способ контроля траектории бурения скважины

Формула изобретения

1. Способ контроля траектории бурения скважины, включающий измерение поперечных вибраций бурильной колонны и определение вектора, по направлению которого судят о направлении искривления ствола скважины, отличающийся тем, что дополнительно измеряют продольные колебания, причем вибрации измеряют по трем ортогональным осям, одна из которых совпадает с направлением оси инструмента, определяют модуль суммарного вектора вибраций и его направление, а направление искривления оси скважины определяют по углу между вектором и касательной к заданной траектории в данной точке.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что, анализируя спектр вибраций, выделяют основную гармонику и по ее параметрам судят о состоянии инструмента, а по величине модуля суммарной вибрации судят о буримости породы.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к бурению наклонно направленных скважин, а именно к контролю направления искривления и управлению положением оси скважин в процессе бурения.

Известен способ определения искривления ствола скважины, включающий измерение упругих колебаний колонны бурильных труб у устья скважины, сравнение полученных данных с эталонными измерениями, одновременное с этим измерение проекций амплитуд поперечных колебаний на взаимно перпендикулярные оси, расположенные в плоскости поперечного сечения бурильной колонны и проходящие через его центр, определение векторной суммы этих проекций и сравнение последней с эталонными измерениями (а.с. СССР N 855547, E 21 B 47/02, 1980 г. ). Недостаток способа заключается в недостаточной точности и надежности измерений, обусловленных проведением измерений по двум осям, и отсутствии возможности оперативного управления процессом бурения.

Известен способ определения искривления ствола скважины, заключающийся в одновременной регистрации амплитуд поперечных колебаний бурильной колонны по двум взаимно перпендикулярным осям, определении отношений амплитуд поперечных колебаний бурильной колонны, постепенном изменении направления ориентирования взаимно перпендикулярных осей и определении величины искривления по максимальному отношению амплитуд (а.с. СССР N 1437494, E 21 B 47/02, 1987 г. ). Недостатками способа являются невысокая точность, сложность реализации и невозможность оперативного управления процессом бурения.

В качестве прототипа принят способ контроля направления искривления ствола скважины, основанный на использовании колебаний бурильной колонны и заключающийся в том, что регистрируют сигнал, отражающий изменение вектора смещения поперечных волн, выделяют составляющую сигнала, вызванную изменением вектора линейно поляризованной волны, определяют направление этого вектора, по которому судят о направлении искривления (а.с. СССР N 1052653, E 21 B 47/02, 1981 г.).

Недостатки прототипа заключаются в недостаточной точности, обусловленной выполнением контроля без учета продольных колебаний, и ограниченных функциональных возможностях из-за отсутствия контроля и анализа полного спектра колебаний.

Задачами, на решение которых направлено заявляемое изобретение, являются повышение точности контроля и расширение функциональных возможностей.

Технический результат, который может быть получен при использовании изобретения, измерение параметров траектории по трем компонентам, а также измерение и анализ полного спектра вибраций в процессе бурения.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе контроля, включающем измерение поперечных вибраций бурильной колонны и определении вектора, по направлению которого судят о направлении искривления ствола скважины, дополнительно измеряют продольные колебания, причем вибрации измеряют по трем ортогональным осям, определяют модуль суммарного вектора вибраций и его направление, а направление искривления скважины определяют по углу между вектором и касательной к заданной траектории в данной точке.

Кроме того, анализируя спектр вибраций, выделяют основную гармонику и по ее параметрам судят о состоянии инструмента, а по модулю суммарного вектора судят о буримости породы.

Способ основан на том, что при бурении наклонно направленных скважин на долото в плоскости забоя действует отклоняющая сила, которая и вызывает искривление ствола скважины. При этом генерируется спектр вибраций, зависящих от категории буримости породы, расположения пластов (пропластков), типа и состояния бурового инструмента и др. В соответствии с заявляемым способом вибрации измеряют с помощью трех датчиков, оси чувствительности которых расположены ортогонально, причем одна из осей совпадает с продольной осью инструмента. Измеренные значения вибраций анализируют с помощью ЭВМ, определяют их спектр, модуль и направление суммарного вектора вибраций по соотношениям:





q_i= k_if_осн,



где f_осн - частота вращения забойного двигателя;

- коэффициенты, учитывающие влияние на f_осн внешних факторов: взаимодействие зубьев инструмента с породой, работа подшипниковых опор и др. ;

- вибрации по каждой из ортогональных осей;

a_i - амплитуда на частоте f_i от соответствующих источников вибраций;

_i - угол между вектором _i и соответствующей осью (X,Y, Z).

Полученные данные сравнивают с измеренными геометрическими параметрами траектории ,, и, измеряя угол между прямой, по которой ориентировано изображение суммарного вектора вибраций и касательной к заданной траектории, определяют направление искривления скважины. Если в результате анализа установлено, что направление суммарного вектора не совпадает с продольной осью инструмента, то определяют величину поперечной составляющей реакции породы, например, при прохождении наклонно расположенных пластов (пропластков), с помощью ЭВМ корректируют технологические параметры процесса бурения до восстановления заданного положения инструмента.

Предлагаемый способ позволяет существенно повысить точность и надежность контроля положения оси скважины. Кроме того, он позволяет скорректировать траекторию на ранних стадиях возникновения внешних возмущений, что устраняет непроизводительные затраты энергии и времени на перебуривание скважины.

Анализ спектра вибраций на соответствующих частотах в зависимости от осевой нагрузки и исходных данных об инструменте, введенных в ЭВМ перед началом бурения, позволяет определить состояние инструмента в текущий момент времени.

Анализируя величину суммарного модуля вибраций с учетом осевой нагрузки и данных об инструменте, устанавливают категорию буримости породы и вырабатывают директиву на корректировку технологических параметров.

Таким образом, заявляемый способ позволяет автоматизировать процесс контроля положения инструмента и, следовательно, направления оси скважины в течение всего процесса бурения в различных условиях работы с учетом анизатропных свойств породы и степени износа инструмента.