RU2643380C2

RU2643380C2 - Method for monitoring bottom-hole parameters during well drilling

Info

Publication number: RU2643380C2
Application number: RU2013105427A
Authority: RU
Inventors: Сергей Георгиевич Фурсин
Original assignee: Сергей Георгиевич Фурсин
Priority date: 2013-02-08
Filing date: 2013-02-08
Publication date: 2018-02-01
Also published as: RU2013105427A

Abstract

FIELD: mining.

SUBSTANCE: proposed method for monitoring the bottom-hole parameters when drilling a hole includes deepening the well within the control interval with extension of the drill string and drilling the well bore before and after the extension of the string, running on the logging winch and fixing in the string at the collar of the lower cable section connected to bottom-hole tool, introducing by additional small-sized winch into the string through swivel lubricator and the ball valve of the cable upper section having diameter and strength values smaller than the lower cable section, and connected to measuring-registering equipment at the collar, regular coupling-decoupling through inductive coupler of the upper and lower cable sections, and measuring the bottom-hole parameters when deepening the well through a high-speed cable communication channel. At that, the coupling-decoupling of the upper and lower cable sections is combined with one of the technological operations in the well, namely, reaming the well bore when extending the string, and it is carried out at each extension in automatic mode with the use of actual drilling data. In addition, a small-size winch is mounted above the swivel lubricator and provided with an electric motor, a brake, a sensor system and a control unit.

EFFECT: simplified control of the bottom-hole parameters and increased efficiency of its usage, including in emergency situations.

2 dwg

Description

Изобретение относится к области строительства глубоких скважин, в частности к способам контроля забойных параметров скважины, и может быть использовано для активной навигации, оперативного выделения и оценки продуктивных пластов, профилактики осложнений, корректировки режимов при роторном и турбинном бурении, в том числе горизонтальных и боковых стволов.The invention relates to the field of construction of deep wells, in particular to methods for monitoring downhole parameters of a well, and can be used for active navigation, rapid allocation and evaluation of productive formations, prevention of complications, adjustment of modes during rotary and turbine drilling, including horizontal and sidetracks .

Известен способ контроля забойных параметров в процессе бурения скважины, основанный на использовании электромагнитного или гидравлического канала связи. Способ позволяет в реальном времени при углублении скважины измерять забойные параметры и решать технологические и геологические задачи. Однако этим способом затруднительно контролировать быстрые и одновременно протекающие забойные процессы, требующие больших скоростей передачи измерительной информации на устье скважины [1-3].A known method of controlling downhole parameters in the process of drilling a well, based on the use of an electromagnetic or hydraulic communication channel. The method allows in real time when deepening the well to measure downhole parameters and solve technological and geological problems. However, in this way it is difficult to control fast and simultaneously occurring downhole processes that require high transmission rates of measurement information at the wellhead [1-3].

Недостатком способа является низкая его информативность особенно при комплексных исследованиях на забое бурящейся скважины, что объясняется использованием каналов связи с низкой пропускной способностью.The disadvantage of this method is its low information content, especially in complex studies at the bottom of a drilled well, which is explained by the use of communication channels with low throughput.

Известен способ контроля забойных параметров в процессе бурения скважины, основанный на использовании высокоскоростного кабельно-индуктивного канала связи. В этом способе отрезки кабеля с катушками индуктивности, предварительно жестко закрепленные в муфтовых окончаниях трубы, при наращивании и свинчивании бурильной колонны сближаются и автоматически соединяются через множество, в зависимости от глубины до 500 штук, индуктивных соединителей (трансформаторов) в единый проводной канал. Способ предполагает тщательный электрический контроль каждого индуктивного соединения в процессе наращивании колонны, а также использование модифицированных бурильных труб, промежуточных колонных ретрансляторов с автономным питанием и устьевого вращающегося токосъемника. Вращающийся токосъемник устанавливается до шарового клапана между вертлюгом и квадратом (стволом при верхнем приводе) или выводится кабелем вне колонны через центральную часть вертлюга с помощью лубрикатора [4-6].A known method of controlling downhole parameters in the process of drilling a well, based on the use of a high-speed cable-inductive communication channel. In this method, cable segments with inductance coils, previously rigidly fixed in the sleeve ends of the pipe, when building and screwing up the drill string come together and are automatically connected through a set, depending on the depth of up to 500 pieces, of inductive connectors (transformers) into a single wire channel. The method involves careful electrical control of each inductive connection in the process of building the column, as well as the use of modified drill pipes, intermediate column repeaters with self-powered and wellhead rotating current collector. A rotating current collector is installed up to the ball valve between the swivel and the square (barrel with the top drive) or is output by cable outside the column through the central part of the swivel using a lubricator [4-6].

Недостатком способа является необходимость использования множества индуктивных соединителей, связанная с этим большая сложность модифицированных бурильных труб и высокая стоимость работ.The disadvantage of this method is the need to use many inductive connectors, the associated high complexity of modified drill pipes and the high cost of work.

Известен способ контроля забойных параметров в процессе бурения скважины, основанный на использовании комбинированного канала связи. Основу телесистемы в этом способе составляют два канала связи: проводной - от забойного прибора до передатчика, и беспроводной - от передатчика до поверхности. Обычный, например, одножильный каротажный кабель связывает через индуктивный соединитель забойный прибор с передатчиком и может быть сколь угодно длинным. Кабель в бурильную колонну труб спускают до забойного прибора на каротажной лебедке в начале разбуривания интервала контроля и закрепляют на устье в переводнике с передатчиком и источником электроэнергии. При углублении скважины на интервале контроля с наращиванием бурильной колонны телесистема сначала передает измеряемые сигналы по кабелю до переводника с передатчиком, а затем по электромагнитному, гидравлическому или акустическому каналу связи транслирует сигнал на поверхностный приемно-регистрирующий комплекс [7, 8].A known method for monitoring downhole parameters in the process of drilling a well, based on the use of a combined communication channel. The television system in this method is based on two communication channels: wired - from the downhole device to the transmitter, and wireless - from the transmitter to the surface. A conventional, for example, single-core logging cable connects a downhole tool with a transmitter through an inductive connector and can be arbitrarily long. The cable into the drill pipe string is lowered to the downhole tool on the logging winch at the beginning of the drilling of the monitoring interval and fixed to the mouth in the sub with a transmitter and a source of electricity. When the well is deepened in the control interval with the drill string being built up, the telesystem first transmits the measured signals via cable to the sub with the transmitter, and then transmits the signal to the surface receiving and recording complex via an electromagnetic, hydraulic or acoustic communication channel [7, 8].

Недостатком способа является низкая его информативность, особенно при комплексных исследованиях, что объясняется использованием, наряду с проводным каналом, дополнительного канала с низкой пропускной способностью.The disadvantage of this method is its low information content, especially in complex studies, which is explained by the use, along with a wired channel, of an additional channel with low bandwidth.

Известен способ контроля забойных параметров в процессе бурения скважины, основанный на использовании высокоскоростного кабельного канала связи и включающий углубление скважины на интервале контроля с наращиванием бурильной колонны, спуск на каротажной лебедке и закрепление в колонне на устье нижнего отрезка кабеля, связанного с забойным прибором, ввод в колонну через лубрикатор вертлюга и шаровой клапан верхнего отрезка кабеля, связанного с измерительно-регистрирующей аппаратурой на устье, периодический выбор интервала измерения по забойной информации, получаемой по упрощенному беспроводному, например гидравлическому, каналу связи в ждущем режиме, стыковку-расстыковку через дистанционный соединитель верхнего и нижнего отрезков кабеля, синхронное перемещение колонны буровой лебедкой и кабеля каротажной лебедкой и детальные измерения забойных параметров при углублении скважины. Дистанционный, например, индуктивный соединитель выполнен с возможностью вращения, что позволяет вести измерения непосредственно в процессе углубления скважины и турбиной и ротором. При возможности беспрепятственного наращивания бурильного инструмента в этом способе кабельный канал остается максимально развернутым в колонне и готовым к оперативному соединению через лубрикатор вертлюга для детальных измерений на перспективных интервалах разреза, выбираемых не по устьевой, а по забойной информации. Однако использование беспроводного канала для выбора интервалов измерения усложняет способ и снижает его эффективность ввиду неизбежной потери детальной информации на менее значимых интервалах проходки. Кроме того, необходимость синхронного перемещения колонны буровой лебедкой и кабеля каротажной лебедкой в условиях частых отрывов инструмента от забоя и проработок ствола также осложняет способ и снижает безопасность ведения работ. Более того, при бурении с угрозой нефтегазового выброса прохождение верхнего отрезка кабеля через шаровой клапан затрудняет его работу и может привести к аварии. В этом случае при начале нефтегазопроявления необходимо быстро поднять верхний отрезок кабеля выше шарового клапана, что не всегда возможно сделать из-за ограниченной скорости каротажной лебедки [9].There is a method of controlling downhole parameters in the process of drilling a well, based on the use of a high-speed cable communication channel and including deepening the well in the monitoring interval with a drill string extension, lowering on a logging winch and securing in the column at the mouth of the lower length of the cable associated with the downhole tool, input into the column through the swivel lubricator and the ball valve of the upper cable length associated with the measuring and recording equipment at the mouth, periodic selection of the measurement interval of downhole information obtained by the simplified wireless, e.g. hydraulic, communication channel in standby mode, undocking-dock via a remote connector upper and lower lengths of cable, synchronous movement of the drill string a logging cable winch and winch and detailed measurements of downhole parameters in the well recess. A remote, for example, inductive coupler is rotatable, which makes it possible to carry out measurements directly in the process of deepening the well and the turbine and rotor. If it is possible to freely expand the drilling tool in this method, the cable channel remains maximally deployed in the string and ready for quick connection through the swivel lubricator for detailed measurements at promising sections of the section, selected not from the wellhead, but from the bottomhole information. However, the use of a wireless channel to select measurement intervals complicates the method and reduces its effectiveness due to the inevitable loss of detailed information at less significant penetration intervals. In addition, the need for synchronous movement of the drill string and the cable with the logging winch under conditions of frequent tool tearing from the bottom and the barrel workings out also complicates the method and reduces the safety of work. Moreover, when drilling with the threat of oil and gas emissions, the passage of the upper length of the cable through the ball valve makes it difficult to work and can lead to an accident. In this case, at the beginning of oil and gas development, it is necessary to quickly raise the upper cable length above the ball valve, which is not always possible due to the limited speed of the logging winch [9].

Недостатком способа является его сложность и низкая эффективность использования, в том числе в аварийных ситуациях.The disadvantage of this method is its complexity and low efficiency, including in emergency situations.

Цель изобретения - упрощение способа и повышение эффективности его использования, в том числе в аварийных ситуациях.The purpose of the invention is to simplify the method and increase the efficiency of its use, including in emergency situations.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу контроля забойных параметров в процессе бурения скважины, включающему углубление скважины на интервале контроля с наращиванием бурильной колонны и проработкой ствола скважины до и после наращивания колонны, спуск на каротажной лебедке и закрепление в колонне на устье нижнего отрезка кабеля, связанного с забойным прибором, ввод в колонну через лубрикатор вертлюга и шаровой клапан верхнего отрезка кабеля с помощью дополнительной малогабаритной лебедки, связанного с измерительно-регистрирующей аппаратурой на устье, периодическую стыковку-расстыковку через индуктивный соединитель верхнего и нижнего отрезков кабеля и измерение в процессе углубления скважины забойных параметров с помощью высокоскоростного кабельного канала связи, стыковку-расстыковку верхнего и нижнего отрезков кабеля совмещают с одной из технологических операций в скважине, а именно проработкой ствола при наращивании колонны, и проводят при каждом наращивании в автоматическом режиме с использованием текущих данных бурения, а также малогабаритной лебедки, дополнительно введенной для верхнего отрезка кабеля, имеющего меньшие значения диаметра и прочности, чем нижний отрезок кабеля, при этом малогабаритную лебедку устанавливают над лубрикатором вертлюга и снабжают электродвигателем, тормозом, системой датчиков и блоком управления.This goal is achieved by the fact that according to the method for controlling downhole parameters during well drilling, which includes deepening the well in the monitoring interval with the drill string and working out the well bore before and after building the drill string, launching on a logging winch and securing it in the column at the mouth of the lower cable length, associated with the downhole tool, the input into the column through the lubricator of the swivel and the ball valve of the upper length of the cable using an additional small winch associated with the measuring with recording equipment at the wellhead, periodic docking-undocking through the inductive coupler of the upper and lower cable segments and measurement of downhole parameters using a high-speed cable channel during deepening of the well, the docking-undocking of the upper and lower cable sections is combined with one of the technological operations in the well, and it is the study of the trunk when building the column, and is carried out at each building automatically using the current drilling data, as well as small-sized tnoj winch, further introduced to the upper segment of cable having a smaller diameter and strength values than the lower length of cable, the winch mounted on small-sized lubricator and the swivel is provided with a motor brake, the sensor system and the control unit.

Предлагаемый способ основан на том факте, что верхний отрезок кабеля по сравнению с нижним отрезком работает в более облегченных приповерхностных условиях, где температура, давление, нагрузка и абразивный износ существенно меньше. Это позволяет уменьшить диаметр и прочность верхнего отрезка кабеля, использовать малогабаритную лебедку и автоматизировать процесс измерения при каждом наращивании колонны практически без дополнительных временных затрат. Снижение прочности верхнего отрезка кабеля до приемлемых значений также позволяет без потери времени просто перерезать кабель самим шаровым клапаном при его закрытии в момент угрозы выброса (нефтегазопроявления). При этом верхний отрезок кабеля, рассматриваемый в данном случае как расходный материал, легко может быть заменен новым отрезком с оперативным возобновлением бурения скважины в прежнем режиме. В качестве верхнего отрезка используют, например, бронированный кабель 1H08RB (диаметр 2.15 мм; масса 24 кг/км; разрывное усилие 4 кН), небронированный арамидный кабель КГФАЭФ (диаметр 2.8 мм; масса 14.8 кг/км; разрывное усилие 3 кН), трехжильный арамидный кабель КГФАП или геофизический провод типа ТБП с пониженными значениями массы, габаритов, прочности и цены.The proposed method is based on the fact that the upper length of the cable, compared to the lower length, works in more lightweight near-surface conditions, where the temperature, pressure, load and abrasive wear are much less. This allows you to reduce the diameter and strength of the upper length of the cable, use a small winch and automate the measurement process with each extension of the column with virtually no additional time costs. Reducing the strength of the upper length of the cable to acceptable values also allows you to simply cut the cable by the ball valve itself when it closes at the time of a release threat (oil and gas) without loss of time. Moreover, the upper length of the cable, considered in this case as a consumable, can easily be replaced by a new length with the operative resumption of well drilling in the previous mode. For example, the armored cable 1H08RB (diameter 2.15 mm; weight 24 kg / km; breaking strength 4 kN), unarmoured aramid cable KGFAEF (diameter 2.8 mm; weight 14.8 kg / km; breaking strength 3 kN), three-wire KGFAP aramid cable or TBP type geophysical wire with reduced values of mass, dimensions, strength and price.

На фиг.1 дана схема устройства для реализации предлагаемого способа, режим наращивания колонны; на фиг.2 - то же, режим углубления скважины и измерения.Figure 1 is a diagram of a device for implementing the proposed method, the mode of building columns; figure 2 is the same, the mode of deepening the well and measurement.

В скважину при разбуривании интервала контроля спущена бурильная колонна 1 (фиг.1) с долотом 2 и нижним отрезком 3 обычного, например, одножильного кабеля типа КГ 1 (диаметр 6.3 мм; масса 175 кг/км; разрывное усилие 30 кН), связанного с забойным прибором 4. Нижний отрезок 3 кабеля в колонну 1 спущен на каротажной лебедке (не показано) и закреплен на устье в переводнике 5. Через лубрикатор 6 вертлюга 7 (и шаровой клапан 8) в колонну спущен верхний отрезок 9 кабеля 1H08RB или КГФАЭФ, имеющий существенно меньшие значения диаметра и прочности, чем нижний отрезок 3. Отрезок 9, связанный на устье с измерительно-регистрирующей аппаратурой 10, смотан с барабана 11 дополнительно введенной автономной малогабаритной лебедки. При заданной максимальной длине интервала контроля, например 1000 м, что вполне приемлемо для большинства случаев, барабан 11 с соответствующей емкостью под кабель 1H08RB или КГФАФ получается достаточно малых размеров (порядка 200×300 мм) с возможностью его простой установки над лубрикатором 6 непосредственно на вертлюге 7 при помощи балки 12. Для полной автоматизации работы малогабаритной лебедки ее снабжают электродвигателем 13 с редуктором, тормозом 14, системой датчиков, например, давления нагнетания бурового раствора 15, веса колонны и осевой нагрузки на долото 16, перемещения и натяжения верхнего отрезка кабеля 17, перемещения колонны 18, положения клиньев 19, а также блоком управления 20. Стыковку-расстыковку верхнего и нижнего отрезков кабеля совмещают с проработкой ствола при наращивании колонны и проводят (фиг.2) через вращающийся индуктивный соединитель 21, 22 (возможно использование кабельной вращающейся головки). Блок 20, выполненный на базе программируемого контроллера, распознает по данным датчиков 15-19 заданные технологические операции в скважине, а именно проработки ствола при наращивании колонны, и управляет работой электродвигателя 13, тормоза 14 барабана 11 и соединителя 21, 22 в автоматическом режиме. В отдельных случаях, например, при внезапном проявлении вскрываемого пласта или другом неожиданном осложнении ствола возможен переход на ручное управление устройства по сигналам, подводимым к блоку 20 с рабочего места бурильщика и (или) оператора-геофизика. Блок 20 с аппаратурой 10 и датчиками 15-19 может быть связан радиомодемом. Система датчиков (кроме датчика 17) и блок 20 могут входить в состав более мощного обрабатывающего комплекса, например станции ГТИ. Часть датчиков также может входить в состав забойного прибора 4.Drill string 1 (Fig. 1) with a bit 2 and a lower length 3 of a conventional, for example, KG 1 type single-core cable (diameter 6.3 mm; weight 175 kg / km; breaking strength 30 kN) associated with downhole device 4. The lower length of the cable 3 into the column 1 is lowered onto the logging winch (not shown) and fixed to the mouth in the sub 5. Through the lubricator 6 of the swivel 7 (and ball valve 8) the upper length of the cable 9 is lowered into the string 9 of the cable 1H08RB or KGFAEF having significantly smaller values of diameter and strength than the lower segment 3. O the line 9, connected at the mouth with the measuring and recording equipment 10, is wound from the drum 11 of an additionally introduced autonomous small-sized winch. For a given maximum length of the control interval, for example, 1000 m, which is quite acceptable for most cases, a drum 11 with an appropriate capacity for a 1H08RB or KGFAF cable turns out to be quite small (about 200 × 300 mm) with the possibility of simple installation above the lubricator 6 directly on the swivel 7 using a beam 12. To fully automate the operation of a small-sized winch, it is equipped with an electric motor 13 with a gearbox, brake 14, a system of sensors, for example, drilling fluid discharge pressure 15, column weight and axial cutting the chisel 16, moving and tensioning the upper length of the cable 17, moving the column 18, the position of the wedges 19, as well as the control unit 20. The joint-undocking of the upper and lower lengths of the cable is combined with the study of the trunk when building the column and carried out (figure 2) through rotating inductive connector 21, 22 (it is possible to use a cable rotating head). The block 20, made on the basis of a programmable controller, recognizes the specified technological operations in the well, namely, the development of the barrel when building the column, according to the sensors 15-19, and controls the operation of the electric motor 13, the brake 14 of the drum 11 and the connector 21, 22 in automatic mode. In some cases, for example, with a sudden manifestation of an opening formation or other unexpected complication of the trunk, it is possible to switch to manual control of the device by signals supplied to block 20 from the workplace of the driller and (or) the geophysicist. Block 20 with equipment 10 and sensors 15-19 can be connected by a radio modem. The sensor system (except for the sensor 17) and the block 20 can be part of a more powerful processing complex, for example, a GTI station. Part of the sensors may also be part of the downhole tool 4.

Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.

В процессе углубления скважины на интервале контроля нижний отрезок 3 обычного кабеля (фиг.1) с соединителем 22 (и прибором 4) спускают в колонну 1 на каротажной лебедке и закрепляют в переводнике 5 при очередном наращивании инструмента. Верхний отрезок 9 кабеля типа 1H08RB или КГФАЭФ, имеющего меньшие значения диаметра и прочности, чем нижний отрезок 3, сматывают с барабана 11 дополнительно введенной малогабаритной лебедки и заводят вместе с соединителем 21 через лубрикатор 6 (и шаровой клапан 8) в бурильную колонну. Стыковку-расстыковку отрезков кабеля совмещают с проработкой ствола при наращивании и проводят в автоматическом режиме с использованием текущих данных бурения и малогабаритной лебедки. После завершения наращивания инструмента начинают проработку ствола с одновременной стыковкой верхнего 9 и нижнего 3 отрезков кабеля на соединителе 21, 22. В момент включения промывки и подъема колонны над ротором по сигналам датчиков 15, 16 и 19 (увеличению давления нагнетания и веса колонны, а также положению клиньев) блок 20 распознает начало проработки после наращивания и выключает тормоз 14. Верхний соединитель 21 за счет своего гидродинамического сопротивления, разматывая достаточно легкий барабан 11, начинает движение и за время проработки ствола (до касания забоя долотом 2 и начала углубления) стыкуется с предварительным замедлением с ответной частью 22 соединителя (фиг.2). Перемещение кабеля 9 контролируется системой датчиков, при этом в момент появления электрического сигнала стыковки блок 20 включает тормоз 14 барабана 11, исключая перепуск кабеля, а с помощью датчика 17 измеряется и запоминается длина L спущенного до стыковки верхнего отрезка. После проверки работоспособности организованного таким образом проводного канала связи блок 20 дает команду прибору 4 на проведение измерений забойных параметров с привязкой по времени и глубине (с помощью датчика 18) скважины. Далее с использованием высокоскоростного кабельного канала, связывающего забойный прибор 4 с аппаратурой 10 на устье, измеряют практически сколь угодно большой массив данных в реальном времени с возможностью беспрепятственного отрыва инструмента от забоя и проработки ствола при углублении скважины на одну трубу (свечу). В процессе углубления бурильный инструмент беспрепятственно перемещается вместе с отрезками 3, 9 кабеля и барабаном 11 лебедки, установленной на вертлюге 7, а нижний отрезок 3 кабеля дополнительно вращается совместно с колонной (при роторном бурении). Завершение проходки бурильной трубы (свечи) фиксируется датчиками 15 осевой нагрузки на долото и перемещения колонны 18. По этим данным блок 20 распознает начало проработки перед следующим наращиванием колонны, выключает тормоз 14 барабана 11, включает электродвигатель 13 и поднимает за время проработки ствола (до выключения промывки и отвинчивания инструмента на устье) верхний отрезок 9 с соединителем 21 выше шарового клапана 8 (фиг.1). Подъем кабеля контролируется датчиками 15-19 и происходит с предварительным замедлением до верхнего положения, соответствующего длине прежде запомненного значения L. В этом положении блок 20 выключает электродвигатель 13 и включает тормоз 14. Тем временем проводят очередное наращивание бурильной колонны. Следующая стыковка-расстыковка отрезков кабеля на соединителе 21, 22 и измерение забойных параметров происходит в аналогичной последовательности. После разбуривания интервала контроля нижний отрезок 3 кабеля поднимают из колонны 1 на каротажной лебедке, а верхний отрезок 9 вместе с барабаном 11 автономной лебедки демонтируют с вертлюга 7. Проработка ствола скважины при наращивании инструмента обычно составляет 5÷10 мин, что в большинстве случаев достаточно для стыковки-расстыковки кабеля без потери какой-либо информации или дополнительного ожидания. При необходимости в любой момент проводки скважины кабель легко и быстро удаляют из колонны без ее подъема на устье.In the process of deepening the well in the control interval, the lower section 3 of a conventional cable (Fig. 1) with a connector 22 (and a device 4) is lowered into the column 1 on a logging winch and fixed in a sub 5 during the next tool extension. The upper section 9 of a cable of type 1H08RB or KGFAEF, having smaller diameter and strength values than the lower section 3, is wound from the drum 11 of an additionally introduced small-sized winch and inserted together with the connector 21 through the lubricator 6 (and ball valve 8) into the drill string. Docking-undocking of the cable segments is combined with the development of the trunk during extension and is carried out automatically using the current drilling data and a small winch. After completion of the build-up of the tool, the development of the trunk begins with the simultaneous docking of the upper 9 and lower 3 cable segments on the connector 21, 22. At the moment of washing and lifting the column above the rotor, according to the signals of sensors 15, 16 and 19 (increase in discharge pressure and column weight, as well as position of the wedges), block 20 recognizes the start of development after building up and turns off the brake 14. The upper connector 21, due to its hydrodynamic resistance, unwinding a fairly light drum 11, begins to move during the development the trunk (before touching the bottom of the bit 2 and the beginning of the deepening) is joined with a preliminary deceleration with the mating part 22 of the connector (figure 2). The movement of the cable 9 is controlled by a sensor system, and at the time of the appearance of the electrical docking signal, the unit 20 turns on the brake 14 of the drum 11, excluding the cable bypass, and the length L of the upper section deflated to the joint is measured and stored using the sensor 17. After checking the operability of the wired communication channel organized in this way, unit 20 instructs the device 4 to take measurements of the downhole parameters with reference to the time and depth (using sensor 18) of the well. Then, using a high-speed cable channel connecting the downhole tool 4 with the equipment 10 at the wellhead, an almost arbitrarily large real-time data array is measured with the possibility of unhindered detachment of the tool from the bottom and working through the barrel while deepening the well by one pipe (candle). In the process of deepening, the drilling tool freely moves along with the cable sections 3, 9 and the winch drum 11 mounted on the swivel 7, and the lower cable section 3 additionally rotates together with the column (during rotary drilling). The completion of the drill pipe (candle) penetration is recorded by the sensors 15 of the axial load on the bit and the movement of the string 18. According to these data, the unit 20 recognizes the start of development before the next build of the string, turns off the brake 14 of the drum 11, turns on the electric motor 13 and raises during the development of the barrel (before shutting down) flushing and unscrewing the tool at the mouth) the upper segment 9 with the connector 21 above the ball valve 8 (Fig.1). The rise of the cable is controlled by sensors 15-19 and occurs with a preliminary deceleration to the upper position corresponding to the length of the previously stored value L. In this position, the unit 20 turns off the electric motor 13 and turns on the brake 14. In the meantime, the next drill string is being extended. The next docking-undocking of the cable segments on the connector 21, 22 and the measurement of downhole parameters occurs in a similar sequence. After drilling the monitoring interval, the lower cable length 3 is lifted from the string 1 on the logging winch, and the upper length 9, together with the autonomous winch drum 11, is removed from the swivel 7. The development of the wellbore when building the tool is usually 5 ÷ 10 min, which in most cases is enough for Docking-undocking of the cable without losing any information or additional waiting. If necessary, at any time during the wiring of the well, the cable is easily and quickly removed from the column without lifting it at the mouth.

Отсутствие необходимости синхронного перемещения колонны буровой лебедкой и кабеля каротажной лебедкой упрощает способ и повышает безопасность работ при возможности автоматизации процесса измерений при каждом наращивании бурильного инструмента. Так как верхний отрезок существенно менее прочен, чем нижний отрезок, то он легко перерезается самим клапаном без потери времени при угрозе нефтегазового выброса. Снижение диаметра (до 2÷3 мм) верхнего отрезка также упрощает конструкцию лубрикатора. Предлагаемый способ обходится минимальным числом индуктивных соединителей и позволяет надежнее контролировать забойные параметры в сложных условиях с помощью высокоскоростного кабельного канала связи. При этом повышается эффективность опережающей навигации, выделения и оценки продуктивных пластов, профилактики осложнений, корректировки режимов при роторном и турбинном бурении, в том числе горизонтальных и боковых стволов.The absence of the need for synchronous movement of the drill string and cable with a wire winder simplifies the method and increases the safety of work with the possibility of automating the measurement process with each extension of the drilling tool. Since the upper segment is significantly less durable than the lower segment, it is easily cut by the valve itself without loss of time in case of a threat of oil and gas emissions. Reducing the diameter (up to 2 ÷ 3 mm) of the upper segment also simplifies the design of the lubricator. The proposed method bypasses the minimum number of inductive connectors and allows more reliable control of downhole parameters in difficult conditions using a high-speed cable communication channel. At the same time, the efficiency of advanced navigation, extraction and evaluation of productive formations, prevention of complications, adjustment of modes during rotary and turbine drilling, including horizontal and sidetracks, is increased.

Источники информацииInformation sources

1. Развитие забойных телесистем с электромагнитным каналом связи. B.П. Чупров и др. НТВ “Каротажник”. АИС. Тверь, 2003. Вып. 113. С. 30.1. Development of downhole telesystems with an electromagnetic communication channel. B.P. Chuprov and other NTV “Logger”. AIS. Tver, 2003. Issue. 113.S. 30.

2. Каротаж в процессе бурения - мифы, реальность, ближайшее будущее. Э.Е. Лукьянов. НТВ “Каротажник”. АИС. Тверь, 2002. Вып. 100. С. 196.2. Logging while drilling - myths, reality, the near future. E.E. Lukyanov. NTV “Logger”. AIS. Tver, 2002. Issue. 100.S. 196.

3. Забойная телеметрическая система. Г.А. Григашкин, Варламов С.Е. Пат. РФ №2200835, 2003.3. Downhole telemetry system. G.A. Grigashkin, Varlamov S.E. Pat. RF №2200835, 2003.

4. Кабельно-индуктивный канал связи для каротажа и технологических измерений в процессе бурения (по материалам зарубежной литературы). C.М. Аксельрод. НТВ “Каротажник”. АИС. Тверь, 2011. Вып. 4. С. 100.4. Cable-inductive communication channel for logging and technological measurements during drilling (based on foreign literature). C.M. Axelrod. NTV “Logger”. AIS. Tver, 2011. Issue. 4.P. 100.

5. Система передачи электрической энергии и информации в колонне стыкующихся труб. С.Ф. Коновалов, Дэвид Д.М., Полунин А.Б. Пат. РФ №2040691, 1995. 6.5. The transmission system of electric energy and information in a string of joined pipes. S.F. Konovalov, David D.M., Polunin A.B. Pat. RF №2040691, 1995.6.

6. Секция снабженной проводами колонны труб (варианты) и индуктивное устройство связи для нее. Ж. Жюнд и др. Пат. РФ №2304718, 2007.6. A section of a pipe string equipped with wires (options) and an inductive communication device for it. J. Zhund et al. Pat. RF №2304718, 2007.

7. Забойная телеметрическая система. В.Н. Беляков и др. Пат. РФ №2140539, 1999.7. Downhole telemetry system. V.N. Belyakov et al. Pat. RF №2140539, 1999.

8. Опыт эксплуатации телесистемы с комбинированным каналом связи. В.П. Чупров и др. НТВ “Каротажник”. АИС. Тверь, 2011. Вып. 5. С. 5.8. Operating experience of a television system with a combined communication channel. V.P. Chuprov and other NTV “Logger”. AIS. Tver, 2011. Issue. 5, p. 5.

9. Способ контроля забойных параметров скважины. С.Г. Фурсин. Пат. РФ №2289690, 2006, Е21В 47/12 (прототип).9. A method for monitoring downhole parameters of a well. S.G. Fursin. Pat. RF №2289690, 2006, ЕВВ 47/12 (prototype).

Claims

A method for controlling downhole parameters during a drilling process, including deepening a well in the monitoring interval with a drill string extension and working out a well bore before and after a drill string extension, launching on a logging winch and securing a lower cable section connected with the downhole tool to the mouth of the well, inputting it into the column through the swivel lubricator with the help of a small-sized winch of the upper length of the cable having smaller values of diameter and strength than the lower length of the cable, and connected with the measuring register instrumentation at the mouth, periodic docking-undocking through the inductive connector of the upper and lower cable lengths and measurement of downhole parameters during the deepening of the well through a high-speed cable communication channel, characterized in that in order to simplify the method and increase the efficiency of its use, including emergency situations, for example, when there is a threat of oil and gas emissions, the docking-undocking of the upper and lower cable sections is combined with one of the technological operations in the well, namely abotkoy trunk capacity when the column and is carried out for each capacity in the automatic mode, using the current drilling data, wherein the small-sized lubricator winch mounted on the swivel and provided with an electric motor, a brake, the sensor system and the control unit.