RU2013118012A

RU2013118012A - Способ и устройство для мониторинга погружного ударного бурения

Info

Publication number: RU2013118012A
Application number: RU2013118012/03A
Authority: RU
Inventors: Иво ХЕНРИКССОН
Original assignee: ЭсПиСи ТЕХНОЛОДЖИ АБ
Priority date: 2010-09-20
Filing date: 2011-09-19
Publication date: 2014-10-27
Also published as: ZA201301278B; CN103124830A; AU2011306090B2; RU2571778C2; CA2809004A1; US9470081B2; AU2011306090A1; US20130175091A1; SE1000943A1; EP2619413A1; EP2619413A4; WO2012039666A1; SE535585C2; CN103124830B

Abstract

1. Способ мониторинга погружного ударного бурения, причем бурение выполняют с помощью погружного пневмоударника (8), при этом согласно способу:определяют или вычисляют ведущую частоту или частоты, представляющие частоту ударов погружного пневмоударника (8), исоздают отображение (16, 18, 19, 20, 21, 25) разброса распределения ведущей частоты или частот для получения ответной реакции на корректировку, по меньшей мере, одного параметра бурения как изменения ширины (W) разброса.2. Способ по п.1, согласно которому, по меньшей мере, один параметр бурения корректируют в таком направлении, что ширина (W) разброса уменьшается.3. Способ по п.1 или 2, согласно которому, по меньшей мере, один параметр бурения является одним или несколькими параметрами из группы, состоящей из: силы подачи осевой нагрузки на долото, скорости подачи, скорости вращения, крутящего момента, давления в потоке рабочей текучей среды ударника, давления в потоке промывочной текучей среды.4. Способ по п.1, или 2, согласно которому производят выборку ведущей частоты или частот для создания отображения (16, 18, 19, 20, 21, 25), охватывающего необходимый или заданный период времени.5. Способ по п.1 или 2, согласно которому, когда устанавливают, что корректировка в одном направлении, по меньшей мере, одного параметра бурения дает в результате увеличение ширины (W) разброса частоты ударов, заканчивают корректировку в данном направлении или повторно корректируют, по меньшей мере, один параметр бурения в противоположном направлении.6. Способ по п.1 или 2, согласно которому, когда устанавливают, что корректировка в одном направлении, по меньшей мере, одного параметра бурения дает в результате

Claims

1. Способ мониторинга погружного ударного бурения, причем бурение выполняют с помощью погружного пневмоударника (8), при этом согласно способу:

определяют или вычисляют ведущую частоту или частоты, представляющие частоту ударов погружного пневмоударника (8), и

создают отображение (16, 18, 19, 20, 21, 25) разброса распределения ведущей частоты или частот для получения ответной реакции на корректировку, по меньшей мере, одного параметра бурения как изменения ширины (W) разброса.

2. Способ по п.1, согласно которому, по меньшей мере, один параметр бурения корректируют в таком направлении, что ширина (W) разброса уменьшается.

3. Способ по п.1 или 2, согласно которому, по меньшей мере, один параметр бурения является одним или несколькими параметрами из группы, состоящей из: силы подачи осевой нагрузки на долото, скорости подачи, скорости вращения, крутящего момента, давления в потоке рабочей текучей среды ударника, давления в потоке промывочной текучей среды.

4. Способ по п.1, или 2, согласно которому производят выборку ведущей частоты или частот для создания отображения (16, 18, 19, 20, 21, 25), охватывающего необходимый или заданный период времени.

5. Способ по п.1 или 2, согласно которому, когда устанавливают, что корректировка в одном направлении, по меньшей мере, одного параметра бурения дает в результате увеличение ширины (W) разброса частоты ударов, заканчивают корректировку в данном направлении или повторно корректируют, по меньшей мере, один параметр бурения в противоположном направлении.

6. Способ по п.1 или 2, согласно которому, когда устанавливают, что корректировка в одном направлении, по меньшей мере, одного параметра бурения дает в результате уменьшение ширины (W) разброса частоты ударов, поддерживают корректировку в данном направлении или продолжают корректировку в том же направлении.

7. Способ по п.1 или 2, согласно которому ведущую частоту или частоты определяют за пределами бурящегося ствола скважины, на любом месте из группы, состоящей из буровой установки (1), связанной с погружным пневмоударником (8), или вблизи нее, бурильной колонны (6), грунта, смежного с бурильной колонной (6), на воздухе вблизи бурильной колонны (6).

8. Способ по п.1 или 2, согласно которому отображение (16, 18, 19, 20, 21, 25) разброса частоты ударов передают в виде сигнала или отображают на дисплее для помощи в ручной корректировке, по меньшей мере, одного параметра бурения.

9. Способ по п.1 или 2, согласно которому ведущая частота является опорной частотой ударов или второй или дальнейшей ее гармоникой.

10. Способ по п.1, согласно которому создают отображение амплитуды распределения ведущей частоты или частот для получения ответной реакции на корректировку, по меньшей мере, одного параметра бурения как изменения величины амплитуды.

11. Способ по п.10, согласно которому, по меньшей мере, один параметр бурения корректируют в таком направлении, что величина амплитуды увеличивается.

12. Способ по п.10 или 11, согласно которому, когда определяют, что корректировка в одном направлении, по меньшей мере, одного параметра бурения приводит к уменьшению величины амплитуды, заканчивают корректировку в данном направлении или повторно корректируют, по меньшей мере, один параметр бурения в противоположном направлении.

13. Способ по п.10 или 11, согласно которому, когда определяют, что корректировка в одном направлении, по меньшей мере, одного параметра бурения приводит к увеличению величины амплитуды, поддерживают корректировку в данном направлении или продолжают корректировку в том же направлении.

14. Способ по п.10 или 11, согласно которому отображение амплитуды передают в виде сигнала или отображают на дисплее для помощи в ручной корректировке, по меньшей мере, одного параметра бурения.

15. Способ по п.10 или 11, согласно которому проводят выборку данных амплитуды для создания отображения, охватывающего необходимый или заданный период времени.

16. Способ по п.10 или 11, согласно которому полученные данные частоты ударов и/или амплитуды регистрируют и сохраняют способом, обеспечивающим их считывание позже для получения характеристики бурения.

17. Устройство для мониторинга погружного ударного бурения, причем бурение выполняют с помощью погружного пневмоударника (8), отличающееся тем, что содержит:

блок датчиков для обнаружения или оценки ведущей частоты или частот, представляющих частоту ударов погружного пневмоударника, и

- средство отображения для создания отображения (16, 18, 19, 20, 21, 25) разброса распределения ведущей частоты или частот для получения ответной реакции на корректировку, по меньшей мере, одного параметра бурения как изменения ширины разброса.

18. Устройство по п.17, отличающееся тем, что для выборки ведущей частоты или частот для создания отображения (16, 18, 19, 20, 21, 25), охватывающего заданный период времени, выполнено схемное средство.

19. Устройство по п.17 или 18, отличающееся тем, что оно включает в себя, по меньшей мере, один датчик (14), способный измерять частоту, причем датчик установлен за пределами бурящегося ствола скважины, на любом месте из группы, состоящей из буровой установки, связанной с погружным пневмоударником, или вблизи нее, бурильной колонны, грунта, смежного с бурильной колонной, воздуха, смежного с бурильной колонной.

20. Устройство по п.17 или 18, отличающееся тем, что передающее сигнал или создающее отображение на дисплее устройство выполнено для создания выходных данных для помощи в ручной корректировке, по меньшей мере, одного параметра бурения, основанных на представлении разброса частоты ударов.

21. Устройство по п.17 или 18, отличающееся тем, что содержит средство для создания отображения амплитуды распределения ведущей частоты или частот для получения ответной реакции на корректировку, по меньшей мере, одного параметра бурения как изменения величины амплитуды.

22. Устройство по п.17 или 18, отличающееся тем, что содержит средство регистрации и хранения полученных данных частоты ударов и/или амплитуды таким образом, чтобы обеспечить их считывание позже в качестве характеристик бурения.