RU2180398C2 - Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин - Google Patents
Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2180398C2 RU2180398C2 RU2000116395A RU2000116395A RU2180398C2 RU 2180398 C2 RU2180398 C2 RU 2180398C2 RU 2000116395 A RU2000116395 A RU 2000116395A RU 2000116395 A RU2000116395 A RU 2000116395A RU 2180398 C2 RU2180398 C2 RU 2180398C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bit
- downhole
- drilling
- wireless communication
- communication channel
- Prior art date
Links
Landscapes
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к бурению, а именно к способам контроля бурения скважин. Способ включает бурение ствола скважины компоновкой бурильной колонны, состоящей из бурильных труб, долота, забойного двигателя, переводника, в котором расположен скважинный прибор с установленным в нем датчиком, и телеметрической системы со скважинным прибором, расположенной над забойным двигателем, передачу информации от датчика по беспроводному каналу связи в скважинный прибор телеметрической системы и далее - на поверхность. Скважинный прибор с датчиком располагают в переводнике между долотом и валом забойного двигателя, при этом датчиком измеряют частоту вращения долота. По математическому выражению определяют величину осевой нагрузки. В качестве беспроводного канала связи используют ультразвуковой или любой другой беспроводный канал связи. Применение способа позволяет оперативно получать информацию о величине осевой нагрузки. 1 з.п.ф-лы.
Description
Изобретение относится к области бурения, а именно к способам контроля процесса бурения забойными двигателями наклонно- горизонтальных скважин.
Известен способ контроля процесса бурения /1/. Способ основан на изменении частоты вращения бурового инструмента, осевой нагрузки на долото и параметров промывочной жидкости в зависимости от параметров бурового шлама.
Однако данный способ не позволяет оперативно получать информацию о нагрузках на долото в процессе бурения наклонных и горизонтальных скважин.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин, включающий бурение ствола скважины компоновкой бурильной колонны, состоящей из бурильных труб, долота, забойного двигателя, переводника, в котором расположен скважинный прибор с установленным в нем датчиком, и телеметрической системы, скважинный прибор которой расположен над забойным двигателем, и передачу информации от датчика по беспроводному каналу связи в скважинный прибор телеметрической системы и далее - по кабелю на поверхность. /2/.
Известный способ не позволяет получать полную информацию о местоположении забоя скважины в пространстве, о величине осевой нагрузки на долото в процессе бурения наклонно-горизонтальных скважин и недостаточно точные измерения.
Целью настоящего изобретения является возможность получения полной информации о величине осевой нагрузки на долото в процессе бурения наклонно-горизонтальных скважин и повышении точности измерений.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин, включающем бурение ствола скважины компоновкой бурильной колонны, состоящей из бурильных труб, долота, забойного двигателя, переводника, в котором расположен скважинный прибор с установленным в нем датчиком, и телеметрической системы со скважинным прибором, расположенной над забойным двигателем, передачу информации от датчика по беспроводному каналу связи в скважинный прибор телеметрической системы и далее - на поверхность, согласно изобретению скважинный прибор с датчиком располагают в переводнике между долотом и валом забойного двигателя, при этом датчиком измеряют частоту вращения n долота, с учетом которой определяют величину осевой нагрузки на долото по формуле:
где nх - частота вращения долота при холостом режиме работы,
n - частота вращения долота,
К - коэффициент пропорциональности, определяемый опытным путем при стендовых испытаниях забойных двигателей.
где nх - частота вращения долота при холостом режиме работы,
n - частота вращения долота,
К - коэффициент пропорциональности, определяемый опытным путем при стендовых испытаниях забойных двигателей.
Кроме этого, в качестве беспроводного канала связи используют ультразвуковой или любой другой беспроводный канал связи.
Сущность способа заключается в следующем.
Бурение наклонно-горизонтального участка ствола скважины ведут компоновкой бурильной колонны, которая состоит из бурильных труб, долота, забойного двигателя, переводника, в котором расположен скважинный прибор с установленным в нем датчиком, и телеметрической системы со скважинным прибором, которая установлена над забойным двигателем. Информация передается от датчика по беспроводному каналу связи в скважинный прибор телеметрической системы и далее - на поверхность.
В процессе бурения измеряют частоту вращения долота при помощи датчика, который установлен в автономном скважинном приборе, расположенном в переводнике между долотом и валом забойного двигателя. Информация от датчика по беспроводному каналу, например по ультразвуковому каналу или любому другому, передается в скважинный прибор телеметрической системы, установленной над забойным двигателем. Далее информация передается по кабелю (или другим способом) на поверхность.
Зависимость осевой нагрузки на долото можно представить в виде следующего выражения:
G=U(nx,n),
где nх - частота вращения долота при холостом режиме,
n - частота вращения долота,
U - функция.
G=U(nx,n),
где nх - частота вращения долота при холостом режиме,
n - частота вращения долота,
U - функция.
Функцию U можно линеаризовать с достаточной точностью в виде:
где nх - частота вращения долота при холостом режиме работы (G=0) - паспортная характеристика вала забойного двигателя,
n - частота вращения долота, замеренная датчиком,
К - коэффициент пропорциональности, определяемый опытным путем при стендовых испытаниях забойных двигателей.
где nх - частота вращения долота при холостом режиме работы (G=0) - паспортная характеристика вала забойного двигателя,
n - частота вращения долота, замеренная датчиком,
К - коэффициент пропорциональности, определяемый опытным путем при стендовых испытаниях забойных двигателей.
При проведении стендовых испытаний принимают величину нагрузки на долото G=0, тогда величина частоты вращения долота на холостом режиме равна паспортной.
При наличии осевой нагрузки на долото появляется торможение и величина частоты вращения его уменьшается.
Если n=0, то величина нагрузки считается тормозной, при которой вращение вала в забойном двигателе останавливается.
nх - паспортная величина, то есть частота холостого вращения (G=0).
Пример.
Если паспортная величина nх вращения долота (вала забойного двигателя) равна 250 об/мин и в процессе бурения частота вращения долота (вала забойного двигателя), замеренная датчиком, равна n=150 об/мин.
Стендовые испытания показали, что К=15 об/мин, тогда величина осевой нагрузки равна:
Использование предлагаемого изобретения позволит получать полную информацию о величине осевой нагрузки на долото в процессе бурения наклонно-горизонтального участка ствола скважины, что позволит вести контроль процесса бурения.
Использование предлагаемого изобретения позволит получать полную информацию о величине осевой нагрузки на долото в процессе бурения наклонно-горизонтального участка ствола скважины, что позволит вести контроль процесса бурения.
Источники информации
1. A.с. СССР 1693235, кл.Е 21 В 44/00, опубл. 1991, БИ 3.
1. A.с. СССР 1693235, кл.Е 21 В 44/00, опубл. 1991, БИ 3.
2. Булатов А. И. и др. Контроль процессов бурения нефтяных и газовых скважин. М.:ОАО "Издательства "Недра", 1998, с.163.
Claims (2)
1. Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин, включающий бурение ствола скважины компоновкой бурильной колонны, состоящей из бурильных труб, долота, забойного двигателя, переводника, в котором расположен скважинный прибор с установленным в нем датчиком, и телеметрической системы со скважинным прибором, расположенной над забойным двигателем, передачу информации от датчика по беспроводному каналу связи в скважинный прибор телеметрической системы и далее на поверхность, отличающийся тем, что скважинный прибор с датчиком располагают в переводнике между долотом и валом забойного двигателя, при этом датчиком измеряют частоту вращения n долота, с учетом которой определяют величину осевой нагрузки на долото по формуле
где nx - частота вращения долота при холостом режиме,
n - частота вращения долота,
К - коэффициент пропорциональности, определяемый опытным путем при стендовых испытаниях забойных двигателей.
где nx - частота вращения долота при холостом режиме,
n - частота вращения долота,
К - коэффициент пропорциональности, определяемый опытным путем при стендовых испытаниях забойных двигателей.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве беспроводного канала связи используют ультразвуковой или любой другой беспроводный канал связи.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000116395A RU2180398C2 (ru) | 2000-06-20 | 2000-06-20 | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000116395A RU2180398C2 (ru) | 2000-06-20 | 2000-06-20 | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2180398C2 true RU2180398C2 (ru) | 2002-03-10 |
| RU2000116395A RU2000116395A (ru) | 2002-04-27 |
Family
ID=20236674
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000116395A RU2180398C2 (ru) | 2000-06-20 | 2000-06-20 | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2180398C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2617750C1 (ru) * | 2016-02-12 | 2017-04-26 | Общество с ограниченной ответственностью "ГЕРС Технолоджи" | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин |
-
2000
- 2000-06-20 RU RU2000116395A patent/RU2180398C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КАЛИНИН А.Г. и др. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. - М.: Недра, 1997, с.475-477. ВОЛЬГЕМУТ Э.А. и др. Устройства подачи долота для бурения нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1969, с.145-146. Григорян Н.А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров. - М.: Недра, с.148-149. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2617750C1 (ru) * | 2016-02-12 | 2017-04-26 | Общество с ограниченной ответственностью "ГЕРС Технолоджи" | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7044239B2 (en) | System and method for automatic drilling to maintain equivalent circulating density at a preferred value | |
| US8020632B2 (en) | Method and system for wellbore communication | |
| US10907465B2 (en) | Closed-loop drilling parameter control | |
| US7114579B2 (en) | System and method for interpreting drilling date | |
| US5646611A (en) | System and method for indirectly determining inclination at the bit | |
| CA2776610C (en) | Drill bits and methods of drilling curved boreholes | |
| US9429008B2 (en) | Measuring torque in a downhole environment | |
| DE602004001328D1 (de) | Unterirdisches Bohren einer Lateralbohrung | |
| SG171894A1 (en) | Ball piston steering devices and methods of use | |
| RU2688652C2 (ru) | Способы эксплуатации скважинного бурового оборудования на основе условий в стволе скважины | |
| EP3821106B1 (en) | Drilling motor having sensors for performance monitoring | |
| WO2012154415A2 (en) | Apparatus and method for drilling wellbores based on mechanical specific energy determined from bit-based weight and torque sensors | |
| US20180179828A1 (en) | Oil and gas well drill pipe electrical and communication assembly | |
| RU2495240C1 (ru) | Способ адаптивного управления процессом бурения скважин | |
| CA2268444A1 (en) | Apparatus and method for drilling boreholes | |
| RU2180398C2 (ru) | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин | |
| CA1134257A (en) | System for measuring downhole drilling forces | |
| RU2642590C1 (ru) | Способ оптимального адаптивного управления процессом бурения нефтегазовых скважин по трем режимным параметрам | |
| US11988089B2 (en) | Systems and methods for downhole communication | |
| EP0857855B1 (en) | Downhole directional measurement system | |
| EP1143105A8 (en) | Directional drilling system | |
| US11066927B2 (en) | Wired drill pipe connector and sensor system | |
| Hernandez et al. | The evolution and potential of networked pipe | |
| RU218267U1 (ru) | Турбинный генератор электроэнергии с возможностью исследования газонефтяных скважин | |
| RU2790633C1 (ru) | Система автоматизированного управления процессом бурения скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090621 |