способ определения степени износа породоразрушающего инструмента в процессе бурения

Формула изобретения

Способ определения степени износа породоразрушающего инструмента в процессе бурения, включающий замер частоты вращения долота и осевой нагрузки, отличающийся тем, что строят прямолинейные расчетную нагрузочную характеристику турбобура с новым долотом и расчетную нагрузочную характеристику турбобура с изношенным долотом, соединяют отрезком зоны неустойчивой работы на этих нагрузочных характеристиках, принимают длину отрезка за критерий износа породоразрушающего инструмента, градуируют указанный отрезок, разбивая его на части равной длины, характеризующие величину износа породоразрушающего инструмента, и принимают их в качестве критерия работоспособности породоразрушающего инструмента, в процессе бурения по данным замера частоты вращения и осевой нагрузки при дискретном нагружении долота от режима холостого хода до режима неустойчивой работы турбобура строят нагрузочную характеристику для нового долота и серию нагрузочных характеристик через заданный интервал времени контроля, и определяют степень износа породоразрушающего инструмента и степень работоспособности породоразрушающего инструмента совмещением нагрузочных характеристик, построенных по замерным данным, и расчетных нагрузочных характеристик.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к технике бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к области контроля и управления процессом бурения, и может быть использовано для определения степени износа породоразрушающего инструмента.

Известен способ определения степени износа породоразрушающего инструмента, включающий замер пульсации давления промывочной жидкости с ее последующим преобразованием в спектр колебаний давления, причем за критерий износа породоразрушающего инструмента принимается ширина полосы нормирования спектральной плотности, а предельный износ характеризуется полным отсутствием преобладающей частоты [1].

Недостаток способа заключается в том, что, во-первых, частота пульсации давления в насосной линии непостоянна и изменяется от 1 до 8 имп/с с некоторым периодом (в случае независимости приводов к двум насосам) [2], а во-вторых, в процессе работы породоразрушающего инструмента происходит смещение спектральной плотности в область более высоких частот с переходом в широкополосный спектр. Следовательно, трудно определить преобладающую частоту, что приводит к низкой достоверности прогнозирования момента подъема породоразрушающего инструмента.

Наиболее близким по технической сущности является способ для измерения износа долота в процессе бурения, например, в процессе бурения непрерывно измеряют частоту вращения долота датчиком, осевую нагрузку и текущее значение времени бурения преобразователем с последующим расчетом времени работы долота по вооружению и реализуют алгоритм [3]:

T=(P_KP - P_CР)(S + 1)/2An, (1)

где Т - время работы долота, обусловленное износом его вооружения;

P_КР - максимально допустимая нагрузка на долото;

P_СР - средняя нагрузка на долото в момент очередных подач бурового инструмента;

n - среднее значение вращения долота в момент очередных подач бурового инструмента;

S - отношение ширины основания зубца к его начальной тупизне;

А - коэффициент, учитывающий конкретные условия работы долота (коэффициент абразивности);

- величина, зависящая от типа модели долота и параметров режима бурения.

Недостаток данного способа заключается в том, что, во-первых, спектр бурильной колонны нестабилен при различных нагрузках на долото (серийные турбобуры и долота работают с высокой степенью неравномерности вращения в диапазоне от 30 до 80% [4]) в процессе неравномерного углубления забоя, а во-вторых, в наклонно направленных скважинах за счет деформации бурильной колонны, при создании нагрузки на долото, происходит дополнительное поглощение энергии за счет трения поверхности ее со стенками скважины, что также приводит к низкой достоверности прогнозирования подъема породоразрушающего инструмента.

Задачей изобретения является повышение достоверности прогнозирования момента подъема породоразрушающего инструмента.

Поставленная задача достигается тем, что в способе определения степени износа породоразрушающего в процессе бурения, включающем замер частоты вращения долота и осевой нагрузки, строят прямолинейные расчетную нагрузочную характеристику турбобура с новым долотом и расчетную нагрузочную характеристику турбобура с изношенным долотом, соединяют отрезком зоны неустойчивой работы на этих нагрузочных характеристиках, принимают длину отрезка за критерий износа породоразрушающего инструмента, градуируют указанный отрезок, разбивая его на части равной длины, характеризующие величину износа породоразрушающего инструмента, и принимают их в качестве критерия работоспособности породоразрушающего инструмента, в процессе бурения по данным замера частоты вращения и осевой нагрузки при дискретном нагружении долота от режима холостого хода до режима неустойчивой работы турбобура строят нагрузочную характеристику для нового долота и серию нагрузочных характеристик через заданный интервал времени контроля и определяют степень износа породоразрушающего инструмента и степень работоспособности породоразрушающего инструмента совмещением нагрузочных характеристик, построенных по замерным данным, и расчетных нагрузочных характеристик.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что в заявленном способе за критерий износа породоразрушающего инструмента берется отрезок, соединяющий участки неустойчивой работы турбобура на нагрузочной характеристике турбобура для нового долота и изношенного, который строится заранее по данным значениям статистической обработки долот по предыдущим скважинам, а за критерий работоспособности принимается длина отрезка, вычисленная соответственно по формулам между начальным участком неустойчивой работы турбобура для нового долота и текущему участку неустойчивой работы нагрузочной характеристики турбобура, причем длина отрезка, построенная на базе статистических данных, заранее градуируется в величине износа породоразрушающего инструмента.

Таким образом, предлагаемое изобретение соответствует критерию "новизна".

Сравнение заявленного решения с другими технического решения показывает, что способ определения степени износа породоразрушения инструмента известен [3] . Однако на основании накопленного материала по обработке долот строится среднестатистическая начальная нагрузочная характеристика турбобура с новым долотом и конечная нагрузочная характеристика с изношенным долотом. Зоны неустойчивой работы турбобура, как наиболее эффективные области работы турбобура, соединяют прямой линией (отрезком) и берутся за критерий износа породоразрушающего инструмента. Отрезки равной длины, при разбиении ее на части, берут за критерий работоспособности породоразрушающего инструмента. Построенные нагрузочные характеристики турбобура в процессе бурения через заданный интервал времени и совмещенные с расчетными нагрузочными характеристиками турбобура показывают степень износа породоразрушающего инструмента и прогноз.

Таким образом, предложенное изобретение соответствует критерию "изобретательский уровень".

Предложенное решение может быть неоднократно использовано при бурении нефтяных и газовых скважин.

Таким образом, предлагаемое изобретение соответствует критерию "промышленная применимость".

Основные положения для выбора критерия износа и критерия работоспособности породоразрушающего инструмента и осуществления их в предложенном способе.

1. Экспериментальными исследованиями установлено, что при увеличении нагрузки на долото скорость вала турбобура (число оборотов долота) уменьшается. Закон изменения частоты вращения вала турбобура от осевой нагрузки при рабочих значениях частоты вращения долота близок к прямолинейному [4,5].

2. В результате обработки диаграмм совместной записи оборотов турбобура, мощности турбобура, скорости бурения в функции нагрузки построены графики зависимости параметров от осевой нагрузки. На этих графиках с ростом нагрузки отмечается крутое падение значений указанных параметров. В этой зоне работа турбобура неустойчива, но в то же время вблизи этой зоны получены наилучшие показатели бурения [4].

3. По мере увеличения времени механического бурения в результате износа опоры и вооружения шарошечного долота нагрузочная способность турбобура снижается. Износ опор и вооружения шарошечного долота влияет на снижение частоты вращения вала турбобура при увеличении осевой нагрузки на долото и, как следствие, снижает устойчивость работы турбобура, а значит, уменьшается рабочий диапазон работы турбобура и величина тормозной нагрузки. Рабочий диапазон турбобура снижается до 40%, а тормозная нагрузка на 28-38,6% [6].

Таким образом, на основании первого пункта - прямолинейности нагрузочной характеристики турбобура, второго - наилучшие показатели бурения в зоне неустойчивой работы турбобура, третьего пункта - снижения и смещения величины тормозной нагрузки и зоны неустойчивой работы турбобура по мере увеличения времени механического бурения предлагается способ определения степени износа породоразрушающего инструмента в процессе бурения скважины через номограмму расчетных нагрузочных характеристик с наложением на них реальных нагрузочных характеристик турбобура.

На чертеже изображена номограмма расчетных нагрузочных характеристик турбобура по информации отработки долот (для одного типа) по предыдущим скважинам на данном месторождении.

На горизонтальной оси отложена информация нагрузки на долото G, кН и для удобства расчета и построения нагрузочных характеристик турбобура единица масштаба нагрузки на долото приведена к единице масштаба числа оборотов долота.

Линия АВ - нагрузочная характеристика турбобура с новым долотом.

Линия AC - нагрузочная характеристика турбобура с изношенным долотом.

Линия ВС - характеризует критерий износа породоразрушающего инструмента.

Отрезки AB₁, ВВ₂, ...ВВ₉ на отрезке ВС характеризуют критерий работоспособности породоразрушающего инструмента в процентном отношении.

Пример осуществления способа.

Операция первая. Построение номограммы. Проводят на плоскости две взаимно перпендикулярные числовые оси. На одной оси (оси Y) откладывают значения чисел оборотов долота n, а на другой оси (оси X) откладывают значения осевой нагрузки G.

Наносят на плоскости три точки:

1. точку А[х, у] (где x=G,y=n) с данными, например (рис.8 [4]) n=900 об/мин и G=0 (точка соответствует режиму холостого хода);

2. точку В[х₀,у₀] (где х₀=G₀, y₀=n₀) с данными, например (рис.8 [4]) n₀= 600 об/мин и G₀ = 270 кН = 1500 масштабных единиц (точка соответствует работе турбобура в зоне неустойчивой работы для нового долота);

3. точку С[х₁₀,у₁₀] (где х₁₀=G₁₀, у₁₀=n₁₀) с данными, например (рис. 8 [4] ) n₁₀= 400 об/мин и G₁₀ = 175 кН = 700 масштабных единиц (точка соответствует режиму турбобура в зоне неустойчивой работы для изношенного долота).

4. Составляют уравнения линий:

АВ: у = -0,27х + 900;

AC: y = -0,7x + 900;

ВС: у = 0,58х.

5. Определяют длину отрезка ВС, характеризующую критерий износа породоразрушающего инструмента, по формуле:

ВС=[(х₀ - х₁₀)² + (у₀ - у₁₀)²]^1/2 (2)

После подстановки исходных данных и решения уравнения (2) получаем ВС= 403 масштабных единиц.

6. Разбивают отрезок ВС, например, на 10 равных частей (процентный износ породоразрушающего инструмента: BB₁=10%, ВВ₂=20%, ..., ВС=100%). Каждый отрезок длиной по 40,3 масштабных единиц характеризует критерий работоспособности породоразрушающего инструмента.

7. Составляют серию уравнений нагрузочных характеристик турбобура, размещенных между прямыми линиями АВ и АС, через 10% износа породоразрушающего инструмента:

AB₁: y = -0,31x + 900;

АВ₂: у = -0,34х + 900;

АВ₃: у = -0,38х + 900;

АВ₄: у = -0,42х + 900;

АВ₅ у = -0,47х + 900;

АВ₆: у = -0,51х + 900;

АВ₇: у = -0,55х + 900;

AB₈: у = -0,60х + 900;

АВ₉: у = -0,65х + 900.

8. Строят серию расчетных нагрузочных характеристик с критерием износа породоразрушающего инструмента в виде линии ВС и с критерием работоспособности породоразрушающего инструмента в процентном отношении в виде отрезков BB₁, ВВ₂, ..., ВС.

Вторая операция. Опускают бурильный инструмент с новым долотом в скважину. Включают насосы и во время промывки забоя замеряют число оборотов долота в режиме холостого хода.

Третья операция. Опускают турбобур на забой и нагружают его до тормозного момента, при этом замеряют число оборотов долота при изменении нагрузки дискретно, например, через 30-50 кН.

Четвертая операция. Строят нагрузочную характеристику турбобура по замерным данным с новым долотом и совмещают ее на номограмме с линией АВ.

Пятая операция. Производят бурение скважины согласно заданной осевой нагрузке по геолого-технологическому наряду.

Шестая операция. Производят, например, через 1-2 ч повторный замер числа оборотов долота от режима холостого хода (приподнимают от забоя бурильный инструмент на 5-10 м) с последующим нагруженном его до тормозного момента при изменении нагрузки дискретно, например, через 30-50 кН.

Седьмая операция. Строят нагрузочную характеристику турбобура по замерным данным с уже поработанным долотом. Например, построенная нагрузочная характеристика турбобура при наложении ее на номограмму совпала с расчетной нагрузочной характеристикой АВ₃. Это означает, что износ породоразрушающего инструмента составляет 30%.

Операция восьмая. Получив информацию о состоянии породоразрушающего инструмента и учитывая, что рабочая зона и область неустойчивой работы турбобура смещается в сторону меньших осевых нагрузок, бурильщик принимает решение продолжить бурение при нагрузке, например, G=240 кН и n=550 об/мин, где могут быть получены наилучшие показатели бурения, в частности, мощность турбобура и скорость бурения.

Таким образом, бурильщик, постоянно (через заданный интервал времени) получая информацию о степени износа вооружения породоразрушающего инструмента, отрабатывает его до полного износа с учетом наилучших показателей бурения.

Источники информации

1. А.С. 1427059, Е 21 В 45/00, 1988 [аналог].

2. Грачев Ю. В., Варламов В.Н. Автоматический контроль в скважинах при бурении и эксплуатации. - М.: Госнаучтехиздат, 1963, с.84.

3. А.С. 1283361, Е 21 В 45/00, 1987 [прототип].

4. Балицкий П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. - М.: Недра, 1975, с.22 - 23 (рис. 8), с.143.

5. Эскин М.Р., Романова Е.И. Зависимость между параметрами режима турбинного бурения и показателями работы долота. В кн.: Бурение, ГОСИНТИ, 1962, С. 3-41 (рис. 7).

6. Григорян Н.А., Багиров Р.Е. Анализ процесса турбинного бурения. - М.: Недра, 1982, С. 110-111 (рис.50 и 51).