способ определения жесткости колонны бурильных труб

Формула изобретения

1. Способ определения жесткости кручения колонны бурильных труб, предназначенной для бурения скважины в подземной формации, причем эта колонна бурильных труб имеет оборудование основания бурильной колонны (ООБК) и верхний конец, приводимый во вращение системой привода вращения, при этом способ содержит этап определения производной по времени момента вращения колонны бурильных труб во время бурения скважины в определенный момент времени, когда происходит прерывистое вращение ООБК, отличающийся тем, что дополнительно содержит этап определения номинальной скорости вращения колонны бурильных труб в ее верхней части в указанный выбранный момент времени и этап определения жесткости кручения колонны бурильных труб по выбранной зависимости между указанной производной по времени момента вращения колонны бурильных труб и указанной номинальной скоростью вращения в верхней части колонны бурильных труб.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что выбранная зависимость представляет собой

,

где представляет собой производную по времени момента вращения колонны бурильных труб;

k₂ представляет собой жесткость колонны бурильных труб;

A_cf представляет собой коэффициент коррекции;

_nom представляет собой номинальную скорость верхней части колонны бурильных труб;

₀ представляет собой частоту колебаний колонны бурильных труб.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в выбранный момент времени производная по времени момента вращения колонны бурильных труб имеет максимальное значение и указанная выбранная зависимость представляет собой

4. Способ по п.2, отличающийся тем, что в выбранный момент времени производная по времени момента вращения колонны бурильных труб имеет минимальное значение и указанная зависимость представляет собой

5. Способ по любому из пп.2-4, отличающийся тем, что параметр A_cf выбирают из следующего неравенства: 1,0 A_cf 1,2.

6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что система привода вращения включает буровой ротор и двигатель, приводящий в движение этот буровой ротор, при этом производную по времени момента вращения колонны бурильных труб определяют из уравнения движения системы привода

где J₃ представляет собой момент инерции системы привода;

_r представляет собой скорость вращения бурового ротора;

Т_r представляет собой момент вращения двигателя, передаваемый буровому ротору;

T_ds представляет собой момент вращения бурильной колонны.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что двигатель представляет собой электродвигатель, в котором Т_r и _r определяют по величинам тока и напряжения, подаваемым на электродвигатель.

8. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что дополнительно включает этап определения момента инерции вращения ООБК по жесткости кручения колонны бурильных труб из зависимости

J₁=k₂²₀,

где J₁ представляет собой момент инерции вращения ООБК.

9. Система для определения жесткости кручения колонны бурильных труб, которая предназначена для бурения скважины в подземной формации, причем эта колонна бурильных труб имеет оборудование основания бурильной колонны (ООБК) и приводится во вращение с верхнего конца с помощью системы привода вращения, при этом система содержит средство для определения производной по времени от момента вращения колонны бурильных труб во время бурения скважины в определенный момент времени, когда происходит перерыв во вращении ООБК, отличающаяся тем, что дополнительно содержит средство для определения номинальной скорости вращения колонны бурильных труб в части ее верхнего конца в указанный определенный момент времени и средство для определения жесткости кручения колонны бурильных труб из выбранной зависимости между указанной производной по времени момента вращения колонны бурильных труб и указанной номинальной скорости вращения.

Описание изобретения к патенту

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способу и системе для определения жесткости кручения колонны бурильных труб, предназначенной для бурения скважины в подземной формации.

Уровень техники

Во время вращательного бурения колонна бурильных труб и, в частности, ее нижняя часть, которая называется оборудованием основания бурильной колонны (ООБК), может подвергаться нежелательным крутящим вибрациям, которые также обозначаются как колебания. Величина и частота таких крутящих вибраций зависит от таких параметров, как длина и жесткость колонны бурильных труб, количество и положение стабилизаторов колонны бурильных труб, форма скважины и вес ООБК. Прерывистое вращение представляет собой режим крутящей вибрации, который является особенно нежелательным, поскольку приводит к снижению скорости проходки бурового долота, к повышенному износу и повреждению колонны бурильных труб. Во время прерывистого вращения движение колонны бурильных труб характеризуется повторяющимися циклами замедления и ускорения, причем в каждом цикле буровое долото останавливается и затем ускоряется до скорости значительно большей, чем номинальная скорость вращения бурового ротора.

В патенте ЕР-А-0443689 описана система, предназначенная для управления вибрациями колонны бурильных труб, которая постепенно изменяет скорость вращения в соответствии с крутящими вибрациями колонны так, что вибрации демпфируются. Колонна бурильных труб приводится в движение системой привода, которая в большинстве случаев включает буровой ротор, приводимый в движение электродвигателем или расположенным наверху приводом, который приводится в движение электродвигателем. Система управления работает по принципу управления потоком энергии через систему привода и может быть представлена как комбинация пружин кручения и демпфера кручения, связанная с системой привода. Для получения оптимального демпфирования жесткость пружины и коэффициент затухания демпфера должны быть настроены на оптимальные величины. Следует понимать, что жесткость кручения колонны бурильных труб играет важную роль при настройке на такие оптимальные величины. Однако действительное значение жесткости кручения колонны бурильных труб, в общем, неизвестно, поскольку оно изменяется в процессе бурения, например, из-за того, что колонна бурильных труб удлиняется в процессе углубления скважины.

Сущность изобретения

Задачей настоящего изобретения являются способ и система для определения жесткости кручения колонны бурильных труб, предназначенной для бурения скважины в подземной формации.

В соответствии с настоящим изобретением предлагается способ определения жесткости кручения колонны бурильных труб, предназначенной для бурения скважины в подземной формации, причем эта колонна бурильных труб имеет оборудование основания бурильной колонны (ООБК) и приводится во вращение с верхнего конца с помощью вращательной системы привода, причем этот способ содержит следующие этапы:

- определение производной по времени момента вращения колонны бурильных труб во время бурения скважины в определенный момент времени, когда происходит прерывистое движение ООБК;

- определение номинальной скорости вращения колонны бурильных труб в ее верхней части в указанный выбранный момент времени; и

- определение жесткости кручения колонны бурильных труб по выбранным взаимозависимостям между указанной производной по времени момента вращения колонны бурильных труб и указанной номинальной скоростью вращения в верхней части колонны бурильных труб.

Момент вращения колонны бурильных труб представляет собой линейную функцию от жесткости кручения колонны бурильных труб и от степени скручивания колонны бурильных труб. Следовательно, производная по времени момента вращения колонны бурильных труб линейно зависит от жесткости колонны бурильных труб и разности мгновенной скорости между ООБК и верхней частью бурильных труб. Во время прерывистого вращения скорость ООБК изменяется от нуля до величины, которая приблизительно в два раза больше номинальной скорости верхней части колонны бурильных труб. Поэтому величина вариации скорости ООБК имеет амплитуду, составляющую приблизительно номинальную скорость верхней части колонны бурильных труб. Таким образом, с помощью соответствующего выбора взаимозависимости между производной по времени момента вращения и номинальной скорости вращения в верхней части колонны бурильных труб может быть определена жесткость кручения.

Было определено, что синусоидальная зависимость в достаточной степени соответствует скорости ООБК как функции времени. Поэтому в предпочтительном варианте воплощения способа в соответствии с настоящим изобретением указанная выбранная взаимозависимость представляет собой:

где представляет собой производную по времени момента вращения колонны бурильных труб;

k₂ представляет собой жесткость колонны бурильных труб;

A_cf представляет собой коэффициент коррекции;

_nom представляет собой номинальную скорость верхней части колонны бурильных труб;

₀ представляет собой частоту колебаний колонны бурильных труб.

Предпочтительно производная по времени момента вращения колонны бурильных труб в указанный выбранный момент времени имеет максимальное значение так, что указанная выбранная взаимозависимость представляет собой:

В качестве альтернативы, производная по времени момента вращения колонны бурильных труб в указанный выбранный момент времени имеет минимальное значение так, что указанная выбранная взаимозависимость представляет собой:

Система в соответствии с настоящим изобретением содержит:

- средство для определения производной по времени момента вращения колонны бурильных труб во время бурения скважины в определенный момент времени, когда происходит перерыв в движении ООБК;

- средство для определения номинальной скорости вращения колонны бурильных труб в части ее верхнего конца в указанный выбранный момент времени; и

- средство для определения жесткости кручения колонны бурильных труб по выбранным взаимозависимостям между указанной производной по времени момента вращения колонны бурильных труб и указанной номинальной скоростью вращения.

Для дальнейшего улучшения настройки жесткости пружины и коэффициента затухания системы управления предпочтительно, чтобы была учтена фактическая величина момента инерции вращения ООБК, причем этот момент инерции определяется по жесткости кручения колонны бурильных труб с использованием взаимозависимости:

в которой J₁ представляет собой момент инерции вращения ООБК.

Перечень фигур чертежей

Настоящее изобретение будет описано ниже более подробно на примере, со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых:

фиг.1 изображает схему колонны бурильных труб и систему привода вращения, которые используются в способе и системе в соответствии с настоящим изобретением; и

на фиг.2 схематично изображена функция скорости вращения ООБК колонны бурильных труб по фиг.1 как функция времени.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения

На фиг.1 представлена схема варианта воплощения колонны 1 бурильных труб, имеющей нижнюю часть 3, которая представляет оборудование основания бурильной колонны (ООБК) и верхний конец 5, приводимый во вращение системой 7 привода вращения. ООБК 3 имеет момент инерции J₁, колонна 1 бурильных труб имеет жесткость k₂ на скручивание, и система 7 привода имеет момент инерции J₃. В схеме варианта воплощения по фиг.1 момент инерции части колонны бурильных труб между ООБК 3 и системой 7 привода сконцентрирован на обоих концах колонны бурильных труб, то есть сведен к величинам J₁ и J₃.

Система 7 привода включает электродвигатель 11 и буровой ротор 12, управляемый электродвигателем 11, который подключен к системе электронного управления (не показана) для демпфирования крутящих вибраций колонны 1 бурильных труб путем поглощения ее энергии крутящих вибраций. Воздействие демпфирования системы управления имитируется пружиной 15 кручения и демпфером 17 кручения, которые расположены между электродвигателем 11 и буровым ротором. Пружина 15 имеет жесткость k_f пружины, и демпфер 17 кручения имеет коэффициент C_f затухания. Система управления была настроена так, что были выбраны оптимальные величины для параметров k_f и C_f, причем эти оптимальные величины зависят от параметров колонны бурильных труб k₂ и J₁. Процедура выбора таких оптимальных величин не является целью настоящего изобретения. Целью настоящего изобретения, скорее, является определение фактических величин k₂ и J₁ для осуществления возможности оптимальной настройки системы управления. Понятно, что величины k₂ и J₁ изменяются в процессе бурения из-за, например, того, что колонна бурильных труб удлиняется по мере того, как скважина углубляется, или заменяется ООБК.

На фиг.2 представлен график, на котором линия 19 представляет скорость вращения ООБК как функцию времени во время прерывистого вращения, а линия 21 представляет синусоидальную аппроксимацию скорости ООБК. Скорость ООБК обычно изменяется вокруг значения средней скорости _nom бурового ротора 12 с амплитудой, которая составляет порядка _nom, причем эта средняя скорость обозначена линией 23. Синусоидальная аппроксимация, представленная линией 21, может быть записана как:

где _ООБK представляет собой приблизительную моментальную скорость ООБК 3;

A_cf представляет собой коэффициент коррекции, указанный выше;

_nom представляет собой номинальную скорость бурового ротора 12;

₀ представляет собой частоту колебаний колонны бурильных труб.

В большинстве случаев коэффициент коррекции может быть выбран как A_cf=1. В качестве альтернативы, A_cf может быть выбран несколько большим 1 для учета нелинейности скорости ООБК, например,

1,0 A_cf 1,2.

Поскольку вариациями скорости бурового ротора 12, в общем, можно пренебречь, по сравнению с вариациями скорости ООБК 3, можно предположить, что разность мгновенной скорости между буровым ротором 12 и ООБК 3 составляет:

Момент вращения колонны 1 бурильных труб можно записать, как:

где T_ds представляет собой момент вращения колонны бурильных труб;

_ds представляет собой степень скручивания колонны бурильных труб.

Если принять, что из уравнений (2) и (3) следует:

которое имеет максимум:

Уравнение движения бурового ротора 12 представляет собой:

в котором _r представляет собой скорость вращения бурового ротора 12;

Т_r представляет собой момент вращения, передаваемый двигателем 11 на буровой ротор 12.

Из вышеприведенного описания следует, что величина жесткости кручения колонны 1 бурильных труб может быть получена с помощью следующих этапов:

a) определить _r и Т_r, например, по величинам тока и напряжения, подаваемым на электродвигатель;

b) определить момент вращения T_ds колонны бурильных труб из уравнения (10);

c) определить максимум производной по времени Т_ds, то есть:

d) определить номинальную скорость вращения бурового ротора _nom и выбрать подходящую величину для A_cf (например=1); и

e) определить k₂ с использованием уравнения (9), то есть,

Кроме того, в большинстве случаев частота колебаний колонны бурильных труб приблизительно равна собственной частоте колебаний колонны бурильных труб, поэтому ₀ может быть приблизительно представлена как:

Момент инерции ООБК 3 может теперь быть определен путем измерения частоты колебания ₀ и из уравнений (11) и (12):

Система управления может теперь быть настроена с использованием величин параметров k₂ и J₁.

Если необходима большая точность, вышеприведенная процедура может быть улучшена путем определения гармоник в сигнале, представляющем колебание колонны бурильных труб и путем учета таких гармоник в вышеприведенных уравнениях.