RU2354824C2

RU2354824C2 - Method of control and adjustment of drilling bottom hole parametres

Info

Publication number: RU2354824C2
Application number: RU2006119886/03A
Authority: RU
Inventors: Виктор Федорович Буслаев (RU); Виктор Федорович Буслаев; Роман Николаевич Мищенко (RU); Роман Николаевич Мищенко; Георгий Викторович Буслаев (RU); Георгий Викторович Буслаев; Александр Николаевич Горбиков (RU); Александр Николаевич Горбиков
Priority date: 2006-06-06
Filing date: 2006-06-06
Publication date: 2009-05-10
Also published as: RU2006119886A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to drilling directional and deep walls using bottom hole navigation telemetry systems (BNS). The proposed method comprises usage of BNS, surface systems of controlling drilling conditions parametres, measuring the zenith angle at well bottom, azimuth of wallbore and whipstock location. Note here that, in first measurement effected without flushing, BNS measure the azimuth of whipstock location A₁. In the second measurement with flushing and downhole engine operated idle (with no load at the bit), BNS measure the azimuth of whipstock location A₂. In subsequent measurements with the bit loaded by drilling control station weight pickup (DCS) P_i, where i=3,4,…,n, BNS measure the azimuth of whipstock location A_i, where i=3, 4,…, n. Then proceeding from DCS readings, mechanical velocity V_i is determined, where (i=3, 4, …,n), while the BNS reaction torque pickup readings are used to determined the BNS reaction torque on the bit and the drill column (DC) twist angle is calculated as the difference in measured values of the azimuth of whipstock locations φ₂=A₁-A₂ on the bottom, where i=2, 3, 4,…, n, using BNS. The aforesaid difference depends uponc lateral moment brought about by defecting force acting upon the bit in flushing and operation of drillhole engine. Then in subsequent BNS measurements of the azimuth of whipstock location A_i, at bit load P_i (i=3, 4,…, n), measured on the surface, the DC twisting angle is determined φ_i=A₂-A₁ (i=3, 4,…,n). Now the optimum DC twisting angle is calculated φ_o=A₂-A₁ (i=3 or 4 or … or n), corresponding to criteria of drilling conditions optimisation. Further on the optimised angle of whipstock location A_yo=A_t+φ_o, is determined where A_t is the required designed azimuth, φ_o is optimum DC twisting angle, at which maximum mechanical velocity is reached. In compliance with the said maximum, whipstock is located to determine critical states of drilling process from maximum variations of whipstock location azimuth A_yo and DC twisting angle φ_I (i=2, 3, 4,…, n). Aforesaid operations are repeated after stopping the drilling, drillhole flushing, after drilling the next interval, DC spudding and drill-pipe connection.

EFFECT: simplified production accessories, transfer of bottom hole data, optimised measurements, higher accuracy and reliability of measurements expanded applications.

11 dwg, 1 ex

Description

Изобретение относится к области бурения направленных и глубоких скважин с использованием забойных навигационных телесистем.The invention relates to the field of drilling directional and deep wells using downhole navigation telesystems.

Известен способ контроля направления искривления ствола скважины в процессе бурения. Авторское свидетельство СССР № 1052653, Мкл.³ Е21В 47/02, опубл. 07.11.83. Бюл. № 41.A known method of controlling the direction of curvature of a wellbore during drilling. USSR Copyright Certificate No. 1052653, Mcl. ³ ЕВВ 47/02, publ. 11/07/83. Bull. Number 41.

Способ основан на том, что при бурении наклонно направленных скважин на долото в плоскости забоя действует отклоняющая сила

, которая вызывает искривление ствола скважины. При наличии искривления ствола скважины и (или) при использовании каких-либо отклоняющих устройств отклоняющая сила

имеет определенное направление. При работе долота на забое скважины долото генерирует поперечные волны, то есть работает как волновой излучатель, а так как наличие отклоняющей силы

нарушает осевую симметрию излучателя, то поперечная волна, генерируемая долотом, становится линейно поляризованной, а это значит, что в каждом поперечном сечении бурильной колонны вектор смещения поперечной волны

не меняет своего положения относительно направления действия отклоняющей силы

. Но по бурильной колонне распространяются волны, генерируемые многими источниками, например возникающие от работы турбобура, наземного оборудования. Таким образом, на устье скважины имеется суперпозиция поперечных волн, вызывающих изгибные (поперечные) колебания бурильной колонны. С помощью преобразователей колебаний в верхней части бурильной колонны регистрируют сигнал, отражающий изменение вектора смещения поперечных волн, распространяющихся по бурильной колонне, выделяют составляющую сигнала, вызванную изменением вектора смещения линейно поляризованной волны

, определяют направление этого вектора, по которому судят о направлении искривления ствола скважины.The method is based on the fact that when drilling directional wells, a deflecting force acts on a bit in the face plane

, which causes the borehole to bend. In the presence of curvature of the wellbore and (or) when using any deflecting devices, the deflecting force

has a certain direction. When the bit is operating at the bottom of the well, the bit generates transverse waves, that is, it works as a wave emitter, and since the presence of a deflecting force

violates the axial symmetry of the emitter, then the shear wave generated by the bit becomes linearly polarized, which means that in each cross section of the drill string the shear wave displacement vector

does not change its position regarding the direction of action of the deflecting force

. But waves generated by many sources propagate along the drill string, for example, those arising from the operation of a turbodrill, ground equipment. Thus, at the wellhead there is a superposition of shear waves, causing bending (transverse) vibrations of the drill string. Using oscillation transducers in the upper part of the drill string, a signal is recorded that reflects a change in the displacement vector of the shear waves propagating through the drill string, the signal component caused by the change in the displacement vector of the linearly polarized wave is isolated

, determine the direction of this vector, which is used to judge the direction of curvature of the wellbore.

Недостатком вышеописанного способа является то, что при проводке наклонных, горизонтальных и глубоких скважин силы трения при движении бурильной колонны и подаче долота могут быть больше заданной величины нагрузки на долото, что делает невозможным управление и оптимизацию режимов бурения.The disadvantage of the above method is that when drilling inclined, horizontal and deep wells, the frictional forces during the movement of the drill string and the bit feed can be greater than the specified load on the bit, which makes it impossible to control and optimize drilling modes.

Известен способ непрерывного контроля за направлением действия отклонителя. Патент № 2263782, МПК⁷ Е21В 47/02, G01C 19/00, опубликовано 20.05.2005. Бюл. № 31.A known method of continuous monitoring of the direction of action of the diverter. Patent No. 2263782, IPC ⁷ ЕВВ 47/02, G01C 19/00, published May 20, 2005. Bull. Number 31.

При этом непрерывный контроль за указанными параметрами осуществляют в натуральном масштабе времени по визуальному отображению на экране компьютера индикатора слежения за положением отклонителя относительно магнитного меридиана и величины азимутальных и зенитных углов, видимых на забойных датчиках. Устройство для осуществления способа содержит датчик измерения угла установки отклонителя и инклинометр с датчиками зенитных и азимутальных углов, размещенных в герметичном контейнере, ориентированно закрепленном в немагнитном корпусе, жестко связанном с отклонителем, а также проводной канал связи забойных датчиков с наземными регистрирующими приборами, сбрасываемый через бурильную колонну. Предложенное решение обеспечивает информацией о положении ствола и отклонителя при отсутствии данных с забоя о параметрах режима бурения и осевой нагрузке на долото.At the same time, the indicated parameters are continuously monitored in real time on a visual display on the computer screen of a tracking indicator of the position of the deflector relative to the magnetic meridian and the magnitude of the azimuth and zenith angles visible on the downhole sensors. The device for implementing the method comprises a sensor for measuring the installation angle of the deflector and an inclinometer with sensors of zenith and azimuth angles located in a sealed container orientated in a non-magnetic housing rigidly connected to the deflector, as well as a wired communication channel for downhole sensors with ground-based recording devices, discharged through a drill the column. The proposed solution provides information on the position of the barrel and diverter in the absence of data from the bottomhole about the parameters of the drilling mode and axial load on the bit.

Однако использование дополнительной забойной системы контроля забойных параметров режима бурения приводит к дополнительным затратам, включающим стоимость, прокат, ремонт, обслуживание, создание методического обеспечения, обучение и подготовку кадров.However, the use of an additional downhole control system for downhole parameters of the drilling mode leads to additional costs, including cost, rental, repair, maintenance, creation of methodological support, education and training.

Кроме того, в существующем способе отсутствует учет динамики бурильной колонны при оптимизации режимов бурения и операции по уходу из области высокоамплитудных продольных и крутильных колебаний.In addition, the existing method does not take into account the dynamics of the drill string when optimizing drilling modes and operations to leave the region of high-amplitude longitudinal and torsional vibrations.

Задача изобретения состоит в упрощении технологической оснастки, обеспечивающей передачу забойной информации, уменьшении трудоемкости измерений, аварийности работ, повышении их качества, надежности и расширении области применения.The objective of the invention is to simplify the technological equipment for transmitting downhole information, reducing the complexity of measurements, accident rate of work, improving their quality, reliability and expanding the scope.

Технический результат, который может быть получен при реализации изобретения, заключается в том, что предупреждают критические (аварийные) состояния бурильной колонны, оптимизируя процесс бурения по минимальным колебаниям азимута установки отклонителя, минимальным колебаниям нагрузки на долото измеренной датчиком веса станции контроля процессов бурения, минимальным колебаниям реактивного крутящего момента и максимуму механической, рейсовой скорости, проходки на долото, получают наглядную и достоверную забойную информацию о положении угла закручивания бурильной колонны 3, о фактической забойной нагрузке на долото, доходящей до забоя скважины, о фактическом реактивном (активном) крутящем моменте, с упрощенным технологическим обслуживанием, который позволит оперативно, с меньшими трудозатратами контролировать и управлять бурением в заданном направлении, предотвращая критические (аварийные) состояния бурильной колонны.The technical result that can be obtained by the implementation of the invention is that critical (emergency) conditions of the drill string are prevented by optimizing the drilling process for minimal fluctuations in the azimuth of the installation of the diverter, minimum fluctuations in the load on the bit measured by the weight sensor of the monitoring station for drilling processes, and minimum fluctuations reactive torque and maximum mechanical driving speed, penetration to the bit, get clear and reliable bottomhole information about the position and the angle of rotation of the drill string 3, the actual bottom hole load on the bit, reaching the bottom of the well, the actual reactive (active) torque, with simplified technological maintenance, which will quickly and with less labor to control and manage drilling in a given direction, preventing critical (emergency) state of the drill string.

Поставленная задача достигается тем, что в способе контроля и управления забойными параметрами режима бурения, включающем использование забойной навигационной телесистемы, наземные системы контроля параметров режима бурения производят измерение на забое зенитного угла, азимута ствола скважины и установки отклонителя. Новым является то, что при первом замере без промывки скважины производят измерение забойной навигационной телесистемой азимута установки отклонителя A₁, далее во втором замере при промывке и работе забойного двигателя, без создания нагрузки на долото производят измерение забойной навигационной телесистемой азимута установки отклонителя А₂ и далее в следующих замерах при создании нагрузки на долото, измеряемой датчиком веса станции контроля процессов бурения, P_i, где i=3, 4,…, n, производят измерение забойной навигационной телесистемой азимута установки отклонителя А_i, где i=3, 4,…, n, далее по показаниям станции контроля процессов бурения определяют механическую скорость бурения V_i (i=3, 4,…, n), далее по показаниям датчика реактивного крутящего момента станции контроля процессов бурения определяют реактивный крутящий момент на долоте М_р и рассчитывают угол закручивания бурильной колонны:The problem is achieved in that in the method for monitoring and controlling the downhole parameters of the drilling mode, including the use of the downhole navigation telesystem, the ground-based systems for monitoring the parameters of the drilling mode make measurements at the bottom of the zenith angle, azimuth of the wellbore and installation of the diverter. What is new is that during the first measurement without flushing the well, the azimuth of the installation of the diverter A _{1 is} measured by the downhole navigation telesystem, and then, in the second measurement, when washing and running the downhole motor, without creating a load on the bit, the azimuth of the installation of the bottom hole navigation telesystem of the diverter A ₂ and then in the following measurements, when creating a load on the bit, measured by the weight sensor of the drilling process monitoring station, P _i , where i = 3, 4, ..., n, they measure the downhole navigation telesystem the azimuth of the installation of the diverter A _i , where i = 3, 4, ..., n, then the mechanical drilling speed V _i (i = 3, 4, ..., n) is determined from the readings of the drilling process monitoring station, then from the readings of the reactive torque sensor of the station control of drilling processes determine the reactive torque on the bit M _r and calculate the angle of rotation of the drill string:

- в первом замере забойной навигационной телесистемой азимута установки отклонителя A₁ без промывки скважины и без создания нагрузки на долото, измеренной на поверхности датчиком веса станции контроля процессов бурения, P₁=0 (схема первого замера фиг.1 и фиг.2, фиг.12 и фиг.13), угол закручивания бурильной колонны рассчитывают по формуле φ₁=A₁-A₁=0;- in the first measurement of the azimuth of the diverter installation A _{1 by the} downhole navigation telesystem, without flushing the well and without creating a load on the bit, measured on the surface by the weight sensor of the drilling process monitoring station, P ₁ = 0 (first measurement scheme of FIG. 1 and FIG. 2, FIG. 12 and FIG. 13), the twist angle of the drill string is calculated by the formula φ ₁ = A ₁ -A ₁ = 0;

- во втором замере забойной навигационной телесистемой азимута установки отклонителя А₂, изменение которого зависит от реактивного крутящего момента, вызванного действием боковой отклоняющей силы на долоте при промывке и работе забойного двигателя, без создания нагрузки на долото, измеренной на поверхности датчиком веса станции контроля процессов бурения, Р₂=0 (схема второго замера фиг.3 и фиг.4, фиг.14 и фиг.15), угол закручивания бурильной колонны рассчитывают по формуле φ₂=А₂-А₁;- in the second measurement of the azimuth of the deflector А ₂ installation by the downhole navigation telesystem, the change in which depends on the reactive torque caused by the action of the lateral deflecting force on the bit during washing and operation of the downhole motor, without creating a load on the bit, measured on the surface by the weight sensor of the drilling monitoring station , P ₂ = 0 (the second metering diagram of FIG. 3 and FIG. 4, FIG. 14 and FIG. 15), the twist angle of the drill string is calculated by the formula φ ₂ = A ₂ -A ₁ ;

- в третьем и последующих замерах забойной навигационной телесистемой азимута установки отклонителя А_i, изменение которого зависит от реактивного крутящего момента, вызванного действием боковой отклоняющей силы на долоте, где i=3, 4,…, n, при промывке и работе забойного двигателя, при создании нагрузки на долото, измеренной на поверхности датчиком веса станции контроля процессов бурения, Р_i, где i=3, 4,…, n (схема третьего, четвертого замера фиг.5 и фиг.6, фиг.7 и фиг.8, фиг.16 и фиг.17, фиг.18 и фиг.19), угол закручивания бурильной колонны рассчитывают по формуле φ_i=А₂-А_i, где i=3, 4,…, n.- in the third and subsequent measurements of the azimuth of the installation of the diverter A _{i by the} downhole navigation telesystem, the change in which depends on the reactive torque caused by the action of the lateral deflecting force on the bit, where i = 3, 4, ..., n, during flushing and operation of the downhole motor, creating a load on the bit, measured on the surface by the weight sensor of the station for monitoring the drilling processes, P _i , where i = 3, 4, ..., n (the third, fourth measurement diagram of Fig. 5 and Fig. 6, Fig. 7 and Fig. 8, Fig. 16 and Fig. 17, Fig. 18 and Fig. 19), the angle of rotation of the drill string is calculated from the formula φ _i = A ₂ -A _i , where i = 3, 4, ..., n.

Далее рассчитывают оптимальный угол закручивания бурильной колонны φ_о=А₂-А_i (i=3, 4,…n), соответствующий критериям оптимизации режима бурения, то есть оптимизации забойного угла закручивания бурильной колонны и нагрузки на долото, измеренной датчиком веса станции контроля процессов бурения, исходя из максимума механической, рейсовой скорости, проходки на долото, предупреждения аварий с долотом, которые происходят при максимальных колебаниях таких параметров, как азимут установки отклонителя измеряемый забойной навигационной телесистемой, нагрузка на долото, измеряемая датчиком веса станции контроля процессов бурения, и реактивный крутящий момент на долоте, измеряемый датчиком реактивного крутящего момента станции контроля процессов бурения.Next, calculate the optimum angle of rotation of the drill string φ _o = A ₂ -A _i (i = 3, 4, ... n) that meets the criteria for optimizing the drilling mode, that is, optimizing the bottomhole angle of rotation of the drill string and the load on the bit measured by the weight sensor of the monitoring station drilling processes, based on the maximum mechanical, operating speed, penetration on the bit, prevention of accidents with a bit that occur at maximum fluctuations in parameters such as the azimuth of the installation of the diverter measured by the downhole navigation telesystem my weight on bit, as measured by the weight sensor drilling process control station, and the reactive torque on bit, the measured reaction torque sensor control station of drilling.

Далее устанавливают отклонитель по оптимизированному азимуту установки отклонителя А_УО=А_т+φ_о, где А_т - требуемый проектный азимут, φ_о - оптимальный угол закручивания бурильной колонны, А_УО - оптимизированный азимут установки отклонителя, соответствующий максимуму механической, рейсовой скорости, минимуму колебаний значений азимута установки отклонителя А_i, минимуму колебаний угла закручивания бурильной колонны φ_i (i=3, 4,…, n), минимуму колебаний нагрузки на долото, измеренной датчиком веса станции контроля процессов бурения, минимальным колебаниям реактивного крутящего момента на долоте.Next, the diverter is set according to the optimized azimuth of the diverter installation A _UO = A _t + φ _о , where A _t is the required design azimuth, φ _о is the optimum twist angle of the drill string, and _UO is the optimized azimuth of the diverter installation, corresponding to the maximum of mechanical, operating speed, minimum fluctuations in the azimuth of the installation of the diverter A _i , the minimum fluctuations in the angle of rotation of the drill string φ _i (i = 3, 4, ..., n), the minimum fluctuations in the load on the bit, measured by the weight sensor of the monitoring station for drilling processes, is minimized to the oscillations of the reactive torque on the bit.

Критические состояния процесса бурения обнаруживают по максимальным колебаниям таких параметров, как азимут установки отклонителя, измеряемый забойной навигационной телесистемой, нагрузка на долото, измеряемая датчиком веса станции контроля процессов бурения, и реактивный крутящий момент на долоте, измеряемый датчиком реактивного крутящего момента станции контроля процессов бурения.Critical states of the drilling process are detected by the maximum fluctuations of parameters such as the azimuth of the diverter installation, measured by the downhole navigation telesystem, the load on the bit, measured by the weight sensor of the drilling process control station, and the reactive torque on the bit, measured by the reactive torque sensor of the drilling process monitoring station.

Далее для предупреждения аварий (критических ситуаций) рассчитывают фактическую забойную нагрузку Р_ф на долото, доходящую до забоя скважины, и фактический реактивный крутящий момент на долоте, исходя из величины угла закручивания бурильной колонны с использованием указанных ниже зависимостей, вышеперечисленные операции повторяются после остановки процесса бурения, промывки скважины после бурения очередного интервала, расхаживания бурильной колонны и наращивания бурильной трубы.Next, to prevent accidents (critical situations), the actual bottomhole load R _f per bit, reaching the bottom of the well, and the actual reactive torque on the bit, are calculated based on the value of the angle of rotation of the drill string using the dependencies listed below, the above operations are repeated after the drilling process is stopped , flushing the well after drilling the next interval, pacing the drill string and building up the drill pipe.

Расчетную фактическую нагрузку на долото, доходящую до забоя скважины, Р_ф и расчетный фактический реактивный крутящий момент на долоте

для предупреждения аварий рассчитывают в следующей последовательности: рассчитывают полярный момент инерции сечения бурильной колонныThe estimated actual load on the bit, reaching the bottom of the well, R _f and the estimated actual reactive torque on the bit

to prevent accidents, the following sequence is calculated: the polar moment of inertia of the drill string section is calculated

рассчитывают удельный момент на долотеcalculate the specific moment on the bit

для первого вертикального и второго вертикального участков профиля ствола скважины момент силы сопротивления вращению бурильной колонны M_Ci рассчитывают по следующей формулеfor the first vertical and second vertical sections of the borehole profile, the moment of resistance to rotation of the drill string M _{Ci is} calculated by the following formula

а критическую длину по формуле (4)and the critical length according to the formula (4)

если фактическая длина деформированной бурильной колонны L меньше критической длины деформированной бурильной колонны L_кр (L<L_кр), то в формуле (3) вместо критической длины деформированной бурильной колонны L_кр необходимо использовать фактическую длину деформированной бурильной колонны L, подставляя значения I, М_уд, L или L_кр, φ, M_ci в формулу (5), рассчитывают фактическую забойную нагрузку Р_ф на долото, доходящую до забоя скважины, и расчетный фактический реактивный крутящий момент на долоте

на первом и втором вертикальном участке профиля ствола скважины, значения φ_о, А₂и А_i в радианах:if the actual length of the deformed drill string L is less than the critical length of the deformed drill string L _cr (L <L _cr ), then in formula (3) instead of the critical length of the deformed drill string L _cr, it is necessary to use the actual length of the deformed drill string L, substituting the values I, M _beats , L or L _cr , φ, M _ci in the formula (5), calculate the actual bottomhole load R _f per bit, reaching the bottom of the well, and the calculated actual reactive torque on the bit

in the first and second vertical section of the wellbore profile, the values of φ _о , А ₂ and А _i in radians:

для участков профиля ствола скважины: набора (интенсивность приращения зенитного угла больше 0), стабилизации (интенсивность приращения зенитного угла равна 0), уменьшения зенитного угла (интенсивность приращения зенитного угла меньше 0), расчетную фактическую забойную нагрузку Р_ф на долото, доходящую до забоя скважины, и расчетный фактический реактивный крутящий момент на долоте

рассчитывают по следующей формуле:for sections of the wellbore profile: set (zenith angle increment intensity greater than 0), stabilization (zenith angle increment intensity equal to 0), zenith angle decrease (zenith angle increment intensity less than 0), calculated actual bottomhole load R _f per bit reaching the bottom hole borehole, and calculated actual reactive torque on the bit

calculated by the following formula:

подставляя вычисленные значения М_уд, Р_ф, расчетный фактический реактивный момент на долоте вычисляют по формуле,Substituting the calculated values of M _beats , R _f , the calculated actual reactive moment on the bit is calculated by the formula,

где Р_ф - расчетная фактическая нагрузка на долото, доходящая до забоя скважины, Н;where R _f - the estimated actual load on the bit, reaching the bottom of the well, N;

Р_i - нагрузка на долото, измеряемая датчиком веса станции контроля процессов бурения, где i=3, 4,…, n, Н;P _i - the load on the bit, measured by the weight sensor of the station monitoring the drilling processes, where i = 3, 4, ..., n, N;

V_i - механическая скорость бурения по показаниям датчика станции контроля процессов бурения, (i=3, 4,…, n), м/ч;V _i - mechanical drilling speed according to the testimony of the sensor station monitoring the drilling processes, (i = 3, 4, ..., n), m / h;

φ_i - угол закручивания бурильной колонны, где i=3, 4,…, n, рассчитывается по показаниям забойной навигационной телесистемы, град;φ _i is the angle of rotation of the drill string, where i = 3, 4, ..., n, is calculated according to the testimony of the downhole navigation telesystem, deg;

P_v.max - нагрузка на долото, измеряемая датчиком веса станции контроля процесса бурения, при которой был достигнут максимум механической скорости, при минимальных колебаниях нагрузки на долото, минимальных колебаниях угла закручивания бурильной колонны и при минимальных колебаниях крутящего момента в результате эксперимента, Н;P _v.max is the load on the bit, measured by the weight sensor of the monitoring station of the drilling process, at which the maximum mechanical speed was achieved, with minimal fluctuations in the load on the bit, minimal fluctuations in the angle of rotation of the drill string and with minimal fluctuations in torque as a result of the experiment, N;

φ_о - оптимальный угол закручивания бурильной колонны, при котором был достигнут максимум механической скорости, при минимальных колебаниях нагрузки на долото, минимальных колебаниях угла закручивания бурильной колонны и при минимальных колебаниях крутящего момента, град;φ _about - the optimum angle of rotation of the drill string, at which the maximum mechanical speed was achieved, with minimal fluctuations in the load on the bit, minimum fluctuations in the angle of twist of the drill string and with minimal fluctuations in torque, deg;

Е - модуль упругости второго рода, модуль Юнга, Па;E is the elastic modulus of the second kind, Young's modulus, Pa;

I - полярный момент инерции сечения бурильной колонны, м⁴;I - polar moment of inertia of the cross section of the drill string, m ⁴ ;

L_кр - критическая длина деформированной бурильной колонны, м;L _cr - the critical length of the deformed drill string, m;

L - длина скважины по стволу, м;L is the length of the wellbore, m;

М_уд - удельный момент на долоте, Н·м/Н;M _beats - specific moment on the bit, N · m / N;

M_ci - момент силы сопротивления вращению бурильной колонны на первом и втором вертикальном участке профиля ствола скважины, где i=1 или 2, Н·м;M _ci is the moment of resistance to rotation of the drill string in the first and second vertical section of the profile of the wellbore, where i = 1 or 2, N · m;

- расчетный фактический активный крутящий момент сопротивления вращению долота, Н·м;

- calculated actual active torque of resistance to rotation of the bit, N · m;

М_зд - реактивный момент на валу забойного двигателя (паспортная характеристика), Н·м;M _health - reactive moment on the shaft of the downhole motor (passport characteristic), N · m;

- расчетный фактический реактивный крутящий момент на долоте, Н·м;

- calculated actual reactive torque on the bit, N · m;

M_p - реактивный крутящий момент на долоте по показаниям датчика реактивного крутящего момента станции контроля процессов бурения, Н·м;M _p - reactive torque on the bit according to the readings of the reactive torque sensor of the drilling process monitoring station, N · m;

А₂ - азимут установки отклонителя до начала бурения, после подачи бурового раствора, запуска забойного двигателя, измеренный забойной навигационной телесистемой, град;And ₂ - the azimuth of the installation of the diverter before the start of drilling, after supplying the drilling fluid, starting the downhole motor, measured by the downhole navigation telesystem, deg;

А_УО - оптимальный азимут установки отклонителя после подачи бурильной колонны на забой и создания осевой нагрузки на долото Р_i, при котором был достигнут максимум механической скорости при минимальных колебаниях нагрузки на долото, минимальных колебаниях угла закручивания бурильной колонны и при минимальных колебаниях крутящего момента, град;And _UO is the optimal azimuth of the installation of the deflector after the drill string is submitted to the bottom and the axial load on the bit P _{i is created} , at which the maximum mechanical speed is achieved with minimal fluctuations in the load on the bit, minimal fluctuations in the angle of rotation of the drill string and with minimal fluctuations in torque, deg ;

А_i - азимут установки отклонителя, измеряемый забойной навигационной телесистемой, при i-м замере, где i=3, 4,…, n, град;And _i is the azimuth of the diverter installation, measured by the downhole navigation telesystem, at the i-th measurement, where i = 3, 4, ..., n, degrees;

A_т - требуемый проектный азимут, град;A _t - required design azimuth, degrees;

- среднее значение зенитного угла на рассматриваемом интервале, град;

- the average value of the zenith angle in the considered interval, degrees;

Δα - приращение зенитного угла, град;Δα is the increment of the zenith angle, deg;

Δβ - приращение азимутального угла, град;Δβ is the increment of the azimuthal angle, deg;

в - коэффициент, зависящий от диаметра долота;in - coefficient depending on the diameter of the bit;

к - коэффициент, зависящий от породы;k - coefficient depending on the breed;

n - частота вращения долота, об/мин;n is the bit rotation frequency, rpm;

А' - коэффициент, зависящий от частоты вращения долота;A 'is a coefficient depending on the frequency of rotation of the bit;

D_д - диаметр долота, м;D _d - the diameter of the bit, m;

D_БТ - внешний диаметр бурильных труб, м;D _BT - the outer diameter of the drill pipe, m;

d_БТ - внутренний диаметр бурильных труб, м;d _BT - the inner diameter of the drill pipe, m;

g - ускорение свободного падения, м/с²;g is the acceleration of gravity, m / s ² ;

q - вес 1 погонного метра бурильных труб в воздухе, Н;q is the weight of 1 running meter of drill pipe in air, N;

π - число Пи, приблизительно равное 3,141592;π is the Pi number, approximately equal to 3.141592;

γ - угол охвата, град;γ is the angle of coverage, deg;

µ - коэффициент трения согласно опытным данным по данной площади.µ - coefficient of friction according to the experimental data for this area.

На фиг.1 изображена схема первого замера для первого и второго вертикального участков профиля ствола скважины при отсутствии промывки и нагрузки на долото. На фиг.2 изображена схема первого замера для первого и второго вертикального участков профиля ствола скважины при отсутствии нагрузки на долото, вид сверху. На фиг.3 изображена схема второго замера для первого и второго вертикального участков профиля ствола скважины при промывке и работе забойного двигателя и отсутствии нагрузки на долото. На фиг.4 изображена схема второго замера для первого и второго вертикального участков профиля ствола скважины и показано изменение угла закручивания бурильной колонны при промывке и работе забойного двигателя и отсутствии нагрузки на долото, вид сверху. На фиг.5 изображена схема третьего замера для первого и второго вертикального участков профиля ствола скважины при промывке и работе забойного двигателя и создании первичной нагрузки на долото. На фиг.6 изображена схема третьего замера для первого и второго вертикального участков профиля ствола скважины при промывке и работе забойного двигателя и создании первичной нагрузки на долото, вид сверху. На фиг.7 изображена схема четвертого замера для первого и второго вертикального участков профиля ствола скважины при промывке и работе забойного двигателя и создании вторичной нагрузки на долото. На фиг.8 изображена схема четвертого замера для первого и второго вертикального участков профиля ствола скважины при промывке и работе забойного двигателя и создании вторичной нагрузки на долото, вид сверху. На фиг.9 изображена схема оптимизации параметров режима бурения для первого и второго вертикального участков профиля ствола скважины при создании оптимальной нагрузки на долото. На фиг.10 изображена схема оптимизации параметров режима бурения для первого и второго вертикального участков профиля ствола скважины при создании оптимальной нагрузки на долото, вид сверху. На фиг.11 изображена схема оптимизации параметров режима бурения для первого и второго вертикального участков профиля ствола скважины при создании оптимальной нагрузки на долото с целью достижения проектного азимута после поворота бурильной колонны, вид сверху. На фиг.12 изображена схема первого замера для участков профиля ствола скважины: набора, стабилизации, уменьшения зенитного угла, при отсутствии промывки и нагрузки на долото. На фиг.13 изображена схема первого замера для участков профиля ствола скважины: набора, стабилизации, уменьшения зенитного угла, при отсутствии нагрузки на долото, вид сверху. На фиг.14 изображена схема второго замера для участков профиля ствола скважины: набора, стабилизации, уменьшения зенитного угла, при промывке и работе забойного двигателя и отсутствии нагрузки на долото. На фиг.15 изображена схема второго замера для участков профиля ствола скважины: набора, стабилизации, уменьшения зенитного угла, и показано изменение угла закручивания бурильной колонны при промывке и работе забойного двигателя и отсутствии нагрузки на долото, вид сверху. На фиг.16 изображена схема третьего замера для участков профиля ствола скважины: набора, стабилизации, уменьшения зенитного угла, при промывке и работе забойного двигателя и создании первичной нагрузки на долото. На фиг.17 изображена схема третьего замера для участков профиля ствола скважины: набора, стабилизации, уменьшения зенитного угла, при промывке и работе забойного двигателя и создании первичной нагрузки на долото, вид сверху. На фиг.18 изображена схема четвертого замера для участков профиля ствола скважины: набора, стабилизации, уменьшения зенитного угла, при промывке и работе забойного двигателя и создании вторичной нагрузки на долото. На фиг.19 изображена схема четвертого замера для участков профиля ствола скважины: набора, стабилизации, уменьшения зенитного угла, при промывке и работе забойного двигателя и создании вторичной нагрузки на долото, вид сверху. На фиг.20 изображена схема оптимизации параметров режима бурения для участков профиля ствола скважины: набора, стабилизации, уменьшения зенитного угла, при создании оптимальной нагрузки на долото. На фиг.21 изображена схема оптимизации параметров режима бурения для участков профиля ствола скважины: набора, стабилизации, уменьшения зенитного угла, при создании оптимальной нагрузки на долото, вид сверху. На фиг.22 изображена схема оптимизации параметров режима бурения для участков профиля ствола скважины: набора, стабилизации, уменьшения зенитного угла, при создании оптимальной нагрузки на долото с целью достижения проектного азимута после поворота бурильной колонны, вид сверху.Figure 1 shows the diagram of the first measurement for the first and second vertical sections of the profile of the wellbore in the absence of flushing and load on the bit. Figure 2 shows a diagram of the first measurement for the first and second vertical sections of the profile of the wellbore in the absence of load on the bit, top view. Figure 3 shows a diagram of the second measurement for the first and second vertical sections of the profile of the wellbore during washing and operation of the downhole motor and no load on the bit. Figure 4 shows a diagram of the second measurement for the first and second vertical sections of the profile of the wellbore and shows the change in the angle of rotation of the drill string during washing and running the downhole motor and there is no load on the bit, top view. Figure 5 shows a diagram of the third measurement for the first and second vertical sections of the profile of the wellbore during flushing and operation of the downhole motor and creating a primary load on the bit. Figure 6 shows a diagram of the third measurement for the first and second vertical sections of the wellbore profile during flushing and operation of the downhole motor and creating the primary load on the bit, top view. Figure 7 shows a diagram of the fourth measurement for the first and second vertical sections of the profile of the wellbore during washing and running the downhole motor and creating a secondary load on the bit. On Fig shows a diagram of the fourth measurement for the first and second vertical sections of the profile of the wellbore when flushing and operating the downhole motor and creating a secondary load on the bit, top view. Figure 9 shows a diagram of the optimization of the parameters of the drilling mode for the first and second vertical sections of the profile of the wellbore when creating the optimal load on the bit. Figure 10 shows a diagram of the optimization of the parameters of the drilling mode for the first and second vertical sections of the profile of the wellbore when creating the optimal load on the bit, top view. Figure 11 shows a diagram of the optimization of the parameters of the drilling mode for the first and second vertical sections of the profile of the wellbore when creating the optimal load on the bit in order to achieve the design azimuth after turning the drill string, top view. On Fig shows a diagram of the first measurement for sections of the profile of the wellbore: set, stabilization, reduce the zenith angle, in the absence of flushing and load on the bit. On Fig shows a diagram of the first measurement for sections of the profile of the wellbore: set, stabilization, reduce the zenith angle, in the absence of load on the bit, top view. On Fig shows a diagram of the second measurement for sections of the profile of the wellbore: set, stabilization, reduce the zenith angle, during washing and operation of the downhole motor and no load on the bit. On Fig shows a diagram of the second measurement for sections of the profile of the wellbore: set, stabilization, reduce the zenith angle, and shows the change in the angle of rotation of the drill string when flushing and running the downhole motor and no load on the bit, top view. On Fig shows a diagram of the third measurement for sections of the profile of the wellbore: set, stabilization, reduce the zenith angle, when washing and operating the downhole motor and creating the primary load on the bit. On Fig shows a diagram of the third measurement for sections of the profile of the wellbore: set, stabilization, reduce the zenith angle, when washing and operating the downhole motor and creating the primary load on the bit, top view. On Fig shows a diagram of the fourth measurement for sections of the profile of the wellbore: set, stabilization, reduce the zenith angle, when washing and operating the downhole motor and creating a secondary load on the bit. On Fig shows a diagram of the fourth measurement for sections of the profile of the wellbore: set, stabilization, reduce the zenith angle, when washing and operating the downhole motor and creating a secondary load on the bit, top view. On Fig shows a diagram of the optimization of the parameters of the drilling mode for sections of the profile of the wellbore: set, stabilization, reduce the zenith angle, while creating the optimal load on the bit. On Fig shows a diagram of the optimization of the parameters of the drilling mode for sections of the profile of the wellbore: set, stabilization, reduce the zenith angle, while creating the optimal load on the bit, top view. On Fig shows a diagram of the optimization of the parameters of the drilling mode for sections of the profile of the wellbore: set, stabilization, reduce the zenith angle, while creating the optimal load on the bit in order to achieve the design azimuth after turning the drill string, top view.

На вышеперечисленных схемах: 1 - долото, 2 - забой скважины, 3 - бурильная колонна, 4 - промывка и работа забойного двигателя, 5 - забойный двигатель.In the above schemes: 1 - bit, 2 - bottom hole, 3 - drill string, 4 - flushing and operation of the downhole motor, 5 - downhole motor.

Пример осуществления изобретения 1. Участок вертикальныйAn example embodiment of the invention 1. The plot is vertical

На Курьинском месторождении был выполнен следующий опыт при помощи забойной навигационной телесистемы «Печора-2».The following experiment was performed at the Kuryinsky field with the help of the Pechora-2 downhole navigation telesystem.

На глубине 700 метров (забой скважины) после наращивания очередной бурильной трубы без промывки допустили бурильную колонну 3 до глубины 699 метров, на расстояние 1 метр до забоя 2, произвели первый замер. Осевая нагрузка на долото 1 Р₁=0 Н по показаниям датчика веса станции контроля процесса бурения, промывка и работа 4 забойного двигателя 5 отсутствует, с помощью забойной навигационной телесистемы измеряют изображенный на фиг.1 и фиг.2 начальный азимут установки отклонителя А₁, который был равен 360°.At a depth of 700 meters (bottom hole) after building up another drill pipe without flushing, drill string 3 was allowed to a depth of 699 meters, 1 meter to bottom 2, and the first measurement was made. The axial load on the bit 1 P ₁ = 0 N according to the testimony of the weight sensor of the drilling process monitoring station, there is no flushing and operation 4 of the downhole motor 5, using the downhole navigation telesystem, the initial azimuth of the installation of the diverter A ₁ , shown in Fig. 1 and Fig. 2, is measured which was equal to 360 °.

Для выполнения второго замера, изображенного схематично на фиг.3 и фиг.4, дали команду бурильщику на запуск бурового насоса и при производительности 40 литров в секунду запустили забойный двигатель 5. Измерили посредством забойной навигационной телесистемы «Печора-2» азимут установки отклонителя А₂ при промывке и работе 4 забойного двигателя 5 без создания нагрузки на долото 1, Р₂=0 Н (по показаниям датчика веса станции контроля процесса бурения), который составил А₂=335±0°, где ±0° колебания азимута установки отклонителя. С исследовательской целью определяют угол закручивания бурильной колонны φ₂ от действия боковой отклоняющей силы при работе и промывке 4 забойного двигателя 5, φ₂=A₁-А₂=360°-335°=25°.To perform the second measurement, shown schematically in Figures 3 and 4, give the driller an instruction to start the mud pump and at an output of 40 liters per second downhole motor 5. started was measured by means of the navigation of downhole telemetry system "Pechora-2" azimuth A whipstock ₂ when washing and operating 4 downhole motors 5 without creating a load on the bit 1, P ₂ = 0 N (according to the testimony of the weight sensor of the drilling process control station), which amounted to A ₂ = 335 ± 0 °, where ± 0 ° fluctuations in the azimuth of the deflector installation. For research purposes, determine the angle of rotation of the drill string φ ₂ from the action of the lateral deflecting force during operation and flushing 4 downhole motor 5, φ ₂ = A ₁ -A ₂ = 360 ° -335 ° = 25 °.

Для выполнения третьего замера, изображенного схематично на фиг.5 и фиг.6, необходимо, чтобы долото 1 находилось на забое скважины 2, промывка и работа 4 забойного двигателя 5 присутствует при производительности бурового насоса 40 литров в секунду, бурильщик выполняет постепенное, ступенчатое нагружение долота 1 (разгрузка бурильной колонны 3 на забой скважины 2), нагрузка на долото 1, Р₃=100±20·10³ Н, где ±20·10³ Н колебания нагрузки на долото (по показаниям датчика веса станции контроля процесса бурения). Производят измерение забойной навигационной телесистемой «Печора-2» азимута установки отклонителя А₃=215±20°, где ±20° колебания азимута установки отклонителя, рассчитывают угол закручивания бурильной колонны φ₃=А₂-А₃=335°-215°=120°, по показаниям станции контроля процесса бурения определяют механическую скорость бурения V₃=6 метров в час и реактивный крутящий момент на долоте М_р3=280±50 Н·м, где ±50 Н·м колебания реактивного крутящего момента на долоте, по показаниям датчика крутящего момента станции контроля процессов бурения.To perform the third measurement, shown schematically in Fig. 5 and Fig. 6, it is necessary that the bit 1 is located at the bottom of the well 2, washing and operation 4 of the downhole motor 5 is present at a drilling pump capacity of 40 liters per second, the driller performs gradual, stepwise loading bit 1 (unloading the drill string 3 to the bottom of the well 2), load on the bit 1, P ₃ = 100 ± 20 · 10 ³ N, where ± 20 · 10 ³ N fluctuations in the load on the bit (according to the testimony of the weight sensor of the drilling process monitoring station) . The azimuth of the deflector installation A ₃ = 215 ± 20 °, where ± 20 ° of the oscillation of the azimuth of the deflector installation, is measured by the downhole navigation telesystem “Pechora-2”, and the twist angle of the drill string is calculated φ ₃ = A ₂ -A ₃ = 335 ° -215 ° = 120 °, according to the testimony of the drilling process control station, the mechanical drilling speed V ₃ = 6 meters per hour and the reactive torque on the bit M _p3 = 280 ± 50 N · m, where ± 50 N · m fluctuations in the reactive torque on the bit, are determined by readings of the torque sensor of the drilling process monitoring station.

Далее выполняют четвертый замер, изображенный схематично на фиг.7 и фиг.8: долото 1 находится на забое скважины 2, промывка и работа 4 забойного двигателя 5 присутствует при производительности бурового насоса 40 литров в секунду, бурильщик выполняет постепенное, ступенчатое нагружение долота 1 (разгрузка бурильной колонны 3 на забой скважины 2), осевая нагрузка на долото 1Next, the fourth measurement is performed, shown schematically in Fig. 7 and Fig. 8: the bit 1 is located at the bottom of the well 2, the flushing and operation 4 of the downhole motor 5 is present at a drilling pump capacity of 40 liters per second, the driller performs a gradual, stepwise loading of the bit 1 ( unloading drill string 3 to the bottom of the well 2), axial load on the bit 1

P₄=160±10·10³ Н, где ±10·10³ Н колебания нагрузки на долото (по показаниям датчика веса станции контроля процесса бурения), производят измерение забойной навигационной телесистемой «Печора-2» азимута установки отклонителя А₄=185±10°, где ±10° колебания азимута установки отклонителя, рассчитывают угол закручивания бурильной колонны 3, φ₄=А₂-А₄=335°-185°=150°, по показаниям станции контроля процесса бурения определяют механическую скорость бурения V₄=8 метров в час и реактивный крутящий момент на долоте М_р4=250±20 Н·м, где ±20 Н·м колебания реактивного крутящего момента на долоте по показаниям датчика реактивного крутящего момента станции контроля процессов бурения.P ₄ = 160 ± 10 · 10 ³ N, where ± 10 · 10 ³ N fluctuations in the load on the bit (according to the testimony of the weight sensor of the monitoring station of the drilling process), the azimuth of the installation of the diverter A ₄ = 185 is measured by the downhole navigation television system "Pechora-2" ± 10 °, where ± 10 ° fluctuations in the azimuth of the diverter installation, calculate the angle of rotation of the drill string 3, φ ₄ = А ₂ -А ₄ = 335 ° -185 ° = 150 °, according to the test station control the drilling process determine the mechanical drilling speed V ₄ = 8 meters per hour and reactive torque on a bit M _p4 = 250 ± 20 N · m, where ± 20 N · m fluctuations of reactive cr torque on the bit according to the testimony of the jet torque sensor of the drilling process monitoring station.

Отрываемся от забоя скважины 2 и производим расхаживание бурильной колонны 3 (1 раз на длину наращенной трубки - 9,5 метров). При помощи забойной навигационной телесистемы «Печора-2» выполняем установку отклонителя по схеме оптимизации забойных параметров, изображенной на фиг.9, фиг.10 и фиг.11: осуществляем поворот бурильной колонны 3 по оптимальному азимуту установки отклонителя А_УО=А_т+φ_o=А_т+φ₄=90°+150°=240°, где А_т - требуемый проектный азимут, φ_о=φ₄=150° - оптимальный угол закручивания бурильной колонны 3, при котором был достигнут максимум механической скорости, V₄=8 метров в час при минимальных колебаниях нагрузки на долото ±10 кН, минимальных колебаниях угла закручивания бурильной колонны ±10° и при минимальных колебаниях реактивного крутящего момента на долоте ±20 Н·м, фиксируют ведущую трубу на поверхности и производят углубление скважины без изменения оптимальных параметров режима бурения (производительности бурового насоса, нагрузки на долото 1, P_v.max=P₄=160·10³ Н) с постоянным азимутом установки отклонителя А_УО=240°.We break away from the bottom of the well 2 and pace the drill string 3 (1 time for the length of the extension pipe - 9.5 meters). Using the downhole navigation telesystem "Pechora-2" we perform the installation of the diverter according to the optimization scheme for the downhole parameters shown in Fig. 9, Fig. 10 and Fig. 11: we rotate the drill string 3 in the optimal azimuth of the installation of the diverter A _UO = A _t + φ _o = А _t + φ ₄ = 90 ° + 150 ° = 240 °, where А _t is the required design azimuth, φ _о = φ ₄ = 150 ° is the optimum twist angle of the drill string 3 at which the maximum mechanical speed was reached, V ₄ = 8 meters per hour with a minimum WOB fluctuations of ± 10 kN, the minimum angle of oscillation ruchivaniya drillstring ± 10 ° and with minimal fluctuations reactive torque on bit ± 20 Nm, fixed kelly at the surface and produce a deepening of the well without altering the optimum drilling mode parameters (performance mud pump WOB 1, P _v.max = P ₄ = 160 · 10 ³ N) with a constant azimuth of the installation of the diverter A _UO = 240 °.

Компоновка бурильной колонны с забойным двигателем на первом вертикальном участке, где среднее значение зенитного угла 2° состоит из: долото - диаметр 393,7 мм - МХ-1 (коэффициент в=0,1), калибратор лопастной спиральный 392,0 мм, забойный двигатель, диаметр наружный - 240 мм (частота вращения вала двигателя n=170 оборотов в минуту, так как n<420 оборотов в минуту, то А'=150, реактивный момент на валу данного забойного двигателя согласно его паспорту составляет М_зд=12·10³ Н·м), угол перекоса 0°, калибратор лопастной спиральный - 392,0 мм, забойная навигационная телесистема «Печора-2», утяжеленные бурильные трубы, диаметр наружный 178 мм - 80 метров, стальные бурильные трубы - диаметр наружный 127 мм, диаметр внутренний 108,6 мм (вес 1 погонного метра бурильных труб в воздухе 300 Н, модуль упругости на сдвиг для данных бурильных труб Е=2·10¹⁰ Н/м²) - оставшаяся длина до устья скважины. Породы на данном интервале представлены в основном категории мягкой твердости к=3,3. Согласно опытным данным по данной площади коэффициент трения принимаем равным µ=0,1.The layout of the drill string with a downhole motor in the first vertical section, where the average value of the zenith angle of 2 ° consists of: bit - diameter 393.7 mm - MX-1 (coefficient b = 0.1), spiral blade calibrator 392.0 mm, bottomhole motor, outer diameter - 240 mm (engine shaft rotation speed n = 170 revolutions per minute, since n <420 revolutions per minute, then A '= 150, the reactive moment on the shaft of this downhole motor according to its passport is M _zd = 12 · 10 ³ N · m), skew angle 0 °, spiral blade calibrator - 392.0 mm, downhole navigation body Pechora-2 system, weighted drill pipes, outer diameter 178 mm - 80 meters, steel drill pipes - outer diameter 127 mm, inner diameter 108.6 mm (weight of 1 linear meter of drill pipe in air 300 N, shear modulus for these drill pipes E = 2 · 10 ¹⁰ N / m ² ) - the remaining length to the wellhead. The rocks in this interval are mainly represented by the category of soft hardness k = 3.3. According to the experimental data for this area, the friction coefficient is taken equal to µ = 0.1.

Так как у нас первый вертикальный участок, то фактическую забойную нагрузку на долото, доходящую до забоя скважины, и расчетный фактический реактивный крутящий момент на долоте для предупреждения аварий рассчитывают в следующей последовательности, рассчитывают полярный момент инерции сечения бурильной колонныSince we have the first vertical section, the actual bottomhole load on the bit, reaching the bottom of the well, and the calculated actual reactive torque on the bit to prevent accidents are calculated in the following sequence, the polar moment of inertia of the drill string section is calculated

рассчитывают удельный момент на долоте,calculate the specific moment on the bit,

далее рассчитывают критическую длину бурильной колонны L_кр по формулеthen calculate the critical length of the drill string L _cr by the formula

так как фактическая длина деформированной бурильной колонны L=700 метров меньше критической длины деформированной бурильной колонны L_кр=18399 метров, (700<18399), то в формуле (3) вместо критической длины деформированной бурильной колонны L_крнеобходимо использовать фактическую длину деформированной бурильной колонны L и рассчитывают момент силы сопротивления вращению на первом вертикальном участке М_c1, по следующей формулеsince the actual length of the deformed drill string L = 700 meters is less than the critical length of the deformed drill string L _cr = 18399 meters, (700 <18399), then in formula (3) instead of the critical length of the deformed drill string L _cr it is necessary to use the actual length of the deformed drill string L and calculate the moment of resistance to rotation in the first vertical section M _c1 , according to the following formula

подставляя значения I, М_уд, L, φ_о (в радианах), M_c1 в формулу (5), рассчитывают фактическую забойную нагрузку Р_ф на долото, доходящую до забоя скважины на первом вертикальном участке профиля ствола скважины:Substituting the values of I, M _beats , L, φ _о (in radians), M _c1 in formula (5), the actual bottomhole load R _f per bit, reaching the bottom of the well in the first vertical section of the wellbore profile, is calculated:

подставляя вычисленные значения М_уд, Р_ф, расчетный фактический реактивный крутящий момент на долоте вычислим по формуле (8)Substituting the calculated values of M _beats , R _f , the calculated actual reactive torque on the bit is calculated by the formula (8)

V_i - механическая скорость бурения по показаниям датчика станции контроля процессов бурения (i=3, 4,…, n), м/ч;V _i - mechanical drilling speed according to the testimony of the sensor station monitoring the drilling processes (i = 3, 4, ..., n), m / h;

φ_o - оптимальный угол закручивания бурильной колонны, при котором был достигнут максимум механической скорости, при минимальных колебаниях нагрузки на долото, минимальных колебаниях угла закручивания бурильной колонны и при минимальных колебаниях крутящего момента, град;φ _o - the optimum angle of rotation of the drill string, at which the maximum mechanical speed was achieved, with minimal fluctuations in the load on the bit, minimum fluctuations in the angle of twist of the drill string and with minimal fluctuations in torque, deg;

- calculated actual active torque of resistance to rotation of the bit, N · m;

- calculated actual reactive torque on the bit, N · m;

А_УО - оптимальный азимут установки отклонителя после подачи бурильной колонны на забой и создания осевой нагрузки на долото Р_i, при котором был достигнут максимум механической скорости, при минимальных колебаниях нагрузки на долото, минимальных колебаниях угла закручивания бурильной колонны и при минимальных колебаниях крутящего момента, град;And _UO is the optimal azimuth of the installation of the deflector after the drill string is submitted to the bottom and the axial load on the bit P _{i is created} , at which the maximum mechanical speed is achieved, with minimal fluctuations in the load on the bit, minimal fluctuations in the angle of rotation of the drill string and with minimal fluctuations in torque, hail;

- the average value of the zenith angle in the considered interval, degrees;

D_д - диаметр долота, м;D _d - the diameter of the bit, m;

2. Участок набора зенитного угла2. The plot of the set of zenith angle

На глубине 1219 метров (забой скважины) после наращивания очередной бурильной трубы без промывки допустили бурильную колонну 3 до глубины 1218 метров, на расстояние 1 метр до забоя 2, произвели первый замер. Осевая нагрузка на долото 1, Р₁=0 Н (по показаниям станции контроля процесса бурения), промывка и работа 4 забойного двигателя 5 отсутствует, с помощью забойной навигационной телесистемы измеряют изображенный на фиг.12 и фиг.13 начальный азимут установки отклонителя A₁, который был равен 360°.At a depth of 1219 meters (bottom hole) after building up another drill pipe without flushing, drill string 3 was allowed to a depth of 1218 meters, 1 meter to bottom 2, and the first measurement was made. The axial load on the bit 1, P ₁ = 0 N (according to the testimony of the drilling process monitoring station), there is no flushing and operation 4 of the downhole motor 5, using the downhole navigation telesystem, the initial azimuth of the installation of the diverter A ₁ shown in Fig. 12 and Fig. 13 is measured. which was equal to 360 °.

Для выполнения второго замера, изображенного схематично на фиг.14 и фиг.15, дали команду бурильщику на запуск насоса и при производительности 40 литров в секунду запустили забойный двигатель 5. Измерили посредством забойной навигационной телесистемы «Печора-2» азимут установки отклонителя А₂ при промывке и работе 4 забойного двигателя 5 без создания нагрузки на долото 1, Р₂=0 Н, который составил А₂=341±0°, где ±0° колебания азимута установки отклонителя. С исследовательской целью определяют угол закручивания бурильной колонны φ₂ от действия боковой отклоняющей силы при работе и промывке 4 забойного двигателя 5, φ₂=А₁-А₂=360°-341°=19°.To perform the second measurement, shown schematically in Figures 14 and 15, the driller given an instruction to start the pump and at an output of 40 liters per second downhole motor 5. started was measured by means of the navigation of downhole telemetry system "Pechora-2" A whipstock azimuth with ₂ washing and operating 4 of the downhole motor 5 without creating a load on the bit 1, P ₂ = 0 N, which amounted to A ₂ = 341 ± 0 °, where ± 0 ° fluctuations in the azimuth of the installation of the diverter. For research purposes, determine the angle of rotation of the drill string φ ₂ from the action of the lateral deflecting force during operation and flushing 4 downhole motor 5, φ ₂ = A ₁ -A ₂ = 360 ° -341 ° = 19 °.

Для выполнения третьего замера, изображенного схематично на фиг.16 и фиг.17, необходимо, чтобы долото 1 находилось на забое скважины 2, промывка и работа 4 забойного двигателя 5 присутствует при производительности бурового насоса 40 литров в секунду, бурильщик выполняет постепенное, ступенчатое нагружение долота 1 (разгрузка бурильной колонны 3 на забой скважины 2), нагрузка на долото 1 Р₃=150±25·10³ Н, где ±25·10³ Н колебания нагрузки на долото (по показаниям датчика веса станции контроля процесса бурения). Производят измерение забойной навигационной телесистемой «Печора-2» азимута установки отклонителя А₃=296±25°, где ±25° колебания азимута установки отклонителя, рассчитывают угол закручивания бурильной колонны φ₃=А₂-А₃=341°-296°=45°, по показаниям станции контроля процесса бурения определяют механическую скорость бурения V₃=5,47 метров в час и реактивный крутящий момент на долоте М_р3=350±80 Н·м, где ±80 Н·м колебания реактивного крутящего момента на долоте по показаниям датчика реактивного крутящего момента станции контроля процессов бурения.To perform the third measurement, shown schematically in Fig. 16 and Fig. 17, it is necessary that the bit 1 is located at the bottom of the well 2, the flushing and operation 4 of the downhole motor 5 is present at a drilling pump capacity of 40 liters per second, the driller performs gradual, step loading bit 1 (unloading the drill string 3 to the bottom of the well 2), the load on the bit 1 P ₃ = 150 ± 25 · 10 ³ N, where ± 25 · 10 ³ N fluctuations in the load on the bit (according to the readings of the weight sensor of the drilling process monitoring station). The azimuth of the diverter installation A ₃ = 296 ± 25 °, where ± 25 ° the azimuth of the azimuth of the diverter installation, is measured by the downhole navigation telesystem “Pechora-2”, the angle of rotation of the drill string φ ₃ = A ₂ -A ₃ = 341 ° -296 ° = is calculated 45 °, according to the testimony of the drilling process control station, the mechanical drilling speed V ₃ = 5.47 meters per hour and the reactive torque on the bit M _p3 = 350 ± 80 N · m, where ± 80 N · m fluctuations in the reactive torque on the bit are determined according to the testimony of the jet torque sensor of the drilling process monitoring station.

Далее выполняют четвертый замер изображенный схематично на фиг.18 и фиг.19, долото 1 находится на забое скважины 2, промывка и работа 4 забойного двигателя 5 присутствует при производительности бурового насоса 40 литров в секунду, бурильщик выполняет постепенное, ступенчатое нагружение долота 1 (разгрузка бурильной колонны 3 на забой скважины 2), осевая нагрузка на долото 1Next, the fourth measurement is performed, shown schematically in Fig. 18 and Fig. 19, the bit 1 is located at the bottom of the well 2, the flushing and operation 4 of the downhole motor 5 is present at a drilling pump capacity of 40 liters per second, the driller performs gradual, stepwise loading of the bit 1 (unloading drill string 3 to the bottom of the well 2), the axial load on the bit 1

P₄=190±15·10³ Н, где ±15·10³ Н колебания нагрузки на долото (по показаниям датчика веса станции контроля процесса бурения), производят измерение забойной навигационной телесистемой «Печора-2» азимута установки отклонителя А₄=280±7°, где ±7° колебания азимута установки отклонителя, рассчитывают угол закручивания бурильной колонны 3, φ₄=А₂-А₄=341°-280°=61°, по показаниям станции контроля процесса бурения определяют механическую скорость бурения V₄=6,13 метров в час и реактивный крутящий момент на долоте М_р4=380±40 Н·м, где ±40 Н·м колебания реактивного крутящего момента на долоте по показаниям датчика реактивного крутящего момента станции контроля процессов бурения.P ₄ = 190 ± 15 · 10 ³ N, where ± 15 · 10 ³ N load fluctuations on the bit (according to the testimony of the weight sensor of the drilling process monitoring station), the azimuth of the installation of the diverter A ₄ = 280 is measured by the downhole navigation telesystem “Pechora-2” ± 7 °, where ± 7 ° fluctuations in the azimuth of the deflector installation, the angle of rotation of the drill string 3 is calculated, φ ₄ = А ₂ -А ₄ = 341 ° -280 ° = 61 °, the mechanical drilling speed V _{4 is} determined by the test station monitoring = 6.13 meters per hour and reactive torque on a bit M _p4 = 380 ± 40 N · m, where ± 40 N · m fluctuations of reactive cr torque on the bit according to the testimony of the jet torque sensor of the drilling process monitoring station.

Отрываемся от забоя скважины 2 и производим расхаживание бурильной колонны 3 (1 раз на длину наращенной трубки - 9,5 метров). При помощи забойной навигационной телесистемы «Печора-2» выполняем установку отклонителя по схеме оптимизации забойных параметров, изображенной на фиг.20, фиг.21 и фиг.22: осуществляем поворот бурильной колонны 3 по оптимальному азимуту установки отклонителя А_УО=А_п+φ_о=A_п+φ₄=90°+61°=151°, где A_п - требуемый проектный азимут, φ_о=φ₄=61° - оптимальный угол закручивания бурильной колонны 3, при котором был достигнут максимум механической скорости, V₄=6,13 метров в час, при минимальных колебаниях нагрузки на долото ±15·10³ Н, минимальных колебаниях угла закручивания бурильной колонны ±7° и при минимальных колебаниях реактивного крутящего момента на долоте ±40 Н·м, фиксируют ведущую трубу на поверхности и производят углубление скважины без изменения оптимальных параметров режима бурения (подача бурового раствора, нагрузки на долото 1, P_v.max=P₄=190·10³ Н) с постоянным азимутом установки отклонителя А_УО=151°.We break away from the bottom of the well 2 and pace the drill string 3 (1 time for the length of the extended pipe - 9.5 meters). Using the bottomhole navigation telesystem "Pechora-2" we install the diverter according to the optimization scheme for the bottomhole parameters shown in Fig.20, Fig.21 and Fig.22: we rotate the drill string 3 in the optimal azimuth of the installation of the diverter A _UO = A _p + φ _o = A _p + φ ₄ = 90 ° + 61 ° = 151 °, where A _p is the required design azimuth, φ _о = φ ₄ = 61 ° is the optimal twist angle of the drill string 3, at which the maximum mechanical speed was reached, V ₄ = 6.13 meters per hour, with minimum fluctuations in the load on the bit ± 15 · 10 ³ N, minimum fluctuations in the angle the twist of the drill string ± 7 ° and with minimal fluctuations in the reactive torque on the bit ± 40 N · m, fix the lead pipe on the surface and deepen the well without changing the optimal parameters of the drilling mode (supply of drilling fluid, load on the bit 1, P _v.max = P ₄ = 190 · 10 ³ N) with a constant azimuth of the installation of the diverter A _UO = 151 °.

Компоновка бурильной колонны с забойным двигателем на участке набора зенитного угла от 0° до 25°, азимута с 60° до 80°, в интервале 969-1219 метров, состоит из: долото - диаметр 393,7 мм - МХ-1 (коэффициент в=0,1), калибратор лопастной спиральный 392,0 мм, забойный двигатель, диаметр наружный - 240 мм (частота вращения вала двигателя n=170 оборотов в минуту, так как n<420 оборотов в минуту, то А'=150, реактивный момент на валу данного забойного двигателя согласно его паспорт М_зд=12·10³ Н·м), угол перекоса 1°30', калибратор лопастной спиральный - 304,2 мм, забойная навигационная телесистема «Печора-2», утяжеленные бурильные трубы, диаметр наружный 178 мм - 80 метров, стальные бурильные трубы - диаметр наружный 127 мм (модуль упругости на сдвиг для данных бурильных труб Е=2·10¹⁰ Н/м²) - оставшаяся длинна до устья скважины. Породы на данном интервале представлены в основном категории средней твердости к=3,0. Согласно опытным данным по данной площади коэффициент трения принимаем равным µ=0,3.The layout of the drill string with a downhole motor in the area of zenith angle set from 0 ° to 25 °, azimuth from 60 ° to 80 °, in the interval 969-1219 meters, consists of: bit - diameter 393.7 mm - MX-1 (coefficient in = 0.1), spiral blade calibrator 392.0 mm, downhole motor, outer diameter - 240 mm (engine shaft speed n = 170 revolutions per minute, since n <420 revolutions per minute, then A '= 150, reactive moment on the shaft of a downhole motor in accordance with his passport m _zd = 12 × 10 ³ N · m), the skew angle 1 ° 30 ', the spiral vane calibrator - 304.2 mm, the navigation bottomhole telemetry system "Pechora-2", drill collars, outside diameter 178 mm - 80 meters, steel drill pipe - outer diameter 127 mm (modulus of elasticity in shear drill pipe data E = 2 × 10 ¹⁰ N / m ²⁾ - the remaining length to the wellhead. The rocks in this interval are mainly represented by medium hardness categories k = 3.0. According to the experimental data for this area, the friction coefficient is taken equal to µ = 0.3.

Так как у нас участок набора зенитного угла (интенсивность приращения зенитного угла больше 0), то расчетную фактическую забойную нагрузку Р_ф на долото, доходящую до забоя скважины, и расчетный фактический реактивный крутящий момент на долоте рассчитывают в следующей последовательности: рассчитывают полярный момент инерции сечения бурильной колонныSince we have a plot of zenith angle set (zenith angle increment intensity is greater than 0), the calculated actual bottomhole load P _f per bit, reaching the bottom of the well, and the calculated actual reactive torque on the bit are calculated in the following sequence: calculate the polar moment of inertia of the cross section drill string

рассчитывают угол охватаcalculate the angle of coverage

подставляя вычисленные значения I, γ в формулу (6), рассчитывают фактическую забойную нагрузку Р_ф на долото, доходящую до забоя скважины на участке набора зенитного угла профиля ствола скважины:substituting the calculated values of I, γ in the formula (6), calculate the actual bottomhole load P _f on the bit, reaching the bottom of the well at the site of the set of zenith angle of the profile of the wellbore:

подставляя вычисленные значения М_уд, Р_ф, расчетный фактический реактивный крутящий момент на долоте

вычислим по формуле (8)substituting the calculated values of M _beats , R _{f the} calculated actual reactive torque on the bit

calculate by the formula (8)

I - полярный момент инерции, м⁴;I - polar moment of inertia, m ⁴ ;

- calculated actual active torque of resistance to rotation of the bit, N · m;

- calculated actual reactive torque on the bit, N · m;

М_р - реактивный крутящий момент на долоте по показаниям датчика реактивного крутящего момента станции контроля процессов бурения, Н·м;M _p - reactive torque on the bit according to the testimony of the reactive torque sensor of the drilling process monitoring station, N · m;

А₂ - азимут установки отклонителя до начала бурения после подачи бурового раствора, запуска забойного двигателя, радиан, измеренный забойной навигационной телесистемой;And ₂ - the azimuth of the installation of the diverter before drilling after supplying the drilling fluid, starting the downhole motor, radian measured by the downhole navigation telesystem;

А_УО - оптимальный азимут установки отклонителя после подачи бурильной колонны на забой и создания осевой нагрузки на долото Р_i (i=3, 4,…, n), при котором был достигнут максимум механической скорости, при минимальных колебаниях нагрузки на долото, минимальных колебаниях угла закручивания бурильной колонны и при минимальных колебаниях крутящего момента, град;And _UO is the optimal azimuth of the installation of the diverter after the drill string is submitted to the bottom and the axial load on the bit P _i (i = 3,4, ..., n) is created, at which the maximum mechanical speed is achieved, with minimal fluctuations in the load on the bit, minimal fluctuations the angle of rotation of the drill string and with minimal fluctuations in torque, deg;

- the average value of the zenith angle in the considered interval, degrees;

A' - коэффициент, зависящий от частоты вращения долота;A 'is a coefficient depending on the rotational speed of the bit;

D_д - диаметр долота, м;D _d - the diameter of the bit, m;

γ - угол охвата, град;γ is the angle of coverage, deg;

Технический результат, который получили при реализации изобретения при конкретном исполнении, заключается в том, что предупредили критические (аварийные) состояния бурильной колонны, оптимизировав процесс бурения по минимальным колебаниям азимута установки отклонителя, минимальным колебаниям нагрузки на долото, измеренной датчиком веса станции контроля процессов бурения, и максимуму механической, рейсовой скорости, проходки на долото, получили наглядную и достоверную забойную информацию о положении угла закручивания бурильной колонны 3, о фактической забойной нагрузке на долото, доходящей до забоя скважины, о фактическом реактивном (активном) крутящем моменте, с упрощенным технологическим обслуживанием, который позволил оперативно, с меньшими трудозатратами контролировать и управлять бурением в заданном направлении, предотвращая критические (аварийные) состояния бурильной колонны.The technical result that was obtained during the implementation of the invention for a specific embodiment is that critical (emergency) states of the drill string were prevented by optimizing the drilling process according to the minimum fluctuations in the azimuth of the installation of the diverter, the minimum fluctuations in the load on the bit, measured by the weight sensor of the monitoring station of the drilling processes, and the maximum of mechanical, operating speed, penetration to the bit, received clear and reliable bottomhole information about the position of the angle of twist of the drill bit 3, about the actual bottom-hole load on the bit, reaching the bottom of the well, about the actual reactive (active) torque, with simplified technological maintenance, which made it possible to quickly and with less labor to control and manage drilling in a given direction, preventing critical (emergency) conditions drill string.

Claims

A method for monitoring and controlling downhole parameters of a drilling mode, including the use of a downhole navigation system, ground-based systems for monitoring parameters of a drilling mode, measuring the zenith angle, bore azimuth and installing a diverter, characterized in that during the first measurement without flushing the well, a bottom-hole navigation azimuth telescope is measured installation of the diverter A ₁ , then in the second measurement during washing and operation of the downhole motor without creating a load on the bit, the bottomhole navi is measured by the directional telescopic system of the azimuth of the installation of the diverter A ₂ and further in the following measurements when creating a load on the bit, measured by the weight sensor of the station for monitoring the processes of drilling P _i , where i = 3, 4, ..., n, measure the bottomhole navigation telesystem of the azimuth of the installation of the diverter A _i where i = 3, 4, ..., n, then the mechanical speed V _i is determined by the readings of the drilling process control station (i = 3, 4, ..., n), and reactive torque is determined by the readings of the reactive torque sensor of the drilling process control station on chisel and p sschityvayut angle of twist of the drill string as the difference between the measured values of the whipstock azimuth φ ₂ = A ₁ -A ₂ in the bottom, where i = 2, 3, 4, ..., n, navigation using a downhole telemetry system, which depends on the measurement of the lateral moment caused by the action of the deflecting force on the bit during washing and operation of the downhole motor, then during subsequent measurements by the downhole navigation telesystem azimuth of the installation of the diverter A _i , when the load on the bit P _i (i = 3,4, ..., n) is measured on the surface, the twist angle drill the columns φ _i = A ₂ -A _i (i = 3, 4, ..., n), after which the optimum angle of rotation of the drill string φ _o = A ₂ -A _i (i = 3 or 4 or ... or n) is calculated, corresponding to the criteria for optimizing the drilling mode, then determine the optimized azimuth of the diverter installation A _УО = А _t + φ _о , where A _t is the required design azimuth, φ _о is the optimum angle of twisting of the drill string at which the maximum mechanical speed is reached, the deflector is installed and it is detected critical states of the drilling process according to maximum fluctuations in azimuth values a whipstock A _RO and magnitude φ _{i (i} = 2, 3, 4, ..., n) the angle of twist of the drill string, the above operations are repeated after a stop the drilling process, the well wash, after drilling the next interval, reciprocating the drill string and the capacity of the drill pipe .