение можно отображать для оператора вместе с базовым показателем колебательности, используемым для определения изменения, или без упомянутого показателя. Независимо от того, отображается ли показатель колебательности для оператора в полевых условиях, полученное определением изменение также можно представлять, и оператор может принимать меры для корректировки условий бурения на основании одного лишь отображаемого изменения. Кроме того или в качестве альтернативы, оператор или другое лицо в полевых условиях может учитывать как показатели колебательности, так и идентифицированное изменение параметра режима бурения. Кроме того, в некоторых реализациях, способы, описанные в настоящем изобретении, могут итеративно применяться в компьютерных системах для оценки нескольких сочетаний конфигураций узлов бурового инструмента и параметров операций бурения. Итеративный процесс может использовать частотные модели, чтобы формировать множество показателей колебательности для сочетаний узлов бурового инструмента и параметров операций бурения. Компьютерная система может быть приспособлена для определения сочетания конфигураций узлов бурового инструмента и параметров операций бурения и рабочих условий бурения, которые обеспечивают, в результате, минимальный(ые) показатель или показатели колебательности. В некоторых реализациях упомянутая идентификация может отображаться или распечатываться для использования оператором при корректировке параметра режима бурения. Кроме того или в качестве альтернативы, например, когда идентифицированное изменение параметра режима бурения является просто изменением рабочих условий, компьютерная система может быть приспособлена для изменения параметра режима бурения без вмешательства пользователя, например, посредством корректировки скорости вращения, частоты вращения электродвигателя насоса и т.д.

В зависимости от способа или окружающей среды, которым (в которой) используют настоящие системы и способы, способ корректировки параметра режима бурения может изменяться. При использовании для разработки узлов бурового инструмента и/или составления планов бурения корректировку

- 10 018946 можно реализовать выбором подходящего узла бурового инструмента и/или разработкой плана бурения для обеспечения определенных рабочих условий бурения. Когда настоящие системы и способы применяют в полевых условиях, например во время выполнения операций бурения, корректировка может быть ограничена корректировкой рабочих условий бурения, по существу, в реальном времени, например, изменением по меньшей мере одного из скорости вращения, скорости насоса бурового раствора, вязкости бурового раствора, расхода бурового раствора, осевой нагрузки на буровое долото и т.п. Кроме того или в качестве альтернативы, коррекция может содержать разработку планов для предстоящей стадии выполняемой операции бурения, что может больше напоминать ранее описанную фазу разработки. Бурение ствола скважины часто содержит использование нескольких стадий бурения, и каждую стадию можно проводить несколько иначе, например посредством смены буровых долот, изменения осевой нагрузки на буровое долото, свойств бурового раствора и т.п. Настоящие способы и системы можно реализовать так, чтобы корректировать по меньшей мере один параметр режима бурения во время операции бурения, но не обязательно, по существу, в реальном времени.

Хотя на фиг. 1 явно не показано, следует понимать, что способы, описанные в настоящем изобретении, можно расширить дополнением этапа бурения ствола скважины и сбора данных, относящихся к рабочим условиях бурения, одновременно с бурением. Кроме того, следует понимать, что способы, описанные в связи с фиг. 1, можно расширить дополнением этапа бурения ствола скважины для использования в процессе операций добычи углеводородов, например операций, связанных с добычей углеводородов через ствол скважины (например, добычи и/или закачивании), или в других областях применения, например при геотермальном применении, применении для закачивания воды, применении для закачивания сточных вод и/или применении для изоляции выходов пластов угля.

На фиг. 2 представлена другая схема последовательности операций способов в соответствии с настоящим изобретением. На фиг. 2 представлена схема последовательности операций для пояснения способов 200 выбора предпочтительной конструкции узла бурового инструмента. При рассмотрении можно заметить элементы сходства между фиг. 1 и 2. Соответственно, вышеприведенное описание, относящееся к различным элементам и компонентам способов 100, показанным на фиг. 1, непосредственно применимо к способам 200, показанным на фиг. 2. В сущности, блок-схема последовательности операций способов 100 дает представление о способах ослабления колебаний, которые можно применять на различных стадиях процесса разведки и разработки, включая стадии проектирования и планирования и стадии эксплуатации. Способы 200, представленные на фиг. 2, являются специальным применением способов к аспектам разработки и планирования процесса разведки и разработки, например к стадиям, на которых пользователи могут рассматривать множество конструкций узлов бурового инструмента и выбирать компоненты для узла бурового инструмента, чтобы ослаблять их колебания в предполагаемых рабочих условиях. Для краткости, полное вышеприведенное описание далее не будет повторяться для каждого этапа. Однако для облегчения экстраполяции вышеприведенного описания на блок-схеме последовательности операций, показанной на фиг. 2, будут применяться одинаковые позиции.

Соответственно, со ссылкой на фиг. 2 и с продолжением ссылок на фиг. 1 поясняются способы разработки узла бурового инструмента для применения при выполнении операции бурения, а именно способы 200. Сначала, способы 200, показанные на фиг. 2, содержат получение параметров операций бурения на этапе 206 и получение данных по меньшей мере одной возможной конструкции узла бурового инструмента на этапе 204. В частности, получаемые параметры операций бурения связаны с операцией бурения и могут быть ограничены особенностями скважины, горной породой, пластовым резервуаром и/или данными о прошлых операциях бурения. Например, диапазон рабочих условий, содержащихся в параметрах операций бурения, может допускать меньшее изменение, чем в способах 100, показанных на фиг. 1.

Способы 200 проектирования, показанные на фиг. 2, продолжаются подобно способам, описанным выше в связи с фиг. 1. В частности, способы используют по меньшей мере одну частотную модель для преобразования полученных параметров операций бурения и полученных данных об узлах бурового инструмента по меньшей мере в один показатель колебательности, приспособленный для характеристики реакции на возбуждение по меньшей мере одной конструкции узла бурового инструмента, на этапе 208. Как изложено выше, частотная(ые) модель(и) может содержать зависимость демпфирования от скорости (позиция 210), которая может содержать по меньшей мере один фактор, который оказывает влияние на зависимости демпфирования, например эффекты 214 воздействия бурового раствора и эффекты 212 воздействия ствола скважины, которые могут быть включены вместе с их отдельными зависимостями от скорости. Кроме того, частотные модели, зависимости демпфирования от времени и показатели колебательности могут быть подобными описанным выше в связи с фиг. 1.

На фиг. 2 показано, что показатели колебательности можно использовать для оценки пригодности по меньшей мере одной возможной конструкции узла бурового инструмента для операции бурения на этапе 216. Как показано, способы 200 проектирования предназначены для проектирования узла бурового инструмента для данной операции бурения или стадии операции бурения таким образом, что конфигурацию узла бурового инструмента можно изменять между стадиями. Как подсказывает применение аналогичной позиции, использование показателей колебательности для оценки конструкций узла бурового

- 11 018946 инструмента аналогично этапу на фиг. 1 идентификации изменений параметров режима бурения для ослабления колебаний при бурении. Аналогично, использование показателей колебательности для оценки конструкций узла бурового инструмента приспособлено для определения конструкции узла бурового инструмента, предположительно ослабляющей колебания или обеспечивающей, в результате, предпочтительную колебательную характеристику во время операций бурения. Хотя показатели колебательности можно вычислять как абсолютные значения, сравнение между собой нескольких конструкций узла бурового инструмента приводит к относительным показателям колебательности, примеры которых приведены ниже.

На фиг. 2 дополнительно показано, что способы проектирования завершаются выбором предпочтительной конструкции узла бурового инструмента на этапе 218. Выбор предпочтительной конструкции узла бурового инструмента является примером корректировки параметров режимов бурения для ослабления колебаний, как изложено выше. Выбор можно производить, по меньшей мере частично, на основании по меньшей мере одного из показателей колебательности. Другие факторы, которые можно учитывать, содержат скорость проходки, достигаемую при минимизации колебаний, затраты, связанные с работами по минимизации колебаний, и т.п. Как показано, способы 200 проектирования узла бурового инструмента могут содержать любой из дополнительных признаков и аспектов, описанных выше в связи с фиг. 1, и могут содержать технические признаки, модели, уравнения, показатели и т.п., подробно описанные ниже на примерах.

Способы 200 проектирования можно реализовать до выполнения бурения ствола скважины или в любой момент во время операции бурения, например до возможности изменения конструкции узла бурового инструмента (например, перед заменой бурового долота). Кроме того, как можно заключить, способы 200 проектирования узла бурового инструмента можно расширить включением в них разработки плана бурения с использованием показателей колебательности. Например, полученные параметры операций бурения могут содержать данные, относящиеся к диапазонам подходящих рабочих условий бурения. Параметры операций бурения можно использовать для определения предпочтительной конструкции узла бурового инструмента, которую после этого можно использовать вместе с частотными моделями и/или показателями колебательности для определения рабочих условий бурения, приспособленных для ослабления колебаний. Затем можно разработать план бурения, по меньшей мере частично, на основании определенных или найденных определением рабочих условий бурения. Другие факторы, которые можно учитывать, содержат стоимость, риск и т.п. В некоторых реализациях этапы выбора предпочтительной конструкции узла бурового инструмента и разработки плана бурения можно выполнять итеративно или рекурсивно для оптимизации плана бурения и/или конструкции узла бурового инструмента.

Хотя способы, показанные на фиг. 2, предназначены для разработки узла бурового инструмента для ослабления колебаний во время операций бурения, настоящее изобретение не предлагает никаких новых или оригинальных скважинных оборудования, инструмента или компонентов. Вместо этого настоящее изобретение обеспечивает узлы бурового инструмента или комбинации скважинных оборудования, инструмента или компонентов, приспособленных для ослабления колебаний посредством выбора и создания конфигурации различных скважинных компонентов, которые входят в состав узла бурового инструмента. Как изложено выше, узел бурового инструмента может содержать множество скважинных компонентов, включая компоненты, обычно комплектуемые в виде оборудования низа бурильной колонны, бурильной колонны или ее сегментов, утяжеленной бурильной трубы, направляющих штанг, бурового долота и т.п. Вследствие большого числа компонентов, которые могут содержать узел бурового инструмента, число конфигураций и возможных вариантов конфигураций практически не ограничено, в частности, при анализе различных моделей каждого компонента, которые обеспечиваются различными поставщиками. Однако некоторые реализации настоящего изобретения содержат узел бурового инструмента, содержащий по меньшей мере один скважинный компонент, подобранный для обеспечения узла бурового инструмента с предпочтительным показателем колебательности. Показатель колебательности может определяться, как описано выше. Кроме того, вышеописанные способы проектирования узла бурового инструмента можно использовать при идентификации по меньшей мере одного скважинного компонента, который подбирают для обеспечения узла бурового инструмента с предпочтительным показателем колебательности. Например, подбираемый скважинный компонент может подбираться из группы, состоящей из породоразрушающего устройства, бурового долота, оборудования низа бурильной колонны, утяжеленной бурильной трубы, сегмента бурильной колонны, амортизирующего переводника, забойного турбинного двигателя и любой их комбинации.

Как пояснялось выше в связи с фиг. 1 и 2, настоящие системы и способы можно применять для ослабления колебаний посредством корректировки по меньшей мере одного параметра режима бурения. На фиг. 3 представлена примерная блок-схема последовательности операций способов, приспособленных для применения при разработке и/или проведении операций бурения узлом бурового инструмента данной конструкции, например в возможном случае выполнения работ по ослаблению колебаний во время выполнения операции бурения, или когда другие условия резко ограничивают возможные варианты конфигураций узла бурового инструмента. Следует отметить, что способ 300 бурения ствола скважины, представленный на фиг. 3, аналогичен во многих отношениях способам, показанным на фиг. 1 и 2, и для

- 12 018946 обозначения одинаковых признаков или этапов использованы одинаковые позиции. Сначала способы 300 бурения содержат этап 306 получения параметров операций бурения, относящихся к операции бурения, и этап 304 получения данных узла бурового инструмента. Как показано на фиг. 3, параметры операций бурения могут быть связаны с буровой операцией на одной площадке. Данные узла бурового инструмента могут быть связаны с конкретным узлом бурового инструмента, подлежащим использованию при выполнении операции бурения. В реализациях, использующих настоящие системы и способы во время выполнения операций бурения, данные узла бурового инструмента могут относиться к узлу бурового инструмента, используемому в настоящее время.

Как изложено выше, на этапе 308 можно использовать по меньшей мере одну частотную модель для преобразования полученных параметров операций бурения и полученных данных узла бурового инструмента по меньшей мере в один показатель колебательности, который характеризует реакцию на возбуждение конструкции узла бурового инструмента. Показатели колебательности могут быть сформированы или рассчитаны для диапазона достижимых рабочих условий бурения в пределах параметров операций бурения. С учетом описания для вышеприведенной фиг. 1 использование частотной(ых) модели(ей) для получения по меньшей мере одного показателя колебательности может содержать зависимости 310 демпфирования от скорости, входящие в состав частотной(ых) модели(ей). Остальная часть вышеприведенного описания, относящаяся к включению различных эффектов в зависимость демпфирования от скорости и/или в частотные модели, также применима к настоящим способам. В сущности, любой по меньшей мере один из способов и/или признаков, описанных в связи с фиг. 1, применим к способам, показанным на фиг. 3, при изменении рабочих условий бурения в диапазоне, обеспечиваемом параметрами операций бурения, для определения по меньшей мере одного показателя колебательности во многих рабочих условиях.

Способы 300 бурения, показанные на фиг. 3, используют частотные модели и показатели колебательности, чтобы определять предпочтительные рабочие условия бурения для ослабления колебаний на этапе 316. Подобно вышеприведенному описанию, относящемуся к идентификации изменений параметров режима бурения, этап определения предпочтительных условий бурения можно выполнять множеством различных способов. Например, показатели колебательности можно вычислять для данного узла бурового инструмента в различных рабочих условиях в пределах диапазона, заданного полученными параметрами операций бурения. Затем можно оценить показатели колебательности, например, на этапе 316, чтобы определить комбинацию рабочих условий бурения, обеспечивающую в результате самое слабое колебание или соответствующую предпочтительному показателю колебательности. Хотя предпочтительные рабочие условия бурения могут быть основаны на стремлении ослабить колебания, например основаны по меньшей мере на одном показателе колебательности, на определение предпочтительных рабочих условий бурения могут влиять другие факторы, например затраты, риски и т.п.

На фиг. 3 показан дополнительный этап 320 бурения ствола скважины с использованием узла бурового инструмента с одновременным контролем рабочих условий бурения. Бурение можно выполнять в соответствии с обычной практикой бурения. Контроль рабочих условий бурения позволяет оператору узнавать, когда условия отклоняются от предпочтительных рабочих условий бурения. Независимо от максимальных усилий оператора для установки регулируемых переменных параметров таким образом, чтобы обеспечивать предпочтительные рабочие условия бурения, горная порода будет часто приводить к изменению рабочих условий бурения во время операции бурения. Например, такие данные, как удельное потребление механической энергии или скорость проходки, можно контролировать во время операций бурения и можно изменять, когда узел бурового инструмента переходит от бурения слабоконсолидированной горной породы к твердой горной породе. Когда контролируемые рабочие условия бурения подсказывают, что требуется изменение, способы 300, показанные на фиг. 3, содержат также коррекцию операций бурения для выдерживания рабочих условий бурения в пределах или, по меньшей мере, по существу в пределах диапазона предпочтительных рабочих условий бурения. Например, чтобы избежать постоянной корректировки операций бурения, можно идентифицировать диапазон изменения или предел ошибки, в рамках которого рабочие условия бурения могут изменяться, например диапазон от приблизительно 0 до приблизительно 10%, в зависимости от рассматриваемого параметра и/или восприимчивости операции бурения. Приемлемые диапазоны для данных переменных параметров операции будут легко идентифицироваться специалистами по операциям бурения.

На фиг. 3 дополнительно показано, что способы 300 бурения можно расширить введением этапа 322 использования ствола скважины при выполнении операций, имеющих отношение к углеводородам, например при добыче углеводородов через ствол скважины на этапе 324. Другие операции, имеющие отношение к углеводородам, могут содержать такие работы, как операции закачивания или другие работы, связанные с воздействием на пласт.

На фиг. 4 показана простая компьютерная система 400, в которой можно реализовать способы в соответствии с настоящим изобретением. Компьютерная система 400 содержит компьютер 410 системы, который может быть реализован в виде обычного персонального компьютера или другой конфигурации вышеупомянутой компьютерной системы. Компьютер 410 системы обменивается данными с запоминающими устройствами 412, 414 и 416 для хранения репрезентативных данных, которые могут быть

- 13 018946 внешними запоминающими устройствами на жестких дисках или памятью данных любой другой подходящей формы. В некоторых реализациях запоминающие устройства 412, 414 и 416 для хранения данных являются обычными накопителями на жестких магнитных дисках и реализуются с помощью локальной сети или удаленного доступа. Разумеется, хотя запоминающие устройства 412, 414 и 416 для хранения данных изображены в виде отдельных устройств, для хранения всевозможных программных команд, данных измерений и результатов можно, при желании, использовать единственное запоминающее устройство для хранения данных.

На репрезентативном изображении данные, подлежащие вводу в системы и способы, сохраняются в запоминающем устройстве 412 для хранения данных. Компьютер 410 системы может выбирать соответствующие данные из запоминающего устройства 412 для хранения данных, чтобы выполнять операции и анализы, описанные в настоящем изобретении, согласно программным командам, которые соответствуют способам, описанным в настоящем изобретении. Программные команды могут быть записаны на любом подходящем языке компьютерного программирования или комбинации языков, например С⁺⁺, 1ауа, МЛТЬЛБ® и т.п., и могут быть приспособлены для исполнения в комбинации с другими приложениями, например коммерческим программным обеспечением для моделирования горных пород или моделирования бурения. Программные команды могут храниться в компьютерно-читаемой памяти, например запоминающем устройстве 414 для хранения программных данных. Запоминающая среда, хранящая программные команды, может быть носителем данных любого обычного типа, используемой для хранения компьютерных программ, включая накопители на жестких дисках, гибкие диски, СП-КОМ и другие оптические носители, магнитную ленту и т.п.

Хотя программные команды и входные данные можно хранить и обрабатывать в компьютере 410 системы, результаты анализов и способов, описанных в настоящем изобретении, экспортируются для использования при ослаблении колебаний. Например, полученные данные об узле бурового инструмента и параметры операций бурения могут существовать в форме данных в компьютере системы. Компьютер системы, использующий программные команды, может использовать частотные модели для формирования по меньшей мере одного показателя колебательности. Показатели колебательности могут храниться в любом по меньшей мере одном запоминающем устройстве для хранения данных и/или могут экспортироваться или иначе применяться для ослабления колебаний. Как изложено выше, показатели колебательности могут применяться оператором при определении возможных вариантов конструкции, возможных вариантов планов бурения и/или изменений бурильных операций. Дополнительно или в качестве альтернативы, показатели колебательности могут применяться компьютерной системой, например, для определения комбинаций параметров режима бурения, которые оптимально ослабляют колебания в данных обстоятельствах.

В соответствии с вариантом, показанным на фиг. 4, компьютер 410 системы выдает выходные данные на графический дисплей 418 или, в альтернативном варианте, на принтер 420. Дополнительно или в качестве альтернативы, компьютер 410 системы может сохранять результаты вышеописанных способов в запоминающем устройстве 416 для хранения данных для последующего использования и дополнительного анализа. С компьютером 410 системы может быть обеспечена клавиатура 422 и указательное устройство (например, мышь, трекбол или подобное устройство) 424, чтобы допускать интерактивную работу. Как поясняется ниже в контексте примерных показателей колебательности, графический дисплей показателей колебательности может нуждаться в двух, трех или более измерениях, в зависимости от числа параметров, которые изменяются для данного графического представления. Соответственно, графический дисплей 418, показанный на фиг. 4, изображает множество различных дисплеев и дисплейных систем, способных представлять трех- и четырехмерные результаты для визуализации. Аналогично, указательное устройство 424 и клавиатура 422 изображают множество различных пользовательских устройств ввода, которые могут быть связаны с компьютером системы. Наличие многочисленных конфигураций компьютерных систем, способных реализовать настоящие способы, исключает полное описание всех практических конфигураций. Например, многочисленные доступные технологии хранения данных и обмена данными часто изменяются, что исключает возможность их полного описания. В настоящем изобретении достаточно отметить, что для реализации настоящих способов можно выбрать многочисленные подходящие конфигурации технологий хранения данных, обработки данных и обмена данными, из которых все находятся в пределах объема настоящего изобретения.

Настоящая технология может содержать программно-реализованную программу, которая графически характеризует колебательную характеристику по меньшей мере одного узла бурового инструмента. В некоторых реализациях программно-реализованная программа будет графически характеризовать колебательную характеристику или подверженность единственного конфигурационного решения колебаниям одной моды. В других реализациях программно-реализованная программа может иметь конфигурацию для графического описания колебательной характеристики нескольких конструкций одновременно и/или нескольких мод колебаний одновременно, как более подробно поясняется ниже. Методологии, реализованные для графического описания характеристик крутильных и продольных колебаний, содержат общую структуру с некоторыми различиями. Например, базовое решение модели крутильных колебаний требует входных данных из базового решения модели продольных колебаний.

- 14 018946

Как подробнее поясняется ниже, ввод данных в программно-реализованную программу состоит из ввода диапазонов для различных параметров операций бурения, например осевая нагрузка на долото и скорость вращения, плотности и вязкости бурового раствора и глубины инструмента, а также параметров различных конструкций узлов бурового инструмента, например, размеров труб и компонентов, механических характеристик и мест расположения компонентов узлов бурового инструмента, например, утяжеленных бурильных труб, направляющих штанг и бурильной трубы. В некоторых реализациях программа может предусматривать разработку и обеспечение конструктивных конфигураций узлов бурового инструмента в целях сравнения. В отличие от других частотных моделей, которые предполагают простую вертикальную буровую скважину, настоящие модели учитывают также сложные траектории стволов скважин посредством исследования проекта скважины или ствола скважины и допускают задание граничных условий на буровом долоте и устье; при этом, если упомянутые параметры получить невозможно, принимаются значения по умолчанию. Модели имеют гибкую структуру, которая может содержать факторы трения, демпфирование буровым раствором и специальные элементы в узле бурового инструмента, например амортизирующие переводники и забойные турбинные двигатели, которые могут влиять на колебательную реакцию узла бурового инструмента. При необходимости, можно также задавать факторы зависимости трения от скорости, как вдоль буровой скважины, так и на буровом долоте, поскольку упомянутые факторы могут значительно повлиять на колебательную реакцию.

Результаты на выходе программно-реализованной программы могут состоять из множества различных дисплеев, по меньшей мере одного вычисленного базового решения и собственных частотных состояний (например, продольного перемещения, продольного растягивающего напряжения, угла азимутального отклонения и вращательного момента) в виде функциональных зависимостей по меньшей мере от одного из параметров операций бурения (скорости вращения, нагрузки на долото, глубины долота и т.п.), расстояния до бурового долота и конструктивной конфигурации узла бурового инструмента. Общую характеристику можно оценить с использованием по меньшей мере одного из множества различных показателей, включая показатели колебательности в отношении крутильных и продольных колебаний. Дисплеи, содержащие подробные 3-мерные векторные диаграммы состояний, предназначены для иллюстрации относительных величин подверженности колебаниям альтернативных конструкций, чтобы инженер-бурильщик мог выбрать предпочтительную конструкцию для требуемых рабочих условий, в дополнение к идентификации предпочтительного рабочего диапазона для отдельной конструкции. Посредством обеспечения моделей и показателей, связанных с продольными и крутильными колебаниями узла бурового инструмента, системы и способы в соответствии с настоящим изобретением дополняют существующую методологию разработки низа бурильной колонны, основанную на поперечном изгибе и существующем технологическом процессе бурения, включая последовательность операций, известную как процесс быстрого бурения, некоторые из которых описаны в патентной публикации США № И82008/0105424, которая целиком включена в настоящее описание путем отсылки.

Для создания абсолютных показателей колебательности, которые прогнозируют подскакивание долота на забое и скачкообразный режим, можно также применить более сложные варианты базовой модели с дополнительными входными данными. Дополнительно или в качестве альтернативы, технологии можно применять в режиме статистического прогнозирования посредством использования дополнительных входных данных из буровых журналов. В режиме статистического прогнозирования различные показатели колебательности могут отображаться в виде записей в журнале для облегчения корреляции между наблюдаемым режимом работы и вычисленными показателями. Приведенный подход допускает калибровку заранее неизвестных или недостаточно известных параметров и может пролить свет на основные причины неудовлетворительной колебательной характеристики, каждая из которых может приводить к более совершенным конструкциям.

Некоторые преимущества настоящих технологий в сравнении с полномасштабным моделированием методом конечных элементов состоят в том, что значительно меньше объем необходимых вычислений и легко доступно большинство входных параметров. Технологии позволяют проектировщику идентифицировать причины, по которым возникает колебательное нарушение нормальной работы, и идентифицировать альтернативные конструкции или технологические процессы, которые могут уменьшить упомянутое колебательное нарушение нормальной работы. Например, для соответствия ограничительным условиям гидравлических характеристик может оказаться необходимой сужающаяся конструкция узла бурового инструмента. Если колебательное нарушение нормальной работы прогнозируется для колонн большой длины в составе узлов бурового инструмента небольшого диаметра, одно из решений является разработка графика спускоподъемных операций и конструкции колонны из разностенных труб, которая снижает вероятность вызова колебательного нарушения нормальной работы для каждой из отработок бурового долота. С использованием преимуществ настоящих систем и способов и соответствующих показателей операторами, инженерами и проектировщиками могут быть идентифицированы другие упомянутые конфигурации или изменения в условиях эксплуатации или корректировки.

Без ограничения объема настоящего изобретения предлагаются также примеры различных показателей колебательности, способов отображения показателей и примерных способов вычисления линейных частотных функций, из которых выводят показатели. Хотя ниже описано всего несколько показателей,

- 15 018946 относящихся к крутильным и продольным колебаниям, в пределах объема настоящего изобретения возможно использование других показателей, основанных по меньшей мере на одной функциональной зависимости, имеющей отношение к крутильным и/или продольным колебаниям.

Базовая модель.

Как изложено во введении, настоящие системы и способы используют базовую модель для разработки и/или вычисления базового решения, собственных частот мод колебаний и динамических линейных частотных функций для заданного набора входных параметров. Базовая модель решает уравнения движения для узла бурового инструмента при заданных входных параметрах и условиях операций бурения. Уравнения движения, которые определяют динамику узла бурового инструмента в буровой скважине, достаточно известны специалистам в данной области техники. Как известно, уравнения движения могут быть составлены в сложной или простой форме, по желанию, в зависимости от числа физических зависимостей и взаимодействий, которые учитываются уравнениями. Настоящие способы и системы можно приспособить для применения с уравнениями движения и/или базовыми моделями, отличающимися от тех, которые представлены в настоящем изобретении. Соответственно, в целях облегчения объяснения настоящих способов и систем в настоящем изобретении приведено описание одного подходящего представления базовой модели, и другие представления не выходят за пределы объема настоящего изобретения.

На фиг. 5 представлена принципиальная схема операции бурения. Буровая скважина 10 в геологической среде 12 с конкретной траекторией создается в результате воздействия бурового долота 14 в нижней части узла 16 бурового инструмента, состоящего из бурильной трубы, утяжеленных бурильных труб и других элементов. Бурение осуществляется посредством приложения осевой нагрузки на долото, в результате чего возникает вращательный момент, т_Ь11, на буровом долоте, когда узел бурового инструмента „ (ЛРМ) _ТЛ _ вращается с угловой скоростью «о . К буровому долоту подводится механическая мощность вращательного движения, О_ЕРМт_Ь11, и расходуется на породоразрушающее действие. Вращательный момент обеспечивается буровой установкой 18 на поверхности 20 и доставляется узлом 16 бурового инструмента к буровому долоту 14 на другом конце. Осевая нагрузка на долото обеспечивается гравитационной нагрузкой элементов узла бурового инструмента. Приложение осевой нагрузки на долото вызывает сжатие участка узла 16 бурового инструмента вблизи бурового долота 14.

На так называемую агрессивность (показатель создания вращательного момента) и эффективность (отношение расхода энергии на проходку горной породы к прочности горной породы) бурового долота влияет ряд сложных факторов. Упомянутые параметры бурового долота во многом зависят от деталей геометрии бурового долота, состояния бурового долота (свежее или изношенное), гидравлических характеристик на забое, свойств горной породы и т.п. Системы и способы в соответствии с настоящим изобретением не предназначены для прогнозирования упомянутых параметров, которые можно измерить, или в значительной степени известны во время операций бурения, а используют упомянутые параметры в качестве входных данных для анализа реакции узла бурового инструмента на возбуждения, вызываемые воздействием бурового долота.

Осевая линия буровой скважины, показанная на фиг. 5, проходит по кривой в 3 измерениях, продолжающейся от поверхности до забоя пробуриваемой скважины. Траекторию ствола скважины на длине 1 дуги от бурового долота в значениях наклона и азимута, в виде функции измеренной глубины (ΜΌ), глобальных (х, у, ζ) и локальных (ΐ, η, Ь) координат и локальной кривизны Ь ствола скважины можно записать как:

/(/)= - яп(б*)зт(^)х - 5ш(0)со5(^)у + соз(б(к (1) ^к>=^^к>^п (2)

Ιι = Γ«η (3)

В данном случае единичный вектор η нормали находится в плоскости локального поворота и перпендикулярен касательному вектору ΐ, а единичный вектор Ь нормали перпендикулярен как ΐ, так и η. Векторы х, у и ζ указывают на восток, север и вверх соответственно.

Узлы бурового инструмента можно рассматривать как узкие одномерные объекты, и их свойства можно описать, фактически, как функцию длины дуги 8 по их осевой линии в ненапряженном состоянии, как схематически показано на фиг. 6. На фиг. 6 схематически изображен участок узла 610 бурового инструмента как в ненапряженном состоянии 610, так и в напряженном состоянии 610'. В напряженном состоянии 610' узел бурового инструмента растянут и скручен относительно ненапряженного состояния 610. Различия между напряженным и ненапряженным состояниями дополнительно поясняются ниже. В целях настоящих систем и способов принято, что узел бурового инструмента состоит из элементов, жестко скрепленных торец к торцу вдоль общей оси вращательной симметрии, при этом каждый элемент имеет равномерное поперечное сечение по его длине, не изогнут и не скручен в его ненапряженном состоянии. Описание каждого элемента узла бурового инструмента содержит информацию о материале (модуль упругости Е, модуль сдвига С, плотность р) и геометрических свойствах (площади А, моменте

- 16 018946 инерции I, полярном моменте инерции 1). Обычно упомянутую информацию можно получить из описаний и технических условий на компоненты узла бурового инструмента.

Когда узел бурового инструмента находится в буровой скважине, он подвержен усилиям, прилагаемым к нему стенками ствола скважины, таким образом, что его форма точно следует траектории буровой скважины, которая может быть извилистой при сложных траекториях буровых скважин. На фиг. 7 схематически показано примерное расположение узла 710 бурового инструмента в стволе 712 буровой скважины. На фиг. 7 показан узел бурового инструмента, смещенный с центральной оси ствола буровой скважины. Без ограничения объема настоящего изобретения некоторые реализации, например реализация, описанная в настоящем изобретении, используют аппроксимацию гибкой бурильной колонны, в которой не учитываются изгибающие моменты и принято, что траектория узла бурового инструмента точно следует по осевой линии бурильной скважины, вследствие чего поперечное смещение задается и=0. В данном случае конфигурацию узла бурового инструмента можно однозначно задать в виде функции суммарного продольного удлинения или растяжения, 1(1)=1-8(1), и суммарного угла кручения или закручивания (1). Предполагается, что буровая скважина создает необходимые усилия для удерживания узла бурового инструмента в поперечном равновесии во всей его длине. Без ограничения теорией, в настоящее время считается, что аппроксимация гибкой бурильной колонны является обоснованной допущением для участка бурильной трубы в узле бурового инструмента, но не может быть обоснованной для участка низа бурильной колонны в узле бурового инструмента. Кроме того, предполагается возможность повышения точности модели путем использования жесткой модели бурильной колонны и решения моментов изгиба низа бурильной колонны или, возможно, вдоль всего узла бурового инструмента, при необходимости. Примеры подобных моделей описаны, по меньшей мере, в 'ΌηΠδίηπβ 8о1ийоп8 1шргоуе 11е Тощие-Этаё Мобе1, КоЬей Б. Мйейе11, 8РЕ 112623. Использование упомянутых усовершенствований базовой модели не выходит за пределы объема настоящего изобретения. Например, хотя какая-то часть рассуждений, приведенных далее в настоящем описании, основана на допущениях, рассматривающих уравнения, которые можно упростить или решить с использованием упомянутой аппроксимации гибкой бурильной колонны, любое по меньшей мере одно из упомянутых допущений можно заменить использованием подходящих моделей жесткой бурильной трубы.

В некоторых реализациях предпочтительная базовая модель учитывает движение узла бурового инструмента, в то время как он вращается, при конкретных глубине инструмента, осевой нагрузке и номинальной скорости вращения. Ограничение поперечного смещения оставляет только две кинематические степени подвижности для узла бурового инструмента; растяжение 11 и скручивание. Как упоминалось выше, на фиг. 6 схематически изображен участок узла 610 бурового инструмента как в ненапряженном состоянии 610, так и в напряженном состоянии 610'. На фиг. 6 показано растяжение 1, обозначенное позицией 612, представляющее собой удлинение из ненапряженного состояния в напряженное состояние. Аналогично, на фиг. 6 показано скручивание, обозначенное позицией 614, представляющее собой степень поворота или скручивания свободного конца в напряженном состоянии 610'. Суммарное перемещение узла бурового инструмента можно описать уравнениями:

да />(/,/)= А_о(0 + ^„{/,/), (4) да ¢¢(/,/) = 0^/ + ^(/)+^(/,/), «*„(/,/) = \а_а{1)е-^м<1а>_г (5) —да где Ь₀ и α₀ представляют базовое решение, а именно величины растяжения и скручивания, присутствующие в узле бурового инструмента, когда он плавно вращается; и

Н,1_у|| и </.,|_у|| представляют решения для динамического движения узла бурового инструмента относительно базового решения.

Модель учитывает только небольшие отклонения от базового решения, что допускает разделение динамических движений на разных частотах.

Движения узла бурового инструмента сопровождаются внутренним натяжением Т и вращательным моментом τ, передаваемыми вдоль узла бурового инструмента, которые аналогично можно описать уравнениями:

да

Т(/,/)=Т₀(/)+7^(/,/), Τ^1,ΐ)= (6) —да да /(/,/)^-й = -(г(,(/) + гД/,/))г, /Д/,/)= {г_и{/)еГ^м<Л», (7)

-да где Т_Ну|| и т,|_у|| представляют решения для динамического движения узла бурового инструмента относительно базового решения.

- 17 018946

В линейном упругом режиме и в рамках аппроксимации гибкой бурильной колонны упомянутые решения задаются в виде функций конфигурации узла бурового инструмента:

Т=ЕА^-, (8)

Си

Элементы узла бурового инструмента подвергаются также действию множества различных внешних сил, £..1-.- и вращательных моментов, 0_Ьо4у, на единицу длины, которые влияют на их движение. Уравнение продольного движения получают приравниванием равнодействующего продольного усилия усилию, соответствующему продольному ускорению элемента массы:

рАк=Г+ (10) где ΐ означает единичный вектор вдоль касательного направления.

Уравнение крутильного движения получают приравниванием равнодействующего вращательного момента вдоль касательного вектора крутильному моменту, умноженному на угловое ускорение элемента:

-ρ1ά = -τ' + θ^·ι. (11)

В месте соединения двух элементов узла бурового инструмента растяжение 11 и скручивание α являются непрерывными. Поскольку сосредоточенные силы или вращательные моменты отсутствуют, то натяжение Т и вращательный момент τ также непрерывно продолжаются через упомянутые границы. Дифференциальные уравнения в частных производных (ΡΌΕ) (10, 11) вместе с материальными уравнениями (8), (9) и внешними силами и вращательными моментами полностью описывают динамику вдоль узла бурового инструмента, после того как заданы соответствующие граничные условия на концах узла бурового инструмента.

Внешние силы и вращательные моменты.

В продолжение пояснения настоящей предпочтительной реализации рассматриваются три типа внешних сил £ и вращательных моментов θ: гравитационные (£_д, θ₈), воздействия бурового раствора (Г_т1|,|. θχιιΐ) и воздействия буровой скважины (£_Ь1, θ^). Массовая сила и вращательный момент в уравнениях (10), (11) являются результирующей суммой упомянутых трех сил и вращательных моментов и описываются уравнениями (12), (13):

^Ьойу⁼^тисГ^ ^ьХ^дг (12) (13)

При традиционном моделировании отмечалось наличие действия гравитационных сил на узел бурового инструмента и принимались меры для включения силы тяжести в модель. Однако возможность точного учета влияния гравитационных сил, действующих на узел бурового инструмента в стволе буровой скважины со сложной траекторией, ограничивалась неспособностью предшествующих моделей идентифицировать или учесть дополнительные внешние силы и вращательные моменты.

Гравитационные силы порождают характеристический профиль натяжения вдоль узла бурового инструмента, который дополнительно влияет на вращательный момент, захватывание и динамические характеристики узла бурового инструмента. Гравитационная сила, действующая на единицу длины элемента, равна

где ζ означает единичный вектор, который направлен вверх и который учитывает выталкивающую силу, связанную с плотностью р_т1|4.

Поскольку элементы имеют ось симметрии, то гравитация не создает вращательного момента θ₆=0.

Во время операций бурения буровой раствор сдвигается относительно как внутренней, так и внешней частей узла бурового инструмента и создает силы Г_т1|,| и вращательные моменты θ,,,,,,ι на единицу длины, которые сопротивляются движению. В отсутствие поперечного перемещения согласно вышеописанным ограничениям никаких поперечных сил буровым раствором не развивается. Кроме того, любой вращательный момент, который не направлен вдоль локальной касательной, будет гаситься вращательными моментами буровой скважины, и поэтому потребуется рассмотреть только компоненту вращательного момента, направленную вдоль касательного вектора. В таком случае силы и вращательные моменты, обусловленные воздействием бурового раствора, получают из уравнений:

£тис/= Етийб , (15) ®яис/ ‘ Ь— θΛίιΐίί · (16)

Приведенные силы и вращательные моменты можно разделить на установившуюся составляющую, соответствующую установившемуся вращению узла бурового инструмента и прокачке бурового раствора при среднем давлении нагнетания, и динамическую составляющую, соответствующую динамическим изменениям давления бурового раствора и движению узла бурового инструмента относительно положения установившегося состояния.

- 18 018946

В целях настоящей рассматриваемой реализации принято, что силы, создаваемые буровой скважиной, являются основными для равновесия сил в установившемся режиме. Различия нагрузок на крюк между состояниями с отключенными насосами и включенными насосами и влияние ходов насоса бурового раствора и активных компонентов, например систем каротажа в процессе бурения, которые создают продольные силы, принимаются пренебрежимо малыми в настоящем примерном варианте осуществления. Упомянутые допущения упрощают решение, но не требуются для реализации настоящих систем и способов. Эффекты воздействия бурового раствора, которые учитывает модель, являются единственными воздействиями, которые связаны с динамическим движением узла бурового инструмента относительно его установившегося вращения. Поскольку продольные и крутильные перемещения элементов никак не смещают буровой раствор, то их основное влияние состоит в создании сдвигового перемещения бурового раствора вблизи поверхности узла бурового инструмента и в демпфировании динамических колебаний около установившегося состояния.

Возможны несколько динамических моделей системы промывки скважины буровым раствором, которые можно считать не выходящими за пределы объема настоящей модели. Например, по меньшей мере одно из вышеописанных допущений можно сделать иначе, что изменяет формальную запись модели. Один пример подходящей динамической модели системы промывки скважины буровым раствором содержит суперпозицию динамических воздействий со стороны системы промывки скважины буровым раствором на базовое решение, использующее модель касательного напряжения по бесконечной плоскости. Амплитуда касательного напряжения, действующего по бесконечной плоскости, погруженной в вязкую текучую среду и претерпевающей колебательное движение, параллельное собственной поверхности с угловой частотой ω, задается выражением где а., означает амплитуду смещения движения в плоскости;

Ртиб означает плотность бурового раствора;

I означает мнимую часть комплексного числа и

δ. означает зависимую от частоты глубину проникновения, определяемую выражением < <¹⁸>

η_ρ1 означает пластическую вязкость бурового раствора в условиях с отключенными насосами.

При типичных значениях пластической вязкости η_ρ1 и плотности р_тиб бурового раствора и представляющих интерес значениях частоты ω глубина проникновения является небольшой по сравнению с внутренним и внешним радиусами элемента; δ_ω<<ΙΌ, ΘΌ. Член, выражающий пластическую вязкость бурового раствора, не ограничен моделью Бингхэма и допускает несложное обобщение для включения в него других реологических моделей, в которых вязкость изменяется с изменением КРМ. В высокочастотном пределе уравнение (17) можно использовать для аппроксимации касательного напряжения, действующего на кольцевой объект. Для продольного движения с частотой ω упомянутый член дает в результате продольную силу, зависящую от бурового раствора, на единицу длины:

~ + πΟΏ), (19) где амплитуда продольного смещения задается уравнением ;·ι,.=1ι_ω.

Аналогично, вращательный момент на единицу длины, соответствующий крутильным колебаниям, задается выражением

где амплитуды крутильного смещения на ГО и ΘΌ задаются уравнениями α_ω(ΙΌ)=α_ωΙΌ/2 и α_ω(ΘΌ)=α_ω·ΘΌ/2 соответственно.

Суммарную силу воздействия бурового раствора можно получить, для общего движения, суммированием по всем частотам.

Что касается уже упомянутых сил воздействия со стороны буровой скважины, стенки ствола буровой скважины прилагают усилия и вращательные моменты, которые удерживают узел бурового инструмента вдоль траектории буровой скважины. В настоящей модели принято, что каждый элемент имеет непрерывный контакт с буровой скважиной, в соответствии с аппроксимацией гибкой бурильной колонны, и что сосредоточенные силы отсутствуют. В других моделях, которые можно реализовать в пределах объема настоящих систем и способов, могут быть сделаны отличающиеся допущения. Например, как уже пояснялось, в других моделях возможно использование аппроксимаций жесткой бурильной колонны для некоторой части или всего узла бурового инструмента. В продолжение описания настоящей модели, использующей аппроксимацию гибкой бурильной колонны, ситуация в данном положении 1 буровой скважины, изображена на фиг. 8. На фиг. 8 схематически показано поперечное сечение узла 810 бурового инструмента, вращающегося по часовой стрелке в условиях аппроксимации гибкой бурильной колонны и с осями соответственно описанию и изображению на фиг. 5. Контакт локализован где-то вдоль окружности элемента, и г_с обозначает вектор, который соединяет осевую линию с точкой контакта в пределах

- 19 018946 локальной нормальной плоскостью, абсолютное значение г_с которого равно половине ΘΌ вращательного момента элемента. Тогда силу воздействия буровой скважиной на единице длины £_ь можно разложить на продольную, радиальную и касательную составляющие следующим образом:

В приведенном выражении в соответствии с применяемым правилом знаков £_г и £_τ всегда положительны при условии, что узел бурового инструмента вращается по часовой стрелке, при наблюдении сверху. Обозначение £_п служит для суммарной силы действия буровой скважины в локальной нормальной плоскости, с абсолютным значением £_п.

Для определения трех составляющих силы и направления г_с в локальной нормальной плоскости требуется четыре уравнения. Поскольку никакого поперечного движения в настоящей рассматриваемой реализации не допускается, введение условия равновесия сил в локальной нормальной плоскости дает два уравнения. Сбор сил действия буровой скважины с одной стороны уравнения и учет того, что буровым раствором не создается никаких поперечных, дает £_п=к_ьТ-£_д-(£_д--Ь)Ь. (22)

Затем введение сухого трения по стенке ствола буровой скважины с углом трения Ψ_ο обеспечивает два дополнительных уравнения

элемента относительно буровой

В общем, Ψ может быть функцией скорости скважины.

Зависимость угла трения Ψ,_; от скорости ν_Γ6ι элемента относительно буровой скважины может быть выражена логарифмической производной _с _а1И8ПЦУ_с_ дВМЦУс ₍₂₅)

51ην„, 81П!/_С βν„.

Отрицательное значение С_и отражает снижение трения с ростом скорости, что можно назвать трением, уменьшающимся с увеличением скорости. Приведенная ситуация может сильно влиять на стабильность крутильных колебаний и скачковый режим узла бурового инструмента. Уравнение (25) представляет по меньшей мере один способ, которым зависимость демпфирования от скорости можно включать в модели, и который применяют в настоящих системах и способах. Другие уравнения и зависимости можно включать подходящим способом.

Ограничение поперечного движения предполагает также, что в локальной нормальной плоскости отсутствует результирующий вращательный момент, и поэтому любой прилагаемый вращательный момент, который не направлен вдоль касательного вектора, будет гаситься буровой скважиной. Таким образом, уравнения движения получены посредством учета составляющей вращательного момента, которая направлена вдоль локального касательного направления и которая отвечает за вращение узла бурового инструмента. Данная составляющая вращательного момента, прилагаемая на единицу длины буровой скважиной, определяется выражением

Базовое решение.

Базовое решение является частным решением уравнений движения, которое соответствует плавному бурению без вибрации, при конкретной глубине инструмента, осевой нагрузке на буровое долото и данной скорости вращения узла бурового инструмента, которая дает в результате скорость проходки. Затем уравнения движения линеаризуют вблизи данного базового решения для исследования гармонических отклонений от упомянутого базового решения. При этом целью является упрощение задачи колебаний, описываемой нелинейными ΡΌΕ для движения в целом узла бурового инструмента, до системы линейных обыкновенных дифференциальных уравнений, которые разделяются для каждой частоты, для которых существуют очень эффективные способы решения. Ниже приведено описание примерного базового решения, которое основано на вышеописанных уравнениях движения. Как изложено выше, можно использовать множество различных уравнений для описания движения узла бурового инструмента, учитывающих большое число зависимостей и взаимодействий в стволе буровой скважины. Базовые решения в пределах объема настоящих систем и способов можно выводить с использованием уравнений движения, отличающихся от вышеописанных, при этом упомянутые решения могут более или менее сложными, чем решения, представленные далее, в зависимости от выбранных основополагающих уравнений движения.

В базовом решении каждая точка вдоль узла бурового инструмента имеет установившуюся, направленную вниз скорость, равную скорости проходки. Отклонения от упомянутого движения являются очень незначительными в рамках характерных, представляющих интерес совокупностей параметров ко

- 20 018946 лебаний (плавное бурение без колебаний); и, следовательно, упомянутые отклонения не будут учитываться во время упомянутого установившегося, направленного вниз движения. Узел бурового инструмента вращается также с установившейся угловой скоростью, задаваемой сообщаемой скорости вращения. Предполагается также, что положительная скорость вращения соответствует вращению узла бурового инструмента по часовой стрелке, при наблюдении сверху. Базовое решение можно записать в виде *(/,/)= А, (X (27) «(/,/)= Ω^/ + α₀(ί), (28) так что базовые смещение Ьо и скручивание α₀ не изменяются со временем.

Из материальных уравнений (8), (9) следует, что базовые натяжение Т₀ и вращательный момент τ₀ также не изменяются со временем и являются функцией только положения 1. Подстрочный индекс 0 служит для обозначения базовых значений всех переменных и параметров.

Сначала получают продольные силы и смещения. Подстановка уравнения (27) в уравнение (23) условия сухого трения подсказывает, что £_а0^_0. То есть, ствол буровой скважины не прилагает никаких продольных сил к узлу бурового инструмента. Тогда базовое решение для продольных колебаний составного узла бурового инструмента, получаемое на основе уравнений (8) и (10) и граничных условий на буровом долоте (Т₀(0)=-^ОВ, Ь₀(0)=0), можно вычислить из уравнений:

_ 1 _т

Л ~ ЕА (30)

Затем получают касательную силу, развиваемую стволом буровой скважины, с использованием уравнений (21) и (24), в предположении отсутствия продольных сил, прилагаемых стволом буровой скважины:

Приведенный подход позволяет вычислить базовое скручивание и вращательный момент вдоль узла бурового инструмента с использованием уравнений (9) и (11), без учета вклада вращательного момента, создаваемого буровым раствором θ,,,,,,ι в базовый вращательный момент. В результате получается другая система линейных дифференциальных уравнений первого порядка:

ί/τ

-?-= >·,/.(> ЯПЕсо, <³²>

_ ί , Л аГ' (33)

На основании граничных условий на буровом долоте (τ₀(0)=τ_Κί, α₀(0)=0) базовое решение для скру чивания и вращательного момента можно получить интегрированием, например, как в случае продольных колебаний. В общем, вращательный момент, создаваемый на буровом долоте, нельзя регулировать независимо от осевой нагрузки (\УОВ); две величины связаны посредством агрессивности бурового долота. Настоящая модель устанавливает зависимость между вращательным моментом на буровом долоте и осевой нагрузкой на долото посредством эмпирического коэффициента трения бурового долота ц_ь τ^Η,^ΙΓΟΒ. (34)

Модель использует входной параметр ц_ь для вычисления базового решения. Вращательный момент на буровом долоте входит в базовое решение для вращательного момента только дополнительно и не влияет на динамическую линейную характеристику узла бурового инструмента; в данном случае упомянутый вращательный момент предназначен в основном для создания возможности калибровки модели с использованием наземных измерений.

Для численной реализации данной схемы решения модель интерполирует наклон сокб и кривизну к_ь из пунктов наблюдения на среднюю точку каждого элемента. Выражения, А, Е и ρ являются кусочнопостоянными величинами по каждому элементу узла бурового инструмента. Кроме того, растяжение элементов узла бурового инструмента не учитывается в процессе интегрирования, когда принимается, что б1=бк. Поскольку все остальные свойства узла бурового инструмента являются постоянными в пре делах каждого элемента, то решение на границе каждого элемента получают применением следующих рекурсивных сумм:

А., =А(ХА,АА(л-рХ?4^соз67 (35)

А>,> ⁼//ι 6;) ⁼ Αΐ..-', +Ц гА,;-|.’2 ' ~ г (36)

Чи “ ^То(⁵| ) ^{= +} Ψθ>., ' ^Г0,(1 ⁼ Ц» ί (37)

(38)

- 21 018946 где £_η0,ι означает силу, прилагаемую стволом буровой скважины к ί-му элементу узла бурового инструмента;

Т₀,_1-1/2 означает среднее арифметическое натяжение (1-1)- и ί-го элементов узла бурового инструмента и τ₀,ι_-ι_/2 означает средний арифметический вращательный момент (1-1)- и ί-го элементов узла бурового инструмента.

Следует отметить, что натяжение вдоль узла бурового инструмента необходимо для всех вычислений в вышеописанной реализации и является первой величиной, подлежащей расчету.

Уравнения гармонических волн.

После вычисления базового решения для конкретных глубины инструмента, осевой нагрузки и скорости вращения можно вычислить небольшие движения 1ц.,, и а_4уп отдельного элемента относительно упомянутого решения, вместе с соответствующими силами (Т_4уп) и вращательными моментами (т_4уп), чтобы смоделировать колебания узла бурового инструмента.

Для уравнений продольных колебаний, с которых целесообразно начать анализ, изменение продольной силы воздействия ствола буровой скважины получают следующим преобразованием уравнения (23) до линейного порядка в динамических переменных:

Подстановка уравнения (4) в уравнение (10), умножение обеих стороны на схр(|о1)/2п. интегрирование по времени и использование уравнений (19) и (39) дает

- рл щ[1+(ι+=^ЕА · ^{{4 0)} для каждой частотной составляющей ω, где

Приведенное линейное ΘΌΕ второго порядка имеет следующее решение:

(41) где 1ι_ωιι и 1ι_ω,ι означают произвольные постоянные величины, которые представляют комплексную амплитуду перемещений продольных волн соответственно вверх и вниз вдоль элементов узла бурового инструмента.

Соответствующий волновой вектор к,, на частоте ω определяется следующим выражением:

к_а ⁼ ^Е/р ⁺^^м'^а ‘ *⁴²>

В отсутствие воздействий бурового раствора и буровой скважины приведенная дисперсионная зависимость сводится к общеизвестной продольной волне, распространяющейся без дисперсии вдоль однородного стержня. Даже когда воздействия бурового раствора и буровой скважины имеют место, они имеют тенденции быть относительно незначительными. Из наблюдений в некоторых реализациях установлено, что эффекты воздействия бурового раствора и буровой скважины достаточно малы, что приводит к слабодемпфированной волне, распространяющейся почти без дисперсии вдоль узла бурового инструмента. Хотя эффекты воздействия бурового раствора и буровой скважины могут быть относительно слабыми, настоящие системы и способы могут учитывать упомянутые воздействия в частотных моделях, например, с помощью зависимости демпфирования от скорости.

Соответственно, настоящие системы и способы более пригодны для учета каждой из сил, прилагаемых к системе, и созданию для оператора возможности проектирования и планирования ближе к пределам, на которых можно добиться намного большего повышения эффективности. Вследствие больших длин волн, соответствующих представляющему интерес диапазону частот, упомянутые волны обычно распространяются вдоль всего узла бурового инструмента. Соответствующая амплитуда натяжения задается выражением

Состояние продольной волны на каждой частоте однозначно описывается посредством 1ι_ωιι и Однако состояние продольной волны удобнее представлять продольным смещением 1ι_ω и натяжением Τ_ω, поскольку их величины должны быть непрерывными на границах элементов. Модифицированное выражение получают объединением уравнений (41) и (43) в матричной форме на двух концах (в местах 1 и ΙΕ) элемента с длиной Ь

- 22 018946

Таким образом, на первом этапе при получении динамической характеристики узла бурового инструмента при данной частоте ω настоящая модель вычисляет матрицу перехода для каждого элемента:

где к_а>1 получают с использованием уравнений (42) и (18).

Для продольного колебания на данной частоте вектора состояния в любых двух точках вдоль узла бурового инструмента могут быть связаны между собой произведениями приведенных матриц перехода: = Г_а1„_ш=^Гр;^; т<п. (46)

Уравнение (46) матрицы перехода можно использовать для установления связи состояния продольных колебаний в любом месте вдоль узла бурового инструмента, например, с состоянием на наземном конце узла бурового инструмента. Однако, чтобы решить задачу для реакции узла бурового инструмента на конкретное возбуждение, необходимо задать зависимость между амплитудами смещения и натяжения на наземной поверхности. Кроме того, недостаточно сделано для определения реакции буровой установки на продольные и крутильные колебания. Данная зависимость необходима для задания точных динамических граничных условий на наземной поверхности. Простейшим граничным условием является допущение, что установка является жесткой в продольном направлении и идеально управляется по КРМ, так что

α.-.₅ = (47) где МО обозначает положение установки вдоль узла бурового инструмента.

В общем, буровая установка должна допускать конечные значения податливости под действием продольных и крутильных колебаний. Реакция буровой установки зависит от типа и конфигурации установки и может быстро изменяться, когда частота моды колебаний переходит через режим резонанса установки. Реакцию буровой установки можно самым различным образом смоделировать и включить в настоящие системы и способы, в том числе с использованием нижеописанного подхода.

На фиг. 9 с использованием составляющих фиг. 9а-с представлены три схемы свободного тела для пояснения механических принципов продольного движения. Для случая продольного движения можно предположить, что узел бурового инструмента жестко закреплен к верхнему талевому блоку, который можно аппроксимировать в виде большой точечной массы М_Г1д. Упомянутый талевый блок может свободно двигаться вверх и вниз по грузоподъемникам и удерживается на месте несколькими тросами, которые несут нагрузку на крюке. На схеме показаны также некоторые демпфирующие силы, которые предполагаются пропорциональными скорости талевого блока. Таким образом, при колебаниях с небольшой амплитудой простым представлением динамических свойств данной системы является демпфер с массой и пружиной, прикрепленный к жесткому концу, при этом пружина соответствует подъемным тросам, и демпфер характеризует демпфирование, как показано на фиг. 9а. В данном случае Т_Ьоок отражает направленную вверх силу, прилагаемую буровой установкой к упомянутому талевому блоку, включая силу пружины и силу демпфирования. Схема свободного тела для базового решения показана на фиг. 9Ь. Применение условия равновесия сил к базовому решению дает

Длину подъемных тросов корректируют, чтобы обеспечить требуемую нагрузку на крюке; поэтому положение базового продольного смещения не существенно и не требуется для вычисления базового решения. Однако упомянутая длина устанавливает положение равновесия пружины. Когда масса талевого блока отходит от базового положения, на него действует результирующая сила, прилагаемая узлом бурового инструмента и буровой установкой. Схема свободного тела для динамического перемещения от базового решения показана на фиг. 9с. Динамическая нагрузка на крюк определяется выражением · ⁽⁴⁹⁾

Уравнение Ньютона для движения массы талевого блока определяется следующей зависимостью между амплитудами колебаний на каждой частоте:

- = -Г„_г1й, + = -Τ_{ηε ύΙ} - (к_пе - ]ωγ_ηε . (50)

Таким образом, продольная податливость буровой установки в системе координат, зафиксированной на буровой установке, определяется выражением

Приведенная величина является мерой значения продольного перемещения, которое будет совершать масса талевого блока под действием единичной продольной силы на конкретной частоте ω. Приведенная величина является комплекснозначной функцией, абсолютное значение которой дает отношение абсолютного значения смещения к абсолютному значению силы и фаза которой дает фазовый сдвиг ме

- 23 018946 жду силовой функцией и получаемым смещением.

Динамическая характеристика системы демпфера с массой и пружиной широко известна и ниже приведено только краткое ее описание. Необходимы три параметра для полного описания приведенной простой динамической модели буровой установки. Массу талевого блока обычно оценивают по нагрузке на крюке, снимаемой в отсутствие прикрепленного узла бурового инструмента. Коэффициент жесткости пружины можно оценить по длине, числу и площади поперечного сечения подъемных тросов. Данные два параметра задают характеристическую частоту буровой установки для которой смещение талевого блока на 90° не совпадает по фазе с динамической силой. Степень реакции буровой установки на упомянутой частоте регулируется коэффициентом демпфирования буровой установки; при этом критическое демпфирование имеет место для

Поскольку частота буровой установки и степень демпфирования относительно критического демпфирования являются более интуитивно-понятными и легче наблюдаемыми, то настоящая модель использует М_Г1д, ω_Γ16 и ун₈/у_сгй в качестве входных данных для вычисления динамической характеристики. Предел для жесткой буровой установки в уравнении (47) можно получить путем рассмотрения предела когда податливость стремится к нулю. На данном пределе конец буровой установки не перемещается, независимо от натяжения в узле бурового инструмента.

В общем, динамическая характеристика буровой установки является намного более сложной. Однако вся информация, которая необходима для анализа колебательной характеристики, заложена в функции коэффициента податливости, и структура модели обеспечивает удобный способ включения подобных воздействий. При желании, можно обеспечить модель с любой функцией податливости, возможно, полученной на основании данных об ускорениях и напряжениях из измерительного переходника.

На практике, фактическая податливость буровой установки будет изменяться в зависимости от высоты подвижного талевого блока и длины и числа тросов между кронблоком и подвижным талевым блоком. При бурении скважины высота подвижного талевого блока непрерывно изменяется по мере того, как бурильный замок или свеча бурильных труб опускается на длину ведущей бурильной трубы, и прикрепляют следующую секцию для продолжения процесса бурения. Кроме того, число таких проходов тросов может изменяться по мере того, как изменяется нагрузка при бурении. Вышка и пол буровой вышки являются сложной конструкцией, которая, очевидно, должна иметь несколько резонансов, которые могут взаимодействовать с переменными собственными частотами подвижного оборудования. По упомянутым причинам, в дополнение к строго определенному резонансу с данными массой, жесткостью и демпфированием и в дополнение к пределу жесткой буровой установки или, в альтернативном варианте, полностью податливой буровой установке, объем настоящего изобретения заключает в себе анализ ситуации, в которой наземная система может находиться вблизи резонанса для любой рассматриваемой скорости вращения. В таком случае предпочтительные конфигурации и рабочие условия можно идентифицировать как имеющие предпочтительные значения показателей, несмотря на возможные условия резонанса в наземном оборудовании буровой установки.

Уравнения (46) и (51) можно объединять для получения, в любом месте вдоль узла бурового инструмента, колебательной характеристики, соответствующей единичной амплитуде силы на поверхности:

. (52)

Благодаря линейности уравнений фактическое динамическое движение узла бурового инструмента в данной точке определяется линейной суперпозицией упомянутых векторов состояний с разными амплитудами на разных частотах. Основной интерес будет представлять динамическая линейная реакция системы на возбуждения в данной точке вдоль узла бурового инструмента. Реакцию системы на несколько возбуждений можно аналогичным образом анализировать с использованием принципа суперпозиции.

При определении колебательной характеристики узла бурового инструмента основную величину, представляющую интерес, описывают как реакцию упомянутого узла на возбуждения, вызываемые буровым долотом на разных частотах. Фактическую податливость узла бурового инструмента на буровом долоте можно задать следующим выражением:

о которое определяется отношением элементов (уравнение (52)) на буровом долоте.

Кроме того, можно задать линейные частотные функции общего вида, которые связывают амплитуды в разных положениях вдоль узла бурового инструмента.

При анализе уравнений крутильных колебаний методология, применяемая для получения выражений для крутильных волн, аналогична вышеописанной методологии для продольных волн. Как предложено выше и в остальном описании настоящего изобретения, хотя в качестве примерных уравнений и

- 24 018946 выражений предложены конкретные уравнения, методология, применяемая для получения упомянутых уравнений и выражений, не выходит за пределы объема настоящего изобретения, независимо от выбранных исходных уравнений, граничных условий или других факторов, которые могут отличаться от реализаций, описанных в настоящем изобретении. Аналогично методологии, применяемой для продольных волн, динамический вращательный момент, соответствующий силам воздействия ствола буровой скважины, вычисляют с использованием ограничения поперечного движения и условия сухого трения. Распространение условия поперечного равновесия сил на линейный порядок в динамических переменных и исключение базовых членов дает

АоАф, = ИП +(р~ ' 2)Ь_Л · < 5 4)

Для линейного порядка изменение мгновенного коэффициента трения можно получить с использованием уравнения (25) йп² ус = $ίη² ψ€ί1 + ² А \ “леи )

Таким образом, расширение уравнения (24) на линейный порядок и исключение базовых членов дает

Вращательный момент, создаваемый буровой скважиной, соответствующий каждой крутильной частотной составляющей, равен

Динамическое изменение натяжения, соответствующее продольным волнам, линейно связано с динамическим вращательным моментом на криволинейных участках буровой скважины. Настоящая модель на данный момент разделяет упомянутые воздействия и независимо исследует продольные и крутильные моды колебаний. Разделение достигается установкой натяжения Т,|_у|| в нулевое значение при анализе крутильных мод колебаний.

Для каждой частотной составляющей подстановка упомянутых крутильных мод колебаний в уравнение (11) крутильных движений и исключение базовых членов дает

Приведенное уравнение можно преобразовать для получения следующего выражения:

где

Приведенное уравнение имеет в точности такую же форму, как уравнение для продольных колебаний, при этом решение имеет вид

где соответствующий волновой вектор к_т на частоте ω определяется следующим выражением:

⁼ Г- . V’ ^{+ +} ‘ (61)

V^е7

В отсутствие эффектов воздействия бурового раствора и буровой скважины приведенная дисперсионная зависимость сводится к общеизвестной крутильной волне, распространяющейся без дисперсии вдоль однородного стержня. И, вновь, демпфирование, обусловленное эффектами воздействия буровой скважины и бурового раствора, обычно является относительно незначительным, что приводит к слабодемпфированной волне, распространяющейся почти без дисперсии вдоль узла бурового инструмента. Такие волны обычно распространяются вдоль всего узла бурового инструмента, а не только в оборудовании низа бурильной колонны. Одно значительное отличие состоит в том, что фактическое демпфирование, связанное с воздействием буровой скважины, может быть отрицательным, когда закон трения характеризуется ослаблением трения с повышением скорости, т.е. С_и<0. Упомянутая особенность имеет большое значение в отношении скачкообразного режима движения узла бурового инструмента.

Как пояснялось выше, зависимости демпфирования от скорости, включаемые в модели настоящих систем и способов, обеспечивают модели, которые являются более надежными и более точными, чем ранее известные модели. В частности, наблюдениями установлено, что демпфирующее действие бурового раствора усиливается с повышением скорости, а демпфирующее действие буровой скважины фактически ослабляется с повышением скорости. Соответственно, в некоторых реализациях модели, которые

- 25 018946 включают в себя как эффекты воздействия бурового раствора, так и эффекты воздействия буровой скважины, могут быть более точными, чем модели, которые пренебрегают данными воздействиями. Хотя эффекты воздействия бурового раствора и эффекты воздействия буровой скважины могут быть относительно слабыми, правильное моделирование упомянутых эффектов воздействия будет повышать точность модели для создания возможности бурения в оптимизированных условиях. Поскольку затраты на операции бурения и риски и затраты, связанные с затруднениями, являются очень высокими, то неправильное понимание операций бурения, как преувеличенная оценка, так и недооценка, могут приводить к значительным экономическим потерям при выполнении работ, например к увеличению времени бурения или увеличению числа для восстановления после осложнений.

Амплитуда вращательного момента задается выражением

Как в случае продольных колебаний, для установления связи между амплитудами скручивания и вращательного момента на двух концах элемента можно применить формальное математическое представление в виде матрицы перехода «АЛ

ЧЧ Ф_гС/81п(^Г)

СО8(£_Г£) (63) соз(к_г£)

Остальная совокупность формул для крутильных колебаний в точности соответствует случаю для продольных колебаний, с соответствующей подстановкой переменных и параметров. Крутильная податливость на поверхности задается аналогичным образом, с использованием соответствующей пружины кручения, демпфирования и инерциальных параметров, относящихся к крутильным колебаниям.

В дополнение к элементам узла бурового инструмента, модель может включать дополнительные элементы в состав своей общей структуры. В общем, упомянутые дополнительные элементы можно включать, пока можно описать выражения, имеющие отношение к базовому решению на двух концах, а также соответствующей ему матрице перехода для динамических характеристик. Например, для гашения продольных колебаний на буровом долоте обычно применяют амортизирующий переводник. Амортизирующий переводник состоит, ориентировочно, из двух деталей, которые могут сдвигаться одна внутрь и другая наружу и соединены пружиной. Когда детали перемещаются одна относительно другой, внутренняя текучая среда создает демпфирующую силу. Характеристику системы можно моделировать в виде двух элементов узла бурового инструмента (представляющих собой две половины амортизирующего переводника), подсоединенных к системе демпфера и пружины, с коэффициентом жесткости пружины Ч и коэффициентом демпфирования γ₈₈. Матрицу перехода для амортизирующего переводника можно получить в виде

Для получения вектора состояния при наличии амортизирующего переводника требуется только вставить приведенную матрицу перехода в соответствующую позицию в общем произведении в уравнении (46). Как и следует ожидать, приведенная матрица сводится к единичной матрице, когда пружину выполняют бесконечно жесткой.

Другим специальным элементом потенциального интереса является забойный турбинный двигатель, расположенный в ВНА. Данное устройство изменяет базовое решение, так как все элементы узла бурового инструмента ниже двигателя вращаются с отличающейся угловой скоростью Ω_Η1|Ι>Ω_ΚΡ^. определяемой конструкцией забойного турбинного двигателя и расходом бурового раствора. Базовый вращательный момент не имеет разрыва на забойном турбинном двигателе. Динамическую характеристику забойного турбинного двигателя можно выразить формулой матрицы перехода, аналогичной уравнению (64).

Воздействия бурильных замков.

Многие трубчатые компоненты узла бурового инструмента, в частности бурильные трубы, имеют неравномерный профиль поперечного сечения по их длине. Такие компоненты обычно бывают толще вблизи концов (бурильных замков), на которых выполняются соединения, и тоньше в середине. Утяжеленная бурильная труба и другая нестандартная бурильная труба также могут содержать усиленные участки, на которых профиль поперечного сечения отличается от профиля в остальной части трубы. Кроме того, многие бурильные трубы имеют сужающиеся поперечные сечения, где тело трубы соединяется с бурильными замками на концах, вместо кусочно-постоянного профиля поперечного сечения. Для построения узла бурового инструмента большое число почти идентичных экземпляров данных трубчатых компонентов соединяют торец к торцу для создания конструкции с многочисленными изменениями поперечного сечения по длине данной конструкции. Представление каждой части с отличающимся поперечным сечением в виде отдельного элемента является трудоемкой задачей, дорогостоящей в вычисли

- 26 018946 тельном отношении. Желательно использовать более простое и эффективное описание узла бурового инструмента для ускорения вычислений и снижения степени сложности модели. Данную задачу можно решить использованием такой особенности, что на участке узла бурового инструмента, состоящем из последовательности трубчатых элементов номинально одинаковой конструкции и длины, обычно около 10 м (30 футов), изменения поперечного сечения являются почти периодическими, с периодом (~10 м), который намного меньше длин волн, соответствующих представляющим интерес продольным и крутильным колебаниям. Следовательно, для упрощения уравнений, подлежащих решению, можно воспользоваться способом усреднения. Данный способ в виде, применяемом к проблеме, решаемой настоящим изобретением, описан ниже.

Предлагается рассмотреть участок узла бурового инструмента, состоящий из нескольких номинально идентичных компонентов с длиной Ь, соединенных торец в торец, для которых площадь поперечного сечения А, момент инерции I и полярный момент инерции 1 являются периодическими функциями длины дуги 1 с периодом Ь, который считается коротким по сравнению с представляющими интерес характеристическими длинами волн. Тогда уравнения (29, 30), которые описывают базовое решение для продольных колебаний, можно аппроксимировать следующим образом:

(65)

А άΐ ~ Е\АГ (66) где угловые скобки обозначают усреднение на одном периоде изменения (б?)

Аналогично, базовое решение для крутильных колебаний можно получить заменой внешнего диаметра г_с, вращательного момента и значения, обратного полярному моменту инерции 1/1. их усредненными значениями в уравнениях (32, 33). Аналогичным образом можно обращаться с численной реализацией, описанной в уравнениях (35-38). При замене геометрических параметров их усредненными значениями больше необязательно разбивать узел бурового инструмента на элементы с постоянным попереч ным сечением.

Следует отметить, что операции инверсии и усреднения не обладают свойством перестановки; например, (1/А) не равно 1/{А), если А не является постоянной величиной. Для данного компонента узла бурового инструмента с заданным профилем поперечного сечения можно задать следующие коэффициенты формы:

Для компонента с профилем поперечного сечения общего вида упомянутые коэффициенты формы всегда больше чем или равны 1, при этом равенство имеет место только в том случае, когда поперечное сечение сохраняется постоянным вдоль компонента.

Далее, при обращении к уравнениям гармонических волн, когда геометрические параметры больше не являются постоянными по длине дуги, дифференциальное уравнение (40) можно записать в матричной форме

После применения способа усреднения к отдельным элементам матрицы и дополнительного действия с уравнениями, известного специалисту в данной области техники, обобщенная версия матрицы перехода для продольных колебаний согласно уравнению (40) получается в виде

где подстрочный индекс ί опущен для простоты.

Процесс усреднения влияет также на демпфирующие параметры бурового раствора и буровой скважины следующим образом:

- 27 018946

Усредненные уравнения крутильных колебаний можно получить аналогично, с получением матрицы перехода, имеющей форму, подобную вышеописанной, при соответствующих подстановках величин для крутильных колебаний (уравнение (63)):

где параметры демпфирования крутильных колебаний также усреднены соответствующим образом. Наиболее значимым эффектом использования компонентов узла бурового инструмента с неравномерным поперечным сечением является изменение волновых векторов, соответствующих продольным и крутильным волнам на данной частоте, посредством постоянного коэффициента формы. Другими словами, скорости продольных и крутильных волн вдоль данного участка узла бурового инструмента снижаются в к_А и Ку раз соответственно. Упомянутое снижение вызывает соответствующий сдвиг резонансных частот узла бурового инструмента в сторону снижения, что может быть важно, если модель используют для определения оптимальных значений (так называемых к\усс1 κροΐκ) скорости вращения (КРМ). Как упоминалось в различных местах настоящего описания, затраты на операции бурения делают ценными даже небольшие усовершенствования в области прогнозирования и эффективности соответствующих работ.

Чтобы продемонстрировать важность данного влияния, стоит рассмотреть типичную высокопрочную бурильную трубу с внешним диаметром 5 дюймов, весом 19,50 фунтов/фут и с соединением N050 (ХН). Участок узла бурового инструмента, состоящий из нескольких таких бурильных труб, будет иметь структуру с повторяющимся поперечным сечением, состоящую приблизительно из 30 футов тела трубы, с внешним диаметром, равным 5 дюймам, и внутренним диаметром, равным 4,276 дюймам, и с участком бурильного замка с суммарной длиной (ниппеля + муфты) 21 дюйм, внешним диаметром, равным 6,625 дюймам, и внутренним диаметром, равным 2,75 дюймам. Соответствующие коэффициенты формы для данной трубы равны к_А=1,09 и К|=1,11 соответственно. Следовательно, если большая часть длины узла бурового инструмента состоит из упомянутой трубы, то бурильные замки могут вызывать сдвиг вниз резонансных частот на величину, достигающую приблизительно 10%, по сравнению с бурильной трубой равномерного поперечного сечения. Данный эффект может иметь большое значение, в зависимости от прикладной задачи, и может содержаться в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения. Например, операции бурения обычно планируются так, чтобы исключить работу на резонансных частотах, что можно более точно смоделировать с помощью настоящих систем и способов. Соответствующие изменения параметров демпфирования оказывают менее значительное влияние на динамическую характеристику узла бурового инструмента, но также могут учитываться.

Оценка рабочих характеристик узла бурового инструмента.

Базовое решение, собственные частотные состояния и линейные частотные функции, обеспечиваемые базовой моделью, можно использовать для оценки подверженности подскакиванию долота на забое и скачкообразному движению конструкций узлов бурового инструмента, что можно осуществлять с помощью показателей колебательности, получаемых из приведенных результатов. Ниже, без ограничения объема изобретения, представлено несколько примеров упомянутых показателей. В частности, несколько показателей, описанных в настоящем изобретении, зависят от фактической податливости (продольной и крутильной) узла бурового инструмента в положении бурового долота (уравнение (53)):

(о) (0) (74) (75)

Продольная податливость обеспечивает взаимосвязь между продольным смещением и амплитудой натяжения на конкретной частоте. Аналогично, крутильная податливость связывает амплитуду углового смещения с амплитудой вращательного момента. Податливость является комплексной функцией ω и содержит информацию как об относительном абсолютном значении, так и о фазе колебаний.

Продольные показатели (подскакивание долота на забое): вынужденное смещение на буровом до лоте.

При оценке рабочих характеристик узла бурового инструмента, учитывающей вынужденное смещение на буровом долоте, принимается, что буровое долото действует как источник смещения на некоторых гармониках скорости проходки. Для шарошечных конических буровых долот с тремя конусами, обычно предполагается, что подскакивание долота на забое происходит в режиме с частотой, равной 3кратной частоте вращения, следовательно, целесообразно рассматривать п=3 как наиболее важный режим высшей гармоники. Для буровых долот с коронками, сформированными поликристаллическими синтетическими алмазами, возможно, важным элементом расчетной схемы гармоник должно быть число лопастей. Кроме того, в слоистой породе любое рассогласование между траекторией буровой скважины

- 28 018946 и передней гранью бурильного инструмента, например, во время наклонного бурения будет приводить к возбуждению на основной частоте, следовательно, случай п=1 следует рассматривать всегда. При анализе гармоник следует использовать п=3 для шарошечных конических буровых долот и п=1 и число лопастей для буровых долот с коронками, сформированными поликристаллическими синтетическими алмазами; однако анализ на других частотах не выходит за пределы объема настоящего изобретения.

В качестве допущения принято, что причиной возбуждения смещения является неоднородность горной породы, например твердые включения, или прожилки, или переходы между разными породами. При проходке упомянутых твердых прожилок буровое долото приподнимается более твердой породой. Если дополнительное продольное усилие, которое развивается реакцией узла бурового инструмента на упомянутое движение, превосходит осевую нагрузку, то полученные в результате колебания осевой нагрузки могут приводить к потере контакта между буровым долотом и забоем ствола скважины. Ситуация аналогична случаю, когда автомобиль с жесткой подвеской отрывается от земли после наезда на искусственную неровность для ограничения скорости движения. Фактический коэффициент жесткости пружины для узла бурового инструмента, который создает восстанавливающую силу, задается выражением

Самый неблагоприятный сценарий имеет место, когда сопротивление твердых участков настолько значительно превосходит среднее сопротивление горной породы, что буровое долото почти выходит из контакта с рабочим забоем ствола его скважины, в результате чего амплитуда возбуждения равна проходке за цикл (РРС) или расстоянию, на которое узел бурового инструмента продвигается в продольном направлении за один период колебаний; следовательно, предполагается, что {0) = аРРС, РРСг-.^{2л К0Р} . (77) ^п±^£М>М

Постоянную пропорциональной связи, а, между РРС и действующей амплитудой смещения можно корректировать в пределах от 0 до 1 для неоднородности горной породы, при этом 0 соответствует полностью однородной горной породе и 1 соответствует присутствию очень твердых прожилок в мягкой горной породе. Затем можно задать показатель подскакивания долота на забое посредством отношения динамической продольной силы к средней осевой нагрузке (\УОВ). Назначение постоянной пропорциональной связи а, равной единице, соответствует самому неблагоприятному сценарию:

Буровое долото будет полностью терять контакт с горной породой в течение части цикла, если приведенное отношение больше единицы, и поэтому конструкция должна быть разработана так, чтобы минимизировать приведенный показатель; т.е. поддерживать данный показатель небольшим по сравнению с единицей. Показатель имеет смысл рассматривать только тогда, когда действительная часть податливости является отрицательной, т.е. когда узел бурового инструмента, фактически, отталкивается назад.

Первое отношение в приведенном выражении зависит от характеристик бурового долота и породы, и упомянутые характеристики можно получить путем исследования режима бурения в скважине при соответствующих скоростях вращения. В альтернативном варианте колебательную характеристику конструкции уже опущенного в скважину узла бурового инструмента можно статистически прогнозировать с использованием данных о скорости проходки и осевой нагрузке в буровом журнале.

В ситуации перед бурением, в котором значение скорости проходки неизвестно, возможно было бы целесообразно обеспечить перед бурением оценку скорости проходки (КОР) по предельным состояниям, соответствующую единичному показателю подскакивания долота на забое:

МАХКОР(п)=»όβ _ ₇ θ)

Контурное изображение данной величины будет указывать, для данного набора условий бурения, значение скорости проходки, при превышении которого подскакивание долота на забое может стать преобладающим, и целью проектирования должно быть максимальное увеличение скорости проходки в пределах интервала рабочих параметров, без приведения к чрезмерному или нежелательному подскакиванию долота на забое.

В целях проектирования узла бурового инструмента может оказаться полезным сравнительный показатель подскакивания долота на забое, который учитывает только свойства узла бурового инструмента:

где Эь означает диаметр бурового долота.

Целью проектирования будет сведение к минимуму данной величины в пределах интервала рабочих параметров. Данная величина является относительным показателем в том смысле, что фактическое абсолютное значение не дает никакой количественной информации; однако данная величина имеет раз

- 29 018946 мерность напряжения и должна быть небольшой в сравнении с сопротивлением породы. Только положительные значения данного параметра могут создавать проблему продольных вибраций.

В случаях, когда неопределенность входных параметров не допускает точного определения фазы податливости, можно использовать более консервативный показатель посредством замены действительной части абсолютным значением и пренебрежения фазой. Вышеприведенное описание объясняет несколько полезных показателей, которые можно вывести из зависимостей для буровой скважины. С использованием систем и способов в соответствии с настоящим изобретением и в пределах объема настоящего изобретения можно вывести другие подходящие показатели.

Подскакивание долота на забое: автоколебания.

Другим важным возможным источником продольных колебаний являются автоколебания бурового долота, принципиальные основы которого изучены намного основательнее. Зависимости, описывающие автоколебательные динамические характеристики, являющиеся причиной продольных колебаний, можно использовать для обеспечения еще одних дополнительных показателей рабочих характеристик. Автоколебания являются самовозбуждающимися колебаниями в случае, когда взаимовлияние динамической характеристики узла бурового инструмента и взаимодействия между буровым долотом и горной породой может вызвать образование забойной структуры, амплитуда изменения которой увеличивается со временем. Данное явление хорошо известно и изучено в области механической обработки, резании металлов и металлообработки и называется теорией вибраций. По сравнению с вышеприведенным описанием, нестабильность данного типа может возникать в совершенно однородной горной породе и имеет более прямую связь с конструкцией узла бурового инструмента.

Линейные теории автоколебаний разработаны в 1950- и 1960-х гг. различными исследователями, включая Тобиаса (ТоЫак), Тласти (Т1и51у) и Мерритта (Мсгп11). За годы после создания предварительных теорий автоколебаний в теории внесены значительные усовершенствования, в том числе теоретические положения, которые предлагают возможности прогнозирования. Вибрации могут возникать на частотах, на которых действительная часть функции податливости является положительной, и, следовательно, могут охватывать частоты, которые являются дополнительными к ранее рассмотренным частотам. Правило знаков, применяемое в настоящих системах и способах, отличается от правила, применяемого в большинстве обычных описаний вибраций. Для упомянутых частот вибрации могут возникать, если

Для абсолютной устойчивости приведенное неравенство должно удовлетворяться для любой возможной частоты вибраций. Проходка на цикл (РРС) может зависеть от скорости проходки (ВОР): д(РРС) _ 2π д(КОР) д(^Ов)~ ω д^ОВ)· ⁽⁸²⁾

Таким образом, критерий абсолютной устойчивости можно встроить в показатель вибраций: ЧМ--ЧИ· Данная величина должна быть меньше, чем значение для абсолютной устойчивости. Если калибровочная информация (полученная при вращении инструмента без подачи) отсутствует, то все еще имеет возможность получения относительного показателя вибраций:

^вв< - ^тах _ш {*> Κ-Ύλ,, А)]} (84) “ЛРЛ/

Фактически, требование абсолютной устойчивости является консервативным, поскольку частота вибраций и скорость вращения (ВРМ) связаны между собой. С использованием теории Тласти (Т1и51у) в полном объеме можно вычислить диаграмму условной устойчивости и найти оптимальные значения ВРМ. Упомянутое вычисление осложняется тем, что, сама по себе, фактическая податливость бурового долота является функцией ВРМ, хотя зависимость является довольно слабой. Данная зависимость приводит к увеличению объема вычислений при анализе, который не поясняется подробно в настоящем описании, но который находится в пределах широкого объема настоящего изобретения.

Показатели крутильных колебаний (скачкообразного движения): скачкообразное движение, вызываемое буровым долотом.

Хотя крутильные колебания, именуемые также скачкообразным движением, могут вызываться рядом факторов, присутствующих в буровой скважине, важным фактором является взаимодействие между буровым долотом и породой. Скачкообразное движение, вызываемое буровым долотом, в основном объясняется тем, что упомянутое движение появляется как неустойчивость, обусловленная зависимостью агрессивности (отношения вращательный момент/осевая нагрузка) бурового долота от скорости вращения. Большинство буровых долот характеризуется снижением агрессивности при более высоких скоростях вращения. При постоянном значении осевой нагрузки вращательный момент, создаваемый буровым долотом, фактически, уменьшается по мере того, как повышается скорость бурового долота, что приводит к флуктуациям скорости вращения, которые возрастают со временем. Появление упомянутых флук

- 30 018946 туаций всегда предотвращается динамическим демпфированием крутильного движения вдоль узла бурового инструмента. Скачкообразное движение может создаваться на резонансных частотах узла бурового инструмента, когда силы инерции и упругости в точности уравновешивают друг друга. Когда упомянутое равновесие имеет место, действительная часть выражения податливости принимает нулевое значе ние:

Мс_г>А)]=0; 2, ... (85)

Абсолютная величина эффективного демпфирования на данной частоте задается уравнением

Если принять, что динамическую характеристику бурового долота можно вывести из его установившегося режима при изменяющихся скоростях вращения, то параметр демпфирования, связанный с буровым долотом, задан уравнением

Скачкообразная неустойчивость возникает, когда отрицательное демпфирование бурового долота является достаточно большим, чтобы сделать так, что общее демпфирование системы становится отри цательным:

УЪ^+Гг,1<0. (88)

Узел бурового инструмента имеет несколько резонансных частот, но в большинстве случаев эффективное демпфирование узла бурового инструмента является самым слабым для резонанса на минимальной частоте (1=1), если колебание на данной частоте не подавляется активным контролем, например, ме тодом 8ой Тощие™. Следовательно, настоящая модель обнаруживает первый резонанс и использует его для оценки характеристики скачкообразного движения. Другие подходящие модели, применяемые для вывода показателей, могут учитывать другие резонансы. Подходящий показатель подверженности скачкообразному движению можно построить следующим образом:

Фактор, умножающий общий коэффициент демпфирования, выбирают так, чтобы лишить размерности показатель посредством характеристического вращательного момента (вращательного момента буровой установки) и углового смещения (встречающегося в условиях полного скачкообразного движения). Другим обоснованным выбором для характеристического вращательного момента будет вращательный момент на буровом долоте; существуют также другие характеристические частоты, например частота скачкообразного движения. Соответственно, показатель, представленный в настоящем описании, является простым примером методологии в объеме настоящего изобретения. Для показателей можно использовать другие формулы, основанные на принципах, изложенных в настоящем описании, и не выходящие за пределы объема настоящего изобретения. Целью разработки конфигурационного решения узла бурового инструмента и/или схемы операции бурения должно быть, в первую очередь, уклонение от зон, в которых упомянутый показатель является отрицательным, и затем сведение к минимуму любых положительных значений в пределах интервала рабочих характеристик.

Упомянутый показатель нуждается в информации о том, каким образом вращательный момент на буровом долоте зависит от скорости вращения. Предпочтительный вариант осуществления использует следующую функциональную форму записи для агрессивности бурового долота:

и = . ^ЗГ*'·____{= и +}____,₉₀₎ где Ό|_:, означает диаметр бурового долота.

Другие реализации могут использовать другие зависимости для описания того, каким образом вращательный момент на буровом долоте зависит от скорости вращения. В соответствии с настоящей реализацией, когда скорость вращения возрастает, агрессивность бурового долота снижается от его статического значения μ при низких скоростях вращения к его динамическому значению ц_б при высоких скоростях вращения, с характеристической переходной скорости вращения, соответствующей угловой скорости Ω_χο. Затем уравнение (90) можно использовать для получения следующей формы выражения в уравнении (87):

Возможно также использование других подходящих функциональных форм. Следует отметить, что если присутствует забойный турбинный двигатель, то для вычисления демпфирования бурового долота следует использовать скорость вращения на буровом долоте. Системы забойных турбинных двигателей работают с более высокими скоростями вращения и обычно характеризуются значительным демпфированием крутильных колебаний вследствие их архитектуры. Использование забойных турбинных двига

- 31 018946 телей может значительно уменьшить риск скачкообразного движения; данный эффект можно учесть, если в модели обеспечить матрицу перехода для динамических характеристик забойных турбинных двигателей. Другие подходящие доработки настоящих моделей с целью учета различных других элементов и конфигураций узла бурового инструмента не выходят за пределы объема настоящего изобретения.

Если информация о характеристиках бурового долота отсутствует, то в целях параллельного сравнения конструкций узла бурового инструмента можно использовать относительный показатель посредством принятия подходящих значений по умолчанию, например 0,3, для агрессивности бурового долота, причем без его снижения с ростом скорости. Упомянутый показатель не позволит определить, когда возникнет скачкообразное движение, но будет обеспечивать относительное сравнение разных конструкций узла бурового инструмента, предполагаемых для использования с одним и тем же буровым долотом, при этом более выгодные конструкции характеризуются меньшим показателем:

Показатели для крутильных колебаний: вынужденные крутильные колебания.

Чтобы оценить рабочие характеристики узла бурового инструмента в режиме вынужденных крутильных колебаний, можно рассмотреть линейный отклик на различные типы возбуждений, никакие из которых не выходят за пределы объема настоящего изобретения. В одном предпочтительном варианте осуществления предполагается, что буровое долото является источником крутильных колебаний с частотой, которая соответствует скорости вращения и ее гармоникам. Когда одна из упомянутых гармоник близка к одной из резонансных частот крутильных колебаний узла бурового инструмента, то из-за значительной эффективной податливости узла бурового инструмента возможно наведение сильных крутильных колебаний, т.е. небольшие крутильные колебания могут приводить к значительному изменению скорости вращения бурового долота. Эффективная податливость при кручении на буровом долоте, с учетом демпфирования бурильной колонны и бурового долота, определяется выражением

где ⁼ символ служит для обозначения того обстоятельства, что член не является истинной податливостью и содержит только член ослабления с ростом скорости, соответствующий агрессивности бурового долота.

В таком случае безразмерный показатель колебательности при вынужденных крутильных колебаниях для возбуждения на η-й гармонике можно определить в виде

Для требуемого диапазона параметров режима бурения более оптимизированные конструкции узла бурового инструмента и бурового долота дают в результате меньшие значения показателей. Показатель нормируется таким образом, что он отражает отношение характеристического вращательного момента (выбираемого в настоящем случае как вращательный момент на поверхности) к амплитуде вращательного момента возбуждения, необходимого для обеспечения полностью скачкообразного движения на буровом долоте. Другим обоснованным вариантом выбора характеристического вращательного момента будет вращательный момент на долоте. Существуют также другие характеристические частоты, которые можно рассматривать, и ниже описан другой пример. Соответственно, представленный здесь показатель является просто примером методологии в пределах объема настоящего изобретения. Для показателей можно использовать другие формулы, основанные на принципах, изложенных в настоящем описании, и не выходящие за пределы объема настоящего изобретения. Целью проектирования будет сведение к минимуму показателя в пределах интервала рабочих.

Если информация о характеристиках бурового долота отсутствует, то можно принять подходящие значения по умолчанию, например 0,3, для агрессивности бурового долота, причем без его снижения с ростом скорости, и тогда относительный показатель, аналогичный показателю скачкообразного движения, можно определить следующим образом:

ТТ, (η) = η (рь = 0,3)||С_гА, («0^)11- (95)

Показатель в уравнении (95) может обеспечивать относительное сравнение между разными конструкциями узла бурового инструмента, использующими одно и то же буровое долото, при этом более выгодная конструкция характеризуется меньшим показателем колебательности.

Показатели для продольных и крутильных колебаний: другие вынужденные колебания.

Другими потенциальными источниками продольных и крутильных колебаний являются флуктуации давления, создаваемые насосами бурового раствора и другими гидравлическими элементами в узле бурового инструмента, например забойным турбинным двигателем, турбиной или клапаном телеметрии пульсаций бурового раствора. Каждый из упомянутых элементов располагает возможностью модуляции возбуждения продольных и крутильных колебаний на конкретных частотах. Например, насосы бурового раствора создают пульсации давления на гармониках частоты ходов насоса в минуту. Упомянутые пуль

- 32 018946 сации создают продольные силовые воздействия как вдоль всего узла бурового инструмента, так и на буровом долоте вследствие изменений перепада давления на промывочных насадках бурового долота. То же самое силовое воздействие вызывает также крутильные колебания вследствие динамического изменения осевой нагрузки на той же самой частоте.

Относительный показатель колебательной характеристики, обусловленный возбуждением на частоте насоса бурового раствора и ее гармониках, можно составить так, чтобы количественно выразить его воздействия на колебания узла бурового инструмента. В другом примере забойный турбинный двигатель изменяет базовое решение посредством вращения с разной угловой скоростью, определяемой конструкцией забойного турбинного двигателя, расходом бурового раствора и перепадом давления на забойном турбинном двигателе. Крутильные и продольные силовые воздействия совпадают также с частотой ходов насоса бурового раствора в минуту и ее гармониками, но возникают в месте расположения насоса бурового раствора. В еще одном примере гидравлический клапан, используемый для телеметрии пульсаций бурового раствора, работает на несущей частоте, связанной со скоростью передачи данных системы, и создает колебания давления на отдельных характеристических частотах. Если какие-либо из упомянутых возбуждений совпадают с резонансной частотой узла бурового инструмента, то, в результате, возможно усиление колебаний. Специалисты в данной области техники смогут с помощью настоящего изобретения составить и использовать подходящие показатели колебательности на основании возбуждения узла бурового инструмента в конкретном положении и на конкретной частоте и частотную функцию реакции узла бурового инструмента на упомянутое возбуждение.

Другие показатели: энергия упругости в узле бурового инструмента.

Количество энергии упругости, аккумулированной в узле бурового инструмента в результате динамического режима, может быть признаком слишком большого движения, которое может приводить к повреждению узла бурового инструмента, износу трубы и обсадной трубы и, возможно, даже раскреплению в стволе буровой скважины и другим нарушениям условий буровой скважины. Количество энергии упругости, аккумулированной в узле бурового инструмента, можно записать в интегральной форме в виде

Поскольку можно считать, что кривизна скважины предварительно задана и не является частью проблемы динамических характеристик, то первые два члена в подынтегральном выражении, энергию динамической продольной деформации и энергию динамической крутильной деформации соответственно можно использовать как дополнительные показатели колебательности или учитывать в них. Более высокие рабочие характеристики обычно будут соответствовать меньшим значениям показателей, вычисляемым следующим образом:

££·,=1ίσ/— Ц·. (98)

2’

Конкретные решения, используемые при вычислении вышеприведенных показателей, могут быть базовым решением, динамической частью линейных частотных функций на соответствующей частоте (гармонике скорости вращения или резонансной частоте в случае вибраций или скачкообразного движения) или суперпозицией двух данных решений.

Другие показатели: потери в системе на трение.

С помощью настоящей модели можно оценить количество энергии, рассеиваемой в результате потерь на трение вдоль узла бурового инструмента, в стандартных условиях. Интегрирование произведения членов, обусловленных трением (контактным трением с буровым раствором или буровой скважиной), и соответствующих им смещений или скоростей сдвига, включая как базовый, так и динамический члены, обеспечит количественную оценку потерь на трение и идентифицирует члены, которые происходят от нагрузки, и члены, которые порождаются динамическими воздействиями, спрогнозированными в модели. Затем можно количественно определить влияние изменения конструкции узла бурового инструмента с учетом потерь на трение. Более сильное среднее трение обычно имеет следствием больший износ компонентов и, следовательно, сокращение срока эксплуатации, так что желательно ослабить трение. С другой стороны, динамическое трение может обеспечивать демпфирование, которое необходимо для подавления колебательной неустойчивости. Когда трение характеризуется ослаблением с ростом скорости, общие потери на трение могут снижаться при появлении колебаний, которые могут инициировать неустойчивость. Следовательно, количественная оценка динамических потерь в пересчете на коэффициент потерь может способствовать при решении задачи проектирования узлов бурового инструмента с более длительным сроком эксплуатации и меньшим числом проблем с колебаниями.

Другие показатели: динамический запас по пределу текучести.

Объединенные базовые решения и динамические линейные частотные функции, выводимые из данной модели, могут обеспечивать однозначную информацию, помогающую получить представление о

- 33 018946 запасах рабочих параметров для условий динамического нагружения. Для каждого элемента узла бурового инструмента запас между напряжением текучести материала и базовым напряженным состоянием определяет запас по пределу текучести на данной глубине. Посредством наложения динамических состояний и вычисленных напряжений для стандартных динамических условий и сравнения упомянутых значений с динамическим запасом по текучести можно оценить близость к динамическому отказу узла бурового инструмента и, следовательно, идентифицировать такие участки труб, которым угрожает отказ. Изменение конструкции узла бурового инструмента или повышение прочности труб в данном интервале исключит слабое звено в цепи и повысит допустимый предел усталости системы.

Комбинированные показатели.

Как изложено выше, прогнозируемый характер изменения для каждой из мод колебаний можно определить путем раздельного исследования каждого из показателей колебательности. Однако существует возможность, что отдельно спрогнозированная колебательная характеристика для данного набора рабочих условий сможет предсказать высокие рабочие характеристики для одного из показателей, с прогнозированием при этом низких рабочих характеристик по меньшей мере для одного из других показателей колебательности. Поэтому в некоторых реализациях в связи с работой по ослаблению колебаний во время операций бурения можно рассматривать по меньшей мере две из мод колебаний и по меньшей мере два соответствующих показателя. Упомянутые реализации будут предоставлять возможность проектирования и идентификации конструкции узла бурового инструмента, которая ослабляет вызванное колебаниями нарушение нормальной работы в пределах требуемого диапазона по меньшей мере чего-то одного из скорости вращения, осевой нагрузки и глубины.

Факторный анализ для определения показателей рабочих характеристик для нескольких мод колебаний можно выполнять по меньшей мере двумя методами, примеры которых содержат вывод комбинированного показателя и наложение разных показателей для определения нормальных рабочих областей. Возможна разработка других способов объединения по меньшей мере двух показателей, без выхода за пределы объема настоящего изобретения. После определения комбинированных показателей рабочих характеристик по меньшей мере одну конструкцию низа бурильной колонны и узла бурового инструмента и параметры операций бурения можно протестировать с использованием комбинированных показателей рабочих характеристик, чтобы определить предпочтительные конструкцию и/или операции для ослабления колебаний. Существует несколько способов для обоих методов разработки комбинированного/наложенного показателя колебательности.

Например, разработка наложенного показателя может содержать вычисление или другое определение отдельных показателей колебательных характеристик и обеспечение численного значения, которое может наиболее точно количественно оценить воздействие мод колебаний. Разным модам колебаний можно присваивать равные или неодинаковые весовые коэффициенты, в зависимости от ожидаемой вероятности возникновения конкретной моды колебаний. Затем отдельные и взвешенные показатели можно объединять для формирования глобального показателя, например суммированием, усреднением или другим способом, который обычно применяют для всех вычислений глобального показателя.

Аналогичным образом, наложение разных показателей можно выполнять объединением рабочих кривых на одном графике, при поддержке на постоянном уровне некоторых из параметрических значений, например осевую нагрузку. Однако следует понимать, что постоянное параметрическое значение не предполагает ограничения наложенного показателя. Данный подход делает возможной визуальную идентификацию оптимальных значений, заданных всеми модами колебаний. Для дополнительного совершенствования идентификации упомянутый процесс можно выполнять компьютерной программой.

На фиг. 10 схематически представлен двумерный вариант осуществления репрезентативного комбинированного графика показателей колебательных характеристик. Комбинированный график показателей колебательных характеристик может показывать показатели в общих осях для представления концепции нормальных рабочих параметров (осевой нагрузки, скорости вращения), при которых можно эксплуатировать узел бурового инструмента, чтобы исключить крутильные колебания (например, скачкообразное движение), поперечные изгибные колебания (например, вращательные) и продольную моду колебаний (например, подскакивание долота на забое). Хотя показанный график является двумерным, упомянутые показатели можно представить графически в виде глубин с использованием трехмерной диаграммы. Для специальной или общей прикладной задачи могут быть созданы другие варианты репрезентативного графика, не выходящие за пределы объема настоящего изобретения. На примерном комбинированном графике показателей, представленном на фиг. 10, учет того, что область 1012 скачкообразного движения является областью, связанной с неустойчивостью, отодвигающейся дальше от области неустойчивости, обеспечивает пространство параметров с большей устойчивостью к скачкообразному движению. Кроме того, при изучении комбинированного графика показателей, показанного на фиг. 10, можно получить информацию об удалении от области скачкообразного движения, чтобы не входить в области проявления подверженности продольным колебаниям 1014 или поперечным изгибным колебаниям 1016.

Хотя показанная схема представляет концепцию способа, которым можно скомбинировать три разные моды колебаний, во многих практических случаях в характеристиках системы преобладают только

- 34 018946 две из трех мод. Например, измерением или оценкой может быть установлено, что в характеристике системы преобладают поперечная изгибная мода колебаний и либо крутильная, либо продольная мода колебаний. Дополнительно или в качестве альтернативы, возможны ситуации, в которых крутильная и продольная моды колебаний преобладают над поперечной модой колебаний. Состав узла бурового инструмента, ВНА и бурового долота воздействует на моды колебаний, которые преобладают в характеристике системы. Например, трехшарошечные конические долота характеризуются выраженным преобладанием продольной моды, а долота РЭС характеризуются преобладанием крутильной моды. Следовательно, альтернативные варианты осуществления могут объединять показатели рабочих характеристик любых двух из мод колебаний, например продольных и вращательных, крутильных и вращательных и крутильных и продольных мод.

Примеры

Как изложено выше, настоящее изобретение предлагает системы и способы для поддержки проектирования конфигураций узлов бурового инструмента и/или для поддержки проектирования операций бурения. Примерные показатели рабочих характеристик описаны выше, а другие могут быть выведены в соответствии с вышеописанной методологией. Некоторые из вышеописанных способов обеспечивают результаты, которые оптимально представляются графически. Метод графического представления результатов можно изменять по требованию специалиста в данной области техники. Различные примерные реализации графического представления описаны в связи с фиг. 11-17; другие реализации также не выходят за пределы объема настоящего изобретения. Ниже приведено дополнительное описание системы, приспособленной для реализации вышеописанной методологии, например компьютерной системы, содержащей оборудование для ввода, оборудование для обработки и оборудование для отображения. Для реализации настоящих способов могут быть разработаны другие подходящие системы по мере продолжения развития компьютерных систем.

Способы в соответствии с настоящим изобретением предпочтительно реализуют с использованием по меньшей мере одной компьютерной системы, например, описанной выше. Примерная компьютерная система будет содержать обычные компоненты, например процессоры, среду для хранения информации, программное обеспечение и системы ввода и вывода. Любой по меньшей мере один из упомянутых компонентов компьютерной системы может быть в любой подходящей форме и/или может быть объединен с другими подходящими или доступными компонентами, появляющимися в результате развития технологии. Например, системы ввода и вывода можно объединять, по меньшей мере частично, в форме сенсорного дисплея. Аналогично, упомянутые компоненты могут обмениваться между собой данными любым подходящим способом. Например, некоторая часть среды для хранения информации, используемой в реализации настоящих способов, может быть удалена от систем ввода и вывода, например, посредством подсоединения по сети или с помощью другой системы связи. В другом примере по меньшей мере два процессора могут быть выполнены с возможностью взаимодействия при обработке математических соотношений и алгоритмов, обеспечиваемых настоящими способами. Способы, описанные в настоящем изобретении, могут выполняться в компьютерной системе с использованием пакета специализированного программного обеспечения, предназначенного для настоящих способов. Аналогично, средства программирования, предназначенные для реализации настоящих способов, могут быть связаны с компьютерной системой в виде микропрограммных средств или любым другим подходящим способом. Дополнительно или в качестве альтернативы, по меньшей мере один аспект настоящих способов может быть реализован с использованием коммерчески доступных пакетов программного обеспечения, включая операционные системы, программ решения математических задач, программ инженерного проектирования, языков программирования и т.п.

В отношении дальнейшего рассмотрения примерной системы следует отметить, что настоящие системы могут быть связаны или объединены с системами или инструментальными средствами, описанными в совместно рассматриваемой международной патентной публикации № УО 2008/097303 автора настоящего изобретения, полное описание которого, фактически, включено в настоящий патент. Например, графический пользовательский интерфейс может быть подобен интерфейсу, описанному в упомянутой публикации. Нижеприведенные описание и иллюстрации представляют некоторые из различных дисплеев ввода и вывода, доступных с системами и способами в соответствии с настоящим изобретением. Пример относится к анализу профиля простой скважины со стабилизирующимся углом наклона и стандартной конструкции узла бурового инструмента и сравнивает данную конструкцию с различными альтернативными конструкциями узла бурового инструмента с постепенно сужающимся диаметром.

Главное окно 1110 настройки конфигурации, показанное на фиг. 11, позволяет вводить параметры, которые являются общими с инструментальным средством для поперечных колебаний, описанным в публикации УО 2008/097303. Упомянутые параметры содержат диапазоны КРМ 1012 и диапазоны УОВ 1014, размер 1016 скважины, вес 1018 бурового раствора и диапазон 1020 рассматриваемых гармоник, помимо остальных параметров. Отдельное окно 1210, показанное на фиг. 12, позволяет вводить некоторые из дополнительных параметров, необходимых для реализации вышеописанных способов анализа крутильных-продольных колебаний, в инструментальное средство анализа крутильных-продольных колебаний. Примерные параметры содержат диапазон 1212 глубин инструмента, пластическую вязкость

- 35 018946

1214 бурового раствора (возможно, частотно-зависимую), коэффициент трения 1216 узла бурового инструмента (возможно, зависящий от скорости), агрессивность 1218 бурового долота (возможно, зависящую от скорости), граничные условия 1220 на буровой установке (возможно использование значений по умолчанию) и диапазон 1222 частот, подлежащих анализу на линейные частотные функции. Окно позволяет также импортировать в поле 1224 план или данные геофизического исследования скважины в формате Ехсе1 и отображает в поле 1226 траекторию, соответствующую данным геофизического исследования, чтобы обеспечить исследование точного профиля ствола буровой скважины.

В некоторых реализациях несколько конструкций узла бурового инструмента могут рассматриваться одновременно для данного набора условий бурения. На фиг. 13 показана группа графиков в окне 1310 дисплея, содержащих диаграммы для двух конструкций узла бурового инструмента на каждом из графиков. Одновременно можно рассматривать несколько конструкций узла бурового инструмента. Как показано на фиг. 13, некоторые реализации могут быть оборудованы графическим интерфейсом, на котором пользователь может избирательно назначать отображение на графиках или удаление из графиков по меньшей мере одной из конструкций узла бурового инструмента, например, с помощью отмечаемых кнопок 1330 внизу слева на фиг. 13. Хотя показанные диаграммы предназначены всего для двух конструкций и используют для различения сплошную и штриховую линии, фактические реализации можно разработать с возможностью использования цветового кодирования, чтобы более четко визуализировать диаграммы для разных конструкций и способствовать использованию по меньшей мере трех конструкций. Базовое решение является похожим на традиционную модель вращательного момента и лобового сопротивления и обеспечивает диаграмму продольного смещения в поле 1312, натяжения в поле 1314, угла кручения в поле 1316 и вращательного момента в поле 1318, при этом каждого в виде функции расстояния от бурового долота, в то время как узел бурового инструмента вращается при \УОВ, заданном в поле 1320, и КРМ, заданной в поле 1322. На фиг. 13 дополнительно показано, что по меньшей мере один из параметров может быть выбран или изменен на графическом пользовательском интерфейсе, например, с использованием движков-индикаторов параметров. Примерные движки-индикаторы для параметров показаны, например, для скорости вращения 1322 и осевой нагрузки 1320.

В примере на фиг. 13 сравниваются две конструкции узла бурового инструмента. Обе данные конструкции содержат идентичные низы бурильных колонн, но лишь одна конструкция (показана сплошной линией) содержит только 5,5-дюймовые бурильные трубы над низом бурильной колонны, а другая является конструкцией с сужающимся поперечным сечением (показана штриховой линией) с длиной 6000 футов 4-дюймового узла бурового инструмента между низом бурильной колонны и 5,5-дюймовой бурильной трубой. Диаграммы, представленные на фиг. 13, показывают почти 5-футовое растяжение узла бурового инструмента в данных условиях. Значительное различие вращательных моментов на поверхности обусловлено увеличением сил контактного взаимодействия с буровой скважиной, поскольку конструкция с постоянным поперечным сечением намного тяжелее, чем конструкция с сужающимся поперечным сечением. Быстрое увеличение вращательного момента наблюдается в области набора кривизны (где наклон скважины изменяется от вертикального к наклонному пути на участке приблизительно от 7000 до 8000 футов от бурового долота), вследствие увеличения сил контактного взаимодействия, необходимых для изменения направления узла бурового инструмента.

На фиг. 14 показано примерное трехмерное представление смещения в окне 1410, которое содержит графические представления смещения для двух разных узлов бурового инструмента в полях 1412 и 1414. Представления 1412 и 1414 отражают абсолютную величину растяжения для моды второй гармоники, смотри переключатель 1424 мод, вдоль узла бурового инструмента, когда буровое долото возбуждается эталонным смещением 0,5 дюймов. Резонансные частоты можно четко идентифицировать. Силы воздействия ствола буровой скважины обеспечивают эффективное демпфирование, уменьшающее смещение на более низких частотах, но демпфирование становится слабее по мере того, как повышается скорость вращения. Пользователь может использовать предоставленные движки-индикаторы 1420, 1422, 1424 и т.п. для корректировки ориентации диаграмм или изменения мод высших гармоник, подлежащих анализу. Как на фиг. 13, на одном и том же дисплее можно сравнивать несколько конструкций узла бурового инструмента. В некоторых реализациях один набор окон ввода может предоставлять пользователю возможность создания группы графиков или дисплеев, например, таких, которые показаны на фиг. 13 и 14, характеризующих рабочие характеристики по меньшей мере одной конструкции, определенной в окнах ввода.

Хотя гармоники скорости вращения являются основными возбуждениями, рассматриваемыми для продольных колебаний, для определения крутильной нестабильности можно рассматривать все частоты. На фиг. 15 в окне 1510 дисплея показана эффективная крутильная податливость узла бурового инструмента при заданных осевой нагрузке 1520 (5 килобар/фут) и скорости вращения 1522 (120). На фиг. 15 представлены диаграммы податливости для двух конструкций узла бурового инструмента, показанных на фиг. 13, с использованием вышеупомянутых сплошной линии и штриховой линии. В данном примере первый резонанс 1540 около частоты 0,25 Гц соответствует началу скачкообразного движения. Резонанс идентифицируется по пересечению нуля действительной частью 1512 (что соответствует почти компенсации инерциальных и упругих сил) и максимуму мнимой части 1514. Бурильная колонна с сужающимся

- 36 018946 поперечным сечением характеризуется намного более острым резонансом, который соответствует значительному снижению рабочих характеристик скачкообразного движения. Изучение данной диаграммы позволяет пользователю идентифицировать соответствующую резонансную частоту и убедиться в том, что данная частота содержится в последующем анализе скачкообразного движения. В некоторых реализациях настоящих способов программное обеспечение или другие средства программирования могут обеспечивать информационные экраны, например экраны, показанные на фиг. 11-15, относящиеся к рабочим характеристикам узла бурового инструмента. Упомянутые информационные экраны могут представлять результаты по меньшей мере одной модели или других уравнений, например, описанные выше. В некоторых реализациях информационные экраны представляют информацию, которую пользователь вводит в последующие окна ввода для определения по меньшей мере одного показателя колебательных характеристик. Дополнительно или в качестве альтернативы, некоторые реализации могут быть выполнены с возможностью представления упомянутых экранов для информации пользователя и независимого перехода к определению по меньшей мере одного показателя колебательных характеристик.

Анализ характеристик скачкообразного движения можно проводить для выявления области неустойчивости. В примере на фиг. 16 показан в изолиниях 88₁ показатель скачкообразного движения (уравнение (89)) в виде функции скорости вращения и осевой нагрузки в окне 1610. Диаграммы в изолиниях представлены для четырех примерных узлов бурового инструмента, указанных кнопочными переключателями 1630. В частности, на фиг. 16 представлены диаграммы в изолиниях для вышеописанных узлов бурового инструмента, для конфигурации бурильной колонны в поле 1612 и конфигурации с сужающимся поперечным сечением в поле 1614. В данном случае анализируются два дополнительных промежуточных случая, когда длина участка 4-дюймовых бурильных труб назначена равной 1000 футам в окне 1616 и 3000 футам в поле 1618 соответственно. Отрицательные значения для данного показателя соответствуют скачкообразной неустойчивости и обозначены зоной 1642 на диаграмме в изолиниях, при этом устойчивые состояния, изображенные остальными зонами 1644, показывают состояния прогрессивно нарастающей устойчивости. Результат показывает, что, по сравнению с конструкцией 1612 постоянного поперечного сечения, 6000-футовая конструкция 1614 с сужающимся поперечным сечением характеризуется значительно большей областью неустойчивости.

Анализ подскакивания долота на забое можно выполнять аналогичным образом. На фиг. 17 представлена диаграмма в изолиниях для модифицированного показателя продольной колебательности (подскакивания долота на забое), ΜΆΧΚΌΡ (1) (максимальной скорости проходки), в виде функции измеренной глубины и скорости вращения. Показатель ΜΆΧΚΌΡ (1) из уравнения (70) модифицирован заменой действительной части податливости ее абсолютной величиной для двух вышеописанных конструкций узла бурового инструмента, представленных на диаграммах 1712 и 1714 в окне 1710. Показатель отслеживает скорость проходки, при которой вынужденное продольное смещение на буровом долоте, равное проходке за цикл, дает в результате динамическую амплитуду осевой нагрузки, которая равна средней осевой нагрузке, что указывает на наступление подскакивания долота на забое. Для данного показателя предпочтительны более высокие значения показателя, при этом предпочтительные зоны указаны областью 1746. Некоторые скорости вращения идентифицированы как более подверженные подскакиванию долота на забое и выделены в виде областей 1748, 1750 и 1752 на диаграмме в изолиниях на фиг. 17, при этом каждая область содержит наименьшую доступную скорость проходки для исключения подскакивания забоя на долоте. Доступная скорость проходки идентифицируется по числам границ диаграмм изолиний. Следует отметить изменение оптимальных значений скоростей вращения с изменением глубины инструмента. Базовая конструкция узла бурового инструмента более подвержена подскакиванию долота на забое, связанному с вынужденным смещением бурового долота, вследствие ее большей продольной динамической жесткости.

Существует множество других комбинаций показателей рабочих характеристик и/или рабочих условий, которые можно отображать с помощью настоящих систем и способов, включая любой по меньшей мере один из вышеописанных показателей и/или расчетов. Специалист в данной области техники сможет определить среди них наиболее полезные при конкретных ограничениях и целях бурения.

Хотя способы в соответствии с настоящим изобретением могут допускать различные модификации и альтернативные формы, выше, в качестве примера, были описаны примерные варианты осуществления. Однако при этом также следует понимать, что изобретение не предполагается ограничивать конкретными вариантами осуществления, описанными в настоящем изобретении. Пояснительные, неисключительные примеры описания некоторых систем и способов в рамках объема настоящего изобретения представлены в нижеследующих пунктах формулы изобретения. Предшествующее описание изобретения не предполагает исчерпывающего описания и не предназначено для определения минимального или максимального объемов правовой охраны или требуемых элементов настоящего изобретения. Напротив, предшествующее описание изобретения обеспечивает пояснительные примеры, при этом другие описания в более широких или узких рамках все же не выходят за пределы объема настоящего изобретения. В действительности, методы в соответствии с настоящим изобретением должны охватывать все модификации, эквиваленты и альтернативные варианты, не выходящие за пределы сущности и объема описания, представленного в настоящем изобретении.

Claims (19)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ формирования узла бурового инструмента для применения в процессе операции бурения, согласно которому получают параметры операции бурения;

   получают данные по меньшей мере об одной возможной конструкции узла бурового инструмента; рассчитывают базовое решение по меньшей мере одной возможной конструкции узла бурового инструмента, вращающегося с равномерной скоростью вращения в отсутствие вибрации, используя полученные параметры операций бурения и данных об узле бурового инструмента;

   создают одну или более линейных частотных моделей в виде возмущения базового решения, при этом одна или более линейных частотных моделей имеют коэффициент демпфирования, зависящий от базового решения;

   используют по меньшей мере одну линейную частотную модель для расчета одного или более показателей колебательности, характеризующих реакцию на возбуждение по меньшей мере одной возможной конструкции узла бурового инструмента для полученных параметров операций бурения и данных узла бурового инструмента;

   используют рассчитанный один или более показатель колебательности для оценки пригодности по меньшей мере одной возможной конструкции узла бурового инструмента для операции бурения;

   осуществляют выбор предпочтительной конструкции узла бурового инструмента по меньшей мере из одной конструкции узла бурового инструмента, по меньшей мере частично, на основании рассчитанного одного или более показателя колебательности по меньшей мере одной возможной конструкции узла бурового инструмента.
2. 2. Способ по п.1, согласно которому коэффициент демпфирования, зависящий от базового решения, включает в себя по меньшей мере одно из эффектов воздействия трения буровой скважины, эффектов воздействия вязкости бурового раствора и эффектов воздействия инерции бурового раствора, при этом каждый из эффектов зависит от частоты возбуждения, полученных параметров операций бурения и полученных данных об узле бурового инструмента.
3. 3. Способ по п.1, согласно которому одна или более линейных частотных моделей включают в себя эффекты, связанные со сложной траекторией буровой скважины.
4. 4. Способ по п.1, согласно которому рассчитанные один или более показателей колебательности содержат по меньшей мере один из сравнительных показателей и абсолютных показателей.
5. 5. Способ по п.1, согласно которому реакция на возбуждение по меньшей мере одной конструкции узла бурового инструмента является, главным образом, крутильной или, главным образом, продольной.
6. 6. Способ по п.1, согласно которому по меньшей мере один из полученных параметров операций бурения связан с траекторией ствола скважины, по меньшей мере одна из одной или более линейных частотных моделей является функцией траектории ствола скважины и по меньшей мере один из рассчитанных одного или более показателей колебательности характеризует по меньшей мере одну динамическую колебательную реакцию при воздействии траектории ствола скважины.
7. 7. Способ по п.1, согласно которому рассчитанные один или более показателей колебательности объединены в комплексный показатель, характеризующий по меньшей мере две характеристики конструкции узла бурового инструмента во время операций бурения.
8. 8. Способ по п.7, согласно которому по меньшей мере два показателя колебательности объединены математически или графически.
9. 9. Способ по п.1, согласно которому дополнительно используют рассчитанный один или более показателей колебательности для распознания условий операции бурения из полученных параметров операций бурения, которые уменьшают вибрации, и разрабатывают план бурения, по меньшей мере частично, на основе распознанных условий операции бурения.
10. 10. Способ по п.1, согласно которому определяют по меньшей мере один из одного или более рассчитанных показателей колебательности по меньшей мере для одной резонансной частоты конструкции узла бурового инструмента.
11. 11. Способ бурения ствола скважины, согласно которому получают параметры операции бурения;

    получают данные об узле бурового инструмента, относящиеся к конструкции узла бурового инструмента, применимой в операции бурения;

    рассчитывают базовое решение конструкции узла бурового инструмента, вращающегося с равномерной скоростью в отсутствие вибрации, используя полученные параметры операций бурения и данные об узле бурового инструмента;

    создают одну или более линейных частотных моделей в виде возмущения базового решения, причем одна или более линейных частотных моделей имеют коэффициент демпфирования, зависящий от базового решения;

    используют по меньшей мере одну линейную частотную модель для расчета одного или более показателей колебательности, характеризующих реакцию на возбуждение конструкции узла бурового ин

    - 38 018946 струмента в диапазоне доступных рабочих условий бурения для полученных параметров операций бурения и данных об узле бурового инструмента;

    определяют предпочтительные рабочие условия бурения для ослабления колебаний, по меньшей мере частично, на основании по меньшей мере одного из рассчитанных показателей колебательности;

    бурят ствол скважины с использованием конструкции узла бурового инструмента с одновременным контролем рабочих условий бурения;

    корректируют операции бурения для поддержания рабочих условий бурения, по меньшей мере, по существу, в пределах диапазона полученных предпочтительных рабочих условий бурения.
12. 12. Способ ослабления колебаний узла бурового инструмента, возникающих во время операций бурения, согласно которому получают данные, относящиеся к параметрам режима бурения, связанным по меньшей мере с одной операцией бурения;

    рассчитывают базовое решение по меньшей мере для одной операции бурения узла бурового инструмента, вращающегося с равномерной скоростью в отсутствие вибрации, используя полученные данные, относящиеся к параметрам режима бурения;

    создают одну или более линейную частотную модель в виде возмущения базового решения, причем одна или более линейная частотная модель имеет коэффициент демпфирования, зависящий от базового решения;

    используют по меньшей мере одну из одной или более линейных частотных моделей для расчета одного или более показателей колебательности, характеризующих реакцию на возбуждение конструкции узла бурового инструмента для полученных данных о параметрах режима бурения;

    используют рассчитанный один или более показателей колебательности для определения по меньшей мере одного изменения параметров режима бурения для ослабления колебаний узла бурового инструмента;

    корректируют один или более параметров режима бурения, по меньшей мере частично, на основании рассчитанных одного или более показателей колебательности и определяемого по меньшей мере одного изменения параметров режима бурения.
13. 13. Способ по п.12, согласно которому реакция на возбуждение узла бурового инструмента является, главным образом, крутильной или, главным образом, продольной.
14. 14. Способ по п.12, согласно которому по меньшей мере один из полученных данных о параметрах режима бурения связан с траекторией ствола скважины, причем по меньшей мере одна из одной или более линейных частотных моделей является функцией траектории ствола скважины и по меньшей мере один из рассчитанных показателей колебательности характеризует одну или более динамических колебательных реакций при воздействии траектории ствола скважины.
15. 15. Способ по п.12, согласно которому по меньшей мере один из рассчитанных показателей колебательности функционально зависит по меньшей мере от одного из глубины бурового долота, частоты вращения, скорости насоса бурового раствора и осевой нагрузки на буровое долото.
16. 16. Способ по п.12, согласно которому рассчитанный по меньшей мере один показатель колебательности содержит по меньшей мере один из показателя подскакивания долота на забое при вынужденном смещении, показателя автоколебательного подскакивания долота на забое, показателя вынужденных крутильных колебаний, показателя скачкообразного движения, вызванного буровым долотом, и показателя аккумулированной упругой энергии.
17. 17. Способ по п.12, согласно которому рассчитанный по меньшей мере один показатель колебательности содержит по меньшей мере два показателя колебательности, объединенных в комплексный показатель, характеризующий по меньшей мере две реакции конструкции узла бурового инструмента во время операций бурения.
18. 18. Способ по п.12, согласно которому по меньшей мере один из одного или более параметров режима бурения связан с возможными вариантами конструкции узла бурового инструмента, причем при корректировке одного или более параметров изменяют по меньшей мере один параметр режима бурения, и содержит изменение по меньшей мере одного возможного варианта конструкции узла бурового инструмента.
19. 19. Способ по п.18, согласно которому при изменении по меньшей мере одного возможного варианта конструкции узла бурового инструмента выбирают узел бурового инструмента для применения в операции бурения до начала операции бурения.