способ регулирования нагрузки на долото при бурении горизонтальной скважины

Формула изобретения

Способ регулирования нагрузки на долото при бурении горизонтальной скважины, оборудованной буровым насосом, нагнетательной линией, промывочной жидкостью, буровым шлангом, вертлюгом, гусаком, бурильной колонной, турбобуром, долотом, гидрофоном с измерительной аппаратурой, заключающийся в том, что предварительно размещают:

а) неуправляемый акустический режекторный фильтр в нагнетательной линии для подавления звуковой помехи в промывочной жидкости, звуковой помехи, генерируемой буровым насосом,

б) управляемый акустический режекторный фильтр - датчик частоты вращения вала турбобура для осуществления амплитудной модуляции суммарного звука, звука, генерируемого роторными лопатками, размещенными на валу турбобура, и звука, генерируемого ударами долота о горную породу в промывочную жидкость, заполняющую бурильную колонну,

в) гидрофон с измерительной аппаратурой между гусаком, встроенным в вертлюг, и буровым шлангом,

отличающийся тем, что производят спуск в скважину турбобура с долотом, размещенных на торце бурильной колонны, с последующей остановкой на расстоянии 10-20 метров от забоя, для замера частоты вращения вала турбобура в режиме холостого хода,

включают буровой насос для подачи промывочной жидкости по бурильной колонне в турбобур для осуществления вращения роторных лопаток,

при этом вращение роторных лопаток производит генерацию звука в промывочную жидкость,

затем осуществляют прием гидрофоном из промывочной жидкости модулированного, управляемым акустическим режекторным фильтром - датчиком частоты вращения вала турбобура, по амплитуде звука, пропорционального частоте вращения вала турбобура в режиме холостого хода, в полосе подавленной звуковой помехи, генерируемой буровым насосом, неуправляемым акустическим режекторным фильтром,

при этом измерительная аппаратура преобразует обработанную звуковую информацию частоты вращения вала турбобура в режиме холостого хода для построения фактической нагрузочной характеристики путем смещения заводской характеристики для выбора оптимальной нагрузки на долото на фактической нагрузочной характеристике турбобура без учета трения бурильной колонны о стенки горизонтальной скважины по минимальной энергии звука, распространяющегося в бурильной колонне по промывочной жидкости для данного горизонта нефтяного пласта, согласно геолого-технологического наряда, заданного геологами,

затем осуществляют посредством набора дискретных точек построение фактической нагрузочной характеристики по одновременной информации - нагрузке на долото и частоте вращения вала турбобура от режима холостого хода до режима остановки турбобура, например, через пять тонн,

затем бурение горизонтальной скважины производят в режиме оптимальной нагрузки на долото по фактической нагрузочной характеристике, перенесенной с заводской нагрузочной характеристики, заданной геолого-технологическим нарядом,

затем при отклонении бурения горизонтальной скважины от оптимального режима, показывающем увеличение энергии звука от двух источников, производят регулирование нагрузки на долото путем изменения в большую или в меньшую сторону нагрузки по фактической нагрузочной характеристике турбобура с учетом минимальной энергии звука, распространяющейся по промывочной жидкости от двух источников звука, звука, генерируемого лопатками турбины, и звука, генерируемого ударами зубьев долота в промывочную жидкость, заполняющую бурильную колонну.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к контролю режимных параметров с последующим управлением турбобуром при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Известен способ формирования осевой нагрузки на долото, основанный на нагружении долота, создании на забое гидравлических импульсов и фиксировании их на устье скважины, по которым осуществляют формирование осевой нагрузки (Авторское свидетельство СССР № 1265295, Е21В 45/00, 1986 г.).

Недостаток данного способа заключается в малой надежности, так как используемые при их реализации параметры - частота колебаний бурильной колонны и амплитуда гидравлических импульсов - зависят от ряда различных случайных причин, не связанных с режимами бурения (биения, неравномерности работы насосов и т.д.).

Наиболее близким способом к технической сущности контроля нагрузки на долото можно считать способ (Хмара Г.А., Савиных Ю.А. Контроль нагрузки на долото по информации АИМ звука при турбинном бурении. Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании [Текст]: материалы IV Всероссийской научно-технической конференции с международным участием; под ред. О.Н.Кузякова. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С.119-122), основанный на подавлении помехи в суммарном спектре АЧХ (генерируемом буровым насосом) в виде полосы частот с помощью неуправляемого наземного преобразователя звука (режекторным фильтром, размещенным в манифольдной линии) и передачи в подавленной полосе частот энергии звуковых колебаний амплитудами звука (изменение энергии на разрушение горной породы и передачи ее по бурильной колонне) соответствующей изменению величины нагрузки на долото.

Недостаток способа заключается в том, что эффективному нагружению на долото препятствуют силы трения бурильной колонны о стенку скважины. С увеличением протяженности горизонтального ствола и зенитного угла наклонного ствола эти силы возрастают.

Серийные турбобуры и долота работают с высокой степенью неравномерности вращения 30-80%, снижающей их работоспособность. При поддержании веса на крюке постоянным отклонение скорости вращения долота от среднего значения составляет ±70÷190 об/мин. Степень неравномерности вращения вала турбобура увеличивается с ростом глубины скважины и при переходе на бурение с применением глинистого раствора [Балицкий П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. - М.: Недра, 1975. - С.22-23].

Процесс бурения осуществляется по нагрузочной характеристике турбобура согласно геолого-технологического наряда. Однако информация об осевой нагрузке на долото определяется по показаниям контроля веса бурильного инструмента типа ГИВ-6. Погрешность достигает 40-50%, что подтверждено измерениями (Александров М.М. Силы сопротивления при движении труб в скважине. - Недра, 1978. - 208 с.).

Для построения нагрузочной характеристики турбобура отсутствует информация о частоте вращения долота, что также усложняет управление процессом бурения.

Задача - разработка способа регулирования нагрузкой на долото при бурении горизонтальной скважины по фактической нагрузочной характеристике турбобура, построенной по информации, полученной в процессе бурения одновременно о частоте вращения и нагрузке на долото.

Технический результат достигается способом регулирования нагрузки на долото при бурении горизонтальной скважины, оборудованной буровым насосом, нагнетательной линией, промывочной жидкостью, буровым шлангом, вертлюгом, гусаком, бурильной колонной, турбобуром, долотом, гидрофоном с измерительной аппаратурой, заключающимся в том, что предварительно размещают:

а) неуправляемый акустический режекторный фильтр в нагнетательной линии для подавления звуковой помехи в промывочной жидкости, звуковой помехи, генерируемой буровым насосом,

б) управляемый акустический режекторный фильтр - датчик частоты вращения вала турбобура - для осуществления амплитудной модуляции суммарного звука, звука, генерируемого роторными лопатками, размещенными на валу турбобура, и звука, генерируемого ударами долота о горную породу в промывочную жидкость, заполняющую бурильную колонну,

в) гидрофон с измерительной аппаратурой между гусаком, встроенным в вертлюг, и буровым шлангом,

отличающимся тем, что производят спуск в скважину турбобура с долотом, размещенных на торце бурильной колонны, с последующей остановкой на расстоянии 10-20 метров от забоя, для замера частоты вращения вала турбобура в режиме холостого хода,

включают буровой насос для подачи промывочной жидкости по бурильной колонне в турбобур для осуществления вращения роторных лопаток,

при этом вращение роторных лопаток производит генерацию звука в промывочную жидкость,

затем осуществляют прием гидрофоном из промывочной жидкости модулированного, управляемым акустическим режекторным фильтром - датчиком частоты вращения вала турбобура, по амплитуде звука, пропорционального частоте вращения вала турбобура в режиме холостого хода, в полосе подавленной звуковой помехи, генерируемой буровым насосом, неуправляемым акустическим режекторным фильтром,

при этом измерительная аппаратура преобразует обработанную звуковую информацию частоты вращения вала турбобура в режиме холостого хода для построения фактической нагрузочной характеристики путем смещения заводской характеристики для выбора оптимальной нагрузки на долото на фактической нагрузочной характеристике турбобура без учета трения бурильной колонны о стенки горизонтальной скважины по минимальной энергии звука, распространяющегося в бурильной колонне по промывочной жидкости для данного горизонта нефтяного пласта, согласно геолого-технологического наряда, заданного геологами,

затем осуществляют посредством набора дискретных точек построение фактической нагрузочной характеристики по одновременной информации - нагрузке на долото и частоте вращения вала турбобура от режима холостого хода до режима остановки турбобура, например, через пять тонн,

затем бурение горизонтальной скважины производят в режиме оптимальной нагрузки на долото по фактической нагрузочной характеристике, перенесенной с заводской нагрузочной характеристики, заданной геолого-технологическим нарядом,

затем при отклонении бурения горизонтальной скважины от оптимального режима, показывающем увеличение энергии звука от двух источников, производят регулирование нагрузки на долото путем изменения в большую или в меньшую сторону нагрузки по фактической нагрузочной характеристике турбобура с учетом минимальной энергии звука, распространяющейся по промывочной жидкости от двух источников звука.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что в заявленном способе при бурении горизонтальной скважины передачу данных о нагрузке и частоте вращения долота осуществляют посредством дискретных звуковых волн (дискретность - прерывистость звуковых волн, распространяющихся по бурильной колонне, осуществляют управляемым акустическим режекторным фильтром, жестко связанным валом турбобура), издаваемых долотом и турбобуром, на основании переданных данных строят фактическую нагрузочную характеристику, которую сравнивают с известной и по разнице корректируют параметр нагрузки на долото для регулирования в большую или меньшую сторону.

Таким образом, предлагаемое изобретение соответствует критерию «новизна».

Сравнение заявленного решения с другими техническими решениями показывает, что контроль осевой нагрузки на долото по кпд бурения осуществляется путем измерения интегрального уровня энергии звуковых волн долота и турбобура в подавленной полосе частот наземным акустическим режекторным фильтром, размещенным в нагнетательной линии бурового насоса, - известно (Хмара Г.А., Савиных Ю.А. Контроль нагрузки на долото по информации АИМ звука при турбинном бурении. Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании [Текст]: материалы IV Всероссийской научно-технической конференции с международным участием; под ред. О.Н.Кузякова. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С.119-122).

Однако не известно, что при бурении горизонтальной скважины можно одновременно передавать два режимных параметра в диапазоне поглощенных частот, наземным акустическим режекторным фильтром, осевую нагрузку полосой спектра низких частот, а частоту вращения долота отсутствием полосы спектра верхних частот (дискретность осуществляют управляемым акустическим режекторным фильтром, жестко связанным валом турбобура), сопоставлять заводскую нагрузочную характеристику с фактической и по разнице характеристик корректировать параметр нагрузки для регулирования в большую или меньшую сторону.

Таким образом, предлагаемое изобретение соответствует критерию «изобретательский уровень».

На фиг.1 изображена технологическая схема бурения горизонтальной скважины с РПД. Информация о частоте вращения вала турбобура и нагрузке на долото (без трения бурильной колонны, лежащей в горизонтальной скважине) передается одновременно модулированной по амплитуде суммарной звуковой энергией - звуковой энергией, генерируемой вращающимися роторными лопатками турбобура, и звуковой энергией, генерируемой ударами долота при разрушении горной породы.

На фиг.2 изображена схема расположения турбобура в скважине над забоем для построения фактической нагрузочной характеристики в режиме холостого хода.

На фиг.3 изображена схема бурения скважины в режиме нагрузки на долото меньше оптимальной нагрузки. Энергия ударного звука от долота при разрушении горной породы передается по промывочной жидкости как дополнительная энергия звука к энергии звука, генерируемой роторными лопатками турбобура.

На фиг.4 изображена схема бурения скважины в режиме оптимальной нагрузки на долото. Энергия ударного звука - максимальная от долота передается в горную породу.

На фиг.5 изображена схема бурения скважины в режиме нагрузки на долото, большей чем оптимальная.

На фиг.6 изображены заводская и фактическая нагрузочные характеристики турбобура, поясняющие регулирование оптимальной нагрузки на долото при отклонении ее в большую или в меньшую сторону.

На фиг.1 показано: 1 - буровой насос, 2 - нагнетательная линия, 3 - звук, генерируемый буровым насосом, распространяющийся по промывочной жидкости в нагнетательной линии, 4 - буровой шланг, 5 - гусак, 6 - вертлюг, 7 - регулятор подачи долота (РПД), 8 - бурильная колонна, 9 - звук, генерируемый роторными лопатками турбобура, распространяющийся по промывочной жидкости, заполняющей бурильную колонну, 10 - турбобур, 11 - долото, 12 - забой скважины, 13 - звук, распространяющийся в горной породе в процессе взаимодействия долота с забоем скважины, 14 - неуправляемый акустический режекторный фильтр (НАРФ), размещенный в нагнетательной линии, для подавления полосы частот (помехи) в спектре частот, генерируемом буровым насосом, 15 - распространение звука по промывочной жидкости с подавленной полосой частот (помехой) в спектре, генерируемом буровым насосом, наземным акустическим режекторным фильтром (НАРФ), размещенным в нагнетательной линии, 16 - измерительная аппаратура, 17 - гидрофон, 18 - распространение модулированного по амплитуде звука управляемым акустическим режекторным фильтром (УАРФ) по промывочной жидкости, 19 - управляемый акустический режекторный фильтр (УАРФ), (датчик оборотов вала турбобура, размещенный на торце вала турбобура).

На фиг.2 показано: 8 - бурильная колонна, 9 - звук, генерируемый роторными лопатками турбобура, распространяющийся по промывочной жидкости, заполняющей бурильную колонну, 10 - турбобур, 11 - долото, 12 - забой скважины, 19 - управляемый акустический режекторный фильтр (УАРФ), (датчик оборотов вала турбобура, размещенный на торце вала турбобура).

На фиг.3 показано: 8 - бурильная колонна, 9 - звук, генерируемый роторными лопатками турбобура, распространяющийся по промывочной жидкости, заполняющей бурильную колонну, 10 - турбобур, 11 - долото, 12 - забой скважины, 19 - управляемый акустический режекторный фильтр (УАРФ), (датчик оборотов вала турбобура, размещенный на торце вала турбобура), 20 - контакт долота с горной породой при минимальной нагрузке на долото, 21 - минимальная энергия ударного звука, генерируемого долотом в процессе разрушения горной породы, распространяющаяся в горную породу, 22 - энергия ударного звука (дополнительная к звуку, генерируемому роторными лопатками турбобура), генерируемого долотом в процессе разрушения горной породы, при минимальной нагрузке на долото.

На фиг.4 показано: 8 - бурильная колонна, 9 - звук, генерируемый роторными лопатками турбобура, распространяющийся по промывочной жидкости, заполняющей бурильную колонну, 10 - турбобур, 11 - долото, 12 - забой скважины, 19 - управляемый акустический режекторный фильтр (УАРФ), (датчик оборотов вала турбобура, размещенный на торце вала турбобура), 23 - контакт долота с горной породой при оптимальной нагрузке на долото, 24 - максимальная энергия ударного звука, генерируемого долотом в процессе разрушения горной породы, распространяющаяся в горную породу.

На фиг.5 показано: 8 - бурильная колонна, 9 - звук, генерируемый роторными лопатками турбобура, распространяющийся по промывочной жидкости, заполняющей бурильную колонну, 10 - турбобур, 11 - долото, 12 - забой скважины, 19 - управляемый акустический режекторный фильтр (УАРФ), (датчик оборотов вала турбобура, размещенный на торце вала турбобура), 25 - контакт долота с горной породой при максимальной нагрузке на долото, 26 - минимальная энергия ударного звука, генерируемого долотом в процессе разрушения горной породы, распространяющаяся в горную породу, 27 - энергия ударного звука (дополнительная к звуку, генерируемому роторными лопатками турбобура), генерируемого долотом в процессе разрушения горной породы, при максимальной нагрузке на долото.

На фиг.6 показано: 28 - заводская нагрузочная характеристика турбобура. Точка n(з,хх) на оси ординат показывает режим холостого хода турбобура, где n - частота вращения вала турбобура, з - заводская нагрузочная характеристика, хх - холостой ход, 29 - точка построена на заводской нагрузочной характеристике путем пересечения двух информаций: оптимальной нагрузки на долото G(оп,з), построенной на оси абсцисс, и оптимальной частоты вращения вала турбобура n(оп,з), построенной на оси ординат, где G - нагрузка на долото (задана геологами, согласно геолого-технологического наряда), n - частота вращения вала турбобура, оп - оптимальная, з - заводская нагрузочная характеристика турбобура, 30 - фактическая нагрузочная характеристика турбобура. Точка n(ф,хх) на оси ординат показывает режим холостого хода турбобура, где n - частота вращения вала турбобура, ф - фактическая нагрузочная характеристика, хх - холостой ход, 31 - отклонение нагрузки на долото, полученной по одновременной информации - частоте вращения вала турбобура и нагрузке на долото (без учета трения бурильной колонны о стенки скважины), в меньшую сторону от оптимальной величины, 32 - оптимальная нагрузка на долото. Точка построена на фактической нагрузочной характеристике путем пересечения двух информаций: оптимальной нагрузки на долото G(оп,ф), построенной на оси абсцисс, и оптимальной частоты вращения вала турбобура n(оп,ф), построенной на оси ординат, где G - нагрузка на долото (задана геологами, согласно геолого-технологического наряда на заводской нагрузочной характеристике турбобура), n - частота вращения вала турбобура, оп - оптимальная, ф - фактическая нагрузочная характеристика турбобура, 33 - отклонение нагрузки на долото, полученной по одновременной информации - частоте вращения вала турбобура и нагрузке на долото (без учета трения бурильной колонны о стенки скважины), в большую сторону от оптимальной величины.

Пример осуществления способа.

Первая операция.

Размещают неуправляемый акустический режекторный фильтр 14 (фиг.1) в нагнетательной линии 2 (фиг.1) для подавления в промывочной жидкости (не показано) звуковой помехи (не показано), генерируемой буровым насосом 1 (фиг.1).

Вторая операция.

Размещают управляемый акустический режекторный фильтр 19 (фиг.1) - датчик частоты вращения - на валу турбобура 10 (фиг.1) для осуществления амплитудной модуляции суммарного звука - звука, генерируемого роторными лопатками, размещенными на валу турбобура 10 (фиг.1), и звука, генерируемого ударами долота 11 (фиг.1) о забой скважины 12 (фиг.1) горной породы, в промывочную жидкость.

Третья операция.

Размещают гидрофон 17 (фиг.1) с измерительной аппаратурой 16 (фиг.1) между гусаком 5 (фиг.1), размещенным на вертлюге 6 (фиг.1), и буровым шлангом 4 (фиг.1) для осуществления приема информации - нагрузки на долото 11 (1) и частоты вращения вала турбобура 10 (фиг.1).

Четвертая операция.

Производят спуск в скважину турбобура 10 (фиг.2) со встроенным управляемым акустическим режекторным фильтром 19 (фиг.2) - датчиком частоты вращения вала турбобура 10 (фиг.2) и долотом 11 (фиг.2), размещенных на торце бурильной колонны 8 (фиг.2), с последующей остановкой на расстоянии 10-20 метров от забоя скважины 12 (фиг.2), для замера частоты вращения вала турбобура 10 (фиг.2) в режиме холостого хода для построения фактической нагрузочной характеристики 30 (фиг.6).

Пятая операция.

Включают буровой насос 1 (фиг.1) для подачи промывочной жидкости по бурильной колонне 8 (фиг.1) в турбобур 10 (фиг.1) для осуществления вращения роторных лопаток вала турбобура 10 (фиг.1).

Шестая операция.

Осуществляют прием звука, модулированного по амплитуде, управляемым акустическим режекторным фильтром 19 (фиг.2) - датчиком частоты вращения вала турбобура 10 (фиг.2), гидрофоном 17 (фиг.1) из промывочной жидкости, в режиме холостого хода, в полосе подавленной звуковой помехи, генерируемой буровым насосом 1 (фиг.1), неуправляемым акустическим режекторным фильтром 14 (фиг.1).

Седьмая операция.

Осуществляют построение фактической нагрузочной характеристики 30 (фиг.6) по одновременной информации - нагрузке на долото 11 (фиг.4) и частоте вращения вала турбобура 10 (фиг.4) от режима холостого хода до режима остановки турбобура 10 (фиг.4) посредством набора дискретных точек, например, через пять тонн. Затем режим оптимальной нагрузки на долото 11 (фиг.4) с заводской нагрузочной характеристики 28 (фиг.6) турбобура 10 (фиг.4) переносят на фактическую нагрузочную характеристику 30 (фиг.6) для осуществления бурения скважины.

Восьмая операция.

Осуществляют бурение горизонтальной скважины в режиме оптимальной нагрузки (энергия на долото 11 (фиг.4) по фактической нагрузочной характеристике 30 (фиг.6), перенесенной с заводской нагрузочной характеристики 28 (фиг.6), заданной геолого-технологическим нарядом, в точку 32 (фиг.6) с оптимальной нагрузкой на долото G(ф) (фиг.6) и частотой вращения вала турбобура n(ф) (фиг.6)), однако:

- в случае отклонения нагрузки на долото в меньшую сторону от оптимальной нагрузки 32 (фиг.6), например получена точка 31 (фиг.6) на фактической нагрузочной характеристике 30 (фиг.6) (по полученной информации - модулированным по амплитуде суммарному звуку, генерируемому роторными лопатками турбобура, и ударному звуку от долота 11 (фиг.3) при контакте его с забоем 12 (фиг.3) скважины, например, построена точка 31 (фиг.6)), производят регулирование (изменение) нагрузки на долото 11 (фиг.3) с контролем перемещения точки 31 (фиг.6) по фактической нагрузочной характеристике 30 (фиг.6) до совмещения ее с точкой 32 (фиг.6), показывающего, что энергия ударного звука 22 (фиг.6) (дополнительная к звуку, генерируемому роторными лопатками турбобура), генерируемого долотом 11 (фиг.3) в процессе разрушения горной породы при контакте 20 (фиг.3) его с забоем 12 (фиг.3), появляется в бурильной колонне, т.е. суммарный уровень звука увеличился (22+9, где 22 - позиция, показывающая распространение ударного звука от ударов долота о забой, 9 - позиция, показывающая распространение звука от вращения роторных лопаток турбобура),

- в случае отклонения нагрузки долота в большую сторону от оптимальной нагрузки 32 (фиг.6), например получена точка 33 (фиг.6) на фактической нагрузочной характеристике 30 (фиг.6) (по полученной информации - модулированным по амплитуде суммарному звуку, генерируемому роторными лопатками турбобура, и ударному звуку от долота 11 (фиг.5) при контакте его с забоем 12 (фиг.5) скважины, например, построена точка 33 (фиг.6)), производят регулирование (изменение) нагрузки на долото 11 (фиг.5) с контролем перемещения точки 33 (фиг.6) по фактической нагрузочной характеристике 33 (фиг.6) до совмещения ее с точкой 32 (фиг.6), показывающего, что энергия ударного звука 27 (фиг.6) (дополнительная к звуку, генерируемому роторными лопатками турбобура), генерируемая долотом 11 (фиг.5) в процессе разрушения горной породы, при контакте 20 (фиг.5) его с забоем скважины 12 (фиг.5), появляется в бурильной колонне, т.е. суммарный уровень звука увеличился (27+9, где 27 - позиция, показывающая распространение ударного звука от ударов долота о забой, 9 - позиция, показывающая распространение звука от вращения роторных лопаток турбобура).