RU2617750C1 - Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин - Google Patents
Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2617750C1 RU2617750C1 RU2016104786A RU2016104786A RU2617750C1 RU 2617750 C1 RU2617750 C1 RU 2617750C1 RU 2016104786 A RU2016104786 A RU 2016104786A RU 2016104786 A RU2016104786 A RU 2016104786A RU 2617750 C1 RU2617750 C1 RU 2617750C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- downhole tool
- axes
- downhole
- acceleration sensor
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000004886 process control Methods 0.000 title 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims abstract description 25
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims abstract description 18
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к бурению, а именно к способам контроля бурения скважин. Способ включает в себя бурение ствола скважины компоновкой бурильной колонны, состоящей из бурильных труб, долота, забойного двигателя, переводника, в котором расположен скважинный прибор, включающий в себя трехосевой датчик ускорения, и телеметрической системы, передающей информацию от скважинного прибора по беспроводному каналу связи на поверхность, при этом датчиком ускорения измеряется ускорение прибора по трем взаимно ортогональным осям, определяется средний темп повышенных ударных нагрузок по каждой из осей акселерометра и общее число превышений пороговых значений ускорения в процессе бурения, полученные значения кодируются и передаются телеметрической системой на поверхность, на основании полученных данных принимается решение о необходимости изменения режимов процесса бурения. В качестве беспроводного канала связи используют гидравлический, ультразвуковой или любой другой беспроводной канал связи. Применение способа позволяет получать полную информацию об условиях перемещения бурильной колонны и долота в процессе бурения наклонно-горизонтальных скважин. 2 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к области бурения, а именно к способам контроля процесса бурения забойными двигателями наклонно-горизонтальных скважин.
Одной из важнейших задач при конструировании забойных телеизмерительных систем является контроль перегрузок, возникающих от вибраций и ударов при бурении скважин. Колонна бурильных труб представляет собой сложную пространственную систему с распределенными параметрами. В процессе бурения долото контактирует с горными породами разной твердости, ударяясь зубьями о неровности ухабообразного забоя, причем зубья значительно срабатываются во времени, изменяя параметры вибраций. Все это вызывает достаточно сложные колебания и удары (А.А. Молчанов, Г.С. Абрамов. Бескабельные измерительные системы для исследования нефтегазовых скважин (теория и практика). - М.: ОАО "ВНИИОНГ". 2004). Повышение интенсивности ударных нагрузок снижает эксплуатационные свойства бурового и измерительного оборудования и свидетельствует о необходимости изменения режимов бурения.
Известен способ контроля процесса бурения (А.с. СССР 1693235, кл. Е21В 44/00). 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 получать полную информацию об условиях перемещения бурильной колонны и долота в процессе бурения наклонно-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 (Патент РФ 2180398, кл. Е21В 44/00).
Известный способ не позволяет получать полную информацию об условиях перемещения бурильной колонны и долота в процессе бурения наклонно-горизонтальных скважин.
Целью настоящего изобретения является возможность получения более полной информации об условиях перемещения бурильной колонны и долота в процессе бурения наклонно-горизонтальных скважин и принятия решения о необходимости изменения режимов процесса бурения.
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, включающий в себя трехосевой датчик ускорения, и телеметрической системы, передающей информацию от скважинного прибора по беспроводному каналу связи на поверхность, при этом датчиком ускорения измеряется ускорение прибора по трем взаимно ортогональным осям,
определяется средний темп повышенных ударных нагрузок по каждой из осей акселерометра и общее число превышений пороговых значений ускорения в процессе бурения, полученные значения кодируются и передаются телеметрической системой на поверхность, на основании полученных данных принимается решение о необходимости изменения режимов процесса бурения.
Пороговые значения ускорения по продольной оси скважинного прибора устанавливаются не менее 400 м/с2, а по поперечным осям - не менее 10 м/с2.
Кодирование включает в себя разбиение диапазона средних темпов повышенных ударных нагрузок на неперекрывающиеся области по степени воздействия на буровое оборудование.
Новыми признаками способа являются:
- установка в скважинный прибор трехосевого датчика;
- определение среднего темпа повышенных ударных нагрузок по каждой из осей акселерометра и общего числа превышений пороговых значений ускорения в процессе бурения;
- кодирование для передачи на поверхность полученных значений среднего темпа повышенных ударных нагрузок по каждой из осей акселерометра и общего числа превышений пороговых значений ускорения в процессе бурения.
В качестве беспроводного канала связи используют гидравлический, ультразвуковой или любой другой беспроводной канал связи.
Из анализа патентной и научно-технической литературы подобное решение не известно, что и позволяет сделать вывод о «Новизне» и «Изобретательском уровне» предлагаемого комплексного скважинного прибора.
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 трехосевым датчиком ускорения, и телеметрической системы, передающей информацию от скважинного прибора по беспроводному каналу связи на поверхность.
В процессе бурения бурильная колонна и входящий в ее состав скважинный прибор с расположенным в нем датчиком ускорения подвергаются ударным нагрузкам. Эти ударные нагрузки регистрируются непрерывно трехосевым датчиком ускорения, входящим в состав скважинного прибора.
Средний темп возникновения повышенных ударных нагрузок определяется следующим образом. Количество превышений значений ускорений по каждой из осей выше порогового подсчитывается за заданный интервал времени. Пороговые значения ускорений определяются раздельно по продольной и поперечным осям скважинного прибора, величина порога определяется по результатам моделирования или экспериментальным путем. Средний темп определяется по формуле fcp=N/t, где N - количество превышений значений ускорения за время измерения t.
Также определяется общее число превышений пороговых значений ускорения в процессе бурения по каждой из осей.
Полученные значения среднего темпа возникновения повышенных ударных нагрузок и общего числа превышений пороговых значений ускорения кодируются и передаются телеметрической системой на поверхность. Сущность кодирования заключается в разбиении диапазона темпа возникновения повышенных ударных нагрузок на неперекрывающиеся области, определяющие уровень ударных воздействий с точки зрения оценки возможности сохранения текущего режима бурения. Границы областей определяются по результатам моделирования и экспериментальным путем.
Рассмотрим пример возможного кодирования среднего темпа повышенных ударных нагрузок. Предположим, что планируется разбиение на две области. При этом целесообразно разделить диапазон на область с допустимой и экстремальной нагрузками. Возможный вариант разбиения: 0…5 сек-1 и >5 сек-1. При разбиении на четыре области возможный вариант разбиения: 0…1 сек-1, 1…3 сек-1, 3…5 сек-1 и >5 сек-1, где первый диапазон определяет допустимый уровень нагрузок, второй и третий - повышенный уровень нагрузок, а четвертый - область экстремальных нагрузок.
Аналогично производится кодирование общего числа превышений пороговых значений ускорения в процессе бурения по каждой из осей.
На основании полученных на поверхности данных принимается решение о необходимости изменения режимов процесса бурения с учетом того, что средний темп возникновения повышенных ударных нагрузок является дифференциальным показателем уровня нагрузок, а общее число превышений пороговых значений ускорения - интегральным.
Предлагаемое устройство реализовано при разработке и выпуске комплексной скважинной аппаратуры и опробовано в условиях месторождений Западной Сибири, что позволяет сделать вывод о «Промышленной применимости».
Использование предлагаемого изобретения позволит получать полную информацию об условиях перемещения бурильной колонны и долота в процессе бурения наклонно-горизонтальных скважин.
Claims (3)
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, и телеметрической системы, передающей информацию от скважинного прибора по беспроводному каналу связи на поверхность, отличающийся тем, что скважинный прибор включает в себя трехосевой датчик ускорения, расположенный в скважинном приборе, при этом датчиком ускорения измеряется ускорение прибора по трем взаимно ортогональным осям, определяется средний темп повышенных ударных нагрузок по каждой из осей акселерометра и общее число превышений пороговых значений ускорения в процессе бурения, полученные значения кодируются и передаются телеметрической системой на поверхность, на основании полученных данных принимается решение о необходимости изменения режимов процесса бурения.
2. Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин по п. 1, отличающийся тем, что пороговые значения ускорения по продольной оси скважинного прибора устанавливаются не менее 400 м/с2, а по поперечным осям - не менее 10 м/с2.
3. Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин по п. 1, отличающийся тем, что кодирование включает в себя разбиение диапазона средних темпов повышенных ударных нагрузок на неперекрывающиеся области по степени воздействия на буровое оборудование.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016104786A RU2617750C1 (ru) | 2016-02-12 | 2016-02-12 | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016104786A RU2617750C1 (ru) | 2016-02-12 | 2016-02-12 | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2617750C1 true RU2617750C1 (ru) | 2017-04-26 |
Family
ID=58643302
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016104786A RU2617750C1 (ru) | 2016-02-12 | 2016-02-12 | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2617750C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU215852U1 (ru) * | 2022-09-01 | 2022-12-29 | Акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика" (АО НПФ "Геофизика") | Автономный скважинный регистратор |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2120032C1 (ru) * | 1993-07-20 | 1998-10-10 | Баройд Текнолоджи, Инк. | Способ измерения физического параметра, связанного с движением бурильной головки, в процессе бурения и устройство для его осуществления |
| RU2174596C2 (ru) * | 1996-03-25 | 2001-10-10 | Дрессер Индастриз, Инк. | Способ регулирования условий бурения, влияющих на режим эксплуатации бура |
| RU2180398C2 (ru) * | 2000-06-20 | 2002-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин |
| WO2010141287A2 (en) * | 2009-06-02 | 2010-12-09 | National Oilwell Varco, L.P. | Wireless transmission system and system for monitoring a drilling rig operation |
| WO2012080819A2 (en) * | 2010-12-13 | 2012-06-21 | Schlumberger Technology B.V. (Stbv) | Optimized drilling |
-
2016
- 2016-02-12 RU RU2016104786A patent/RU2617750C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2120032C1 (ru) * | 1993-07-20 | 1998-10-10 | Баройд Текнолоджи, Инк. | Способ измерения физического параметра, связанного с движением бурильной головки, в процессе бурения и устройство для его осуществления |
| RU2174596C2 (ru) * | 1996-03-25 | 2001-10-10 | Дрессер Индастриз, Инк. | Способ регулирования условий бурения, влияющих на режим эксплуатации бура |
| RU2180398C2 (ru) * | 2000-06-20 | 2002-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин |
| WO2010141287A2 (en) * | 2009-06-02 | 2010-12-09 | National Oilwell Varco, L.P. | Wireless transmission system and system for monitoring a drilling rig operation |
| WO2012080819A2 (en) * | 2010-12-13 | 2012-06-21 | Schlumberger Technology B.V. (Stbv) | Optimized drilling |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU215852U1 (ru) * | 2022-09-01 | 2022-12-29 | Акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика" (АО НПФ "Геофизика") | Автономный скважинный регистратор |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2012328705B2 (en) | Methods for optimizing and monitoring underground drilling | |
| US8164980B2 (en) | Methods and apparatuses for data collection and communication in drill string components | |
| EP3149273B1 (en) | Automated drillng optimization | |
| CN103608545B (zh) | 用于预测钻孔的几何形状的系统、方法和计算机程序 | |
| RU2613374C2 (ru) | Мониторинг скважинных показателей при помощи измерительной системы, распределенной по бурильной колонне | |
| US10450854B2 (en) | Methods and apparatus for monitoring wellbore tortuosity | |
| CA3053448A1 (en) | Method of optimizing drilling operation using empirical data | |
| US10858927B2 (en) | Systems and methods for estimating forces on a drill bit | |
| AU2009222482A1 (en) | Downhole drilling vibration analysis | |
| US11078787B2 (en) | Estimating properties of a subterranean formation | |
| Kerkar et al. | Estimation of rock compressive strength using downhole weight-on-bit and drilling models | |
| RU2688652C2 (ru) | Способы эксплуатации скважинного бурового оборудования на основе условий в стволе скважины | |
| RU2495240C1 (ru) | Способ адаптивного управления процессом бурения скважин | |
| Ghosh et al. | The use of specific energy in rotary drilling: the effect of operational parameters | |
| RU2617750C1 (ru) | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин | |
| WO2017010980A1 (en) | Selectively skipping transceivers to enhance communication quality and speed | |
| WO2016176153A1 (en) | Downhole axial coring method and apparatus | |
| US11988089B2 (en) | Systems and methods for downhole communication | |
| Wiśniowski et al. | Drillability and Mechanical Specific Energy analysis on the example of drilling in the Pomeranian Basin | |
| Larsen | Technical specification torque and drag “soft string model” | |
| US11976545B1 (en) | Systems and methods for monitoring slide drilling operations | |
| RU2439273C1 (ru) | Способ строительства куста скважин | |
| RU2180398C2 (ru) | Способ контроля процесса бурения наклонно-горизонтальных скважин | |
| CN114526054A (zh) | 钻头井下工况实时识别系统、方法及相关设备 | |
| STRENGTH | Simulation can help optimize drilling and cut costs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200213 |