Оптимизированное бурение

Оптимизированное бурение

Иллюстрации

Показать все

Реферат

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к оптимизации скорости бурения бурового станка с погружным пневмоударником с приводом от забойного бескомпрессорного двигателя, где система может включать буровое долото, соединенное с ротором внутри статора, например, двигателя объемного типа, бурового долота, соединенного с турбиной и/или тому подобного.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Забойные бескомпрессорные двигатели используются в нефтехимической промышленности для приложения механической мощности в местоположении на забое скважины к буровому долоту в нефтяной и/или газовой скважине для применений при бурении. Забойный бескомпрессорный двигатель, иногда упоминаемый как гидравлический забойный двигатель, устанавливается на днище бурильной колонны и соединяется с помощью выходного вала с буровым долотом. Буровой раствор, иногда упоминаемый как глинистый раствор для бурения или просто раствор, закачивается через бурильную колонну и через забойный бескомпрессорный двигатель. Забойный бескомпрессорный двигатель использует мощность закачиваемого/протекающего бурового раствора для получения механической полезной мощности, вращения выходного вала и в свою очередь бурового долота.

Хотя существуют различные типы забойных бескомпрессорных/гидравлических забойных двигателей, наиболее часто используемым типом в настоящее время является двигатель объемного типа, который использует вытянутый геликоидальный ротор внутри соответствующего геликоидального статора. Поток бурового раствора или раствора между статором и ротором заставляет ротор двигаться внутри статора по эксцентрической орбите вокруг продольной оси статора. Собственно ротор вращается вокруг своей продольной оси и также вращается по орбите вокруг центральной продольной оси статора. Эта эксцентрическая траектория и вращение ротора передается посредством соответствующей коробки передач, такой как сборка карданного сочленения, для получения концентрического вращения выходного вала.

Другие типы забойных бескомпрессорных двигателей включают турбины, в которых ротор/вал, укомплектованный лопастями, вращается за счет флюида - жидкости или газа, протекающего через турбину и взаимодействующего с лопастями на роторе/валу.

Забойный бескомпрессорный двигатель является разновидностью динамического бурильного инструмента для забоя скважины, который преобразовывает мощность бурового раствора во вращение бурового долота; приложение крутящего момента и скорости к буровому долоту. Преимущества использования забойного бескомпрессорного двигателя состоят в том, что он обеспечивает: более высокую скорость бурения; лучший контроль искривления ствола скважины; сниженную частоту разрушения бурильной колонны.

Забойный бескомпрессорный двигатель, гидравлический забойный двигатель или буровой двигатель может также упоминаться как винтовой объемный насос, который может быть размещен на бурильной колонне для подачи дополнительной мощности на буровое долото в процессе бурения. Как указано выше, забойный бескомпрессорный двигатель использует буровой раствор для создания эксцентрического движения в силовой секции двигателя, которое передается как мощность концентрического движения на буровое долото. Забойный бескомпрессорный двигатель использует различные конфигурации ротора и статора с целью обеспечения оптимальных параметров для требуемой операции бурения; в типичном случае число лопастей и длина силовой установки могут быть увеличены для обеспечения большей мощности. В некоторых применениях для подачи мощности на забойный бескомпрессорный двигатель может использоваться сжатый воздух или другие сжатые газы. Вращение долота при использовании забойного бескомпрессорного двигателя может составлять от 60 оборотов в минуту до более 100 оборотов в минуту.

Забойные бескомпрессорные двигатели могут включать верхний переводник, который соединяет забойный бескомпрессорный двигатель с бурильной колонной; силовую секцию, которая состоит из ротора и статора; секцию коробки передач, где мощность эксцентрического движения от ротора передается как мощность концентрического движения на буровое долото; опору бурового долота, которая защищает инструмент от давлений над забоем и противодавлений на забой; и нижний переводник, который соединяет забойный бескомпрессорный двигатель с буровым долотом.

Использование забойных бескомпрессорных двигателей существенно зависит от финансовой эффективности. В прямых вертикальных стволах скважин гидравлический забойный двигатель может использоваться для повышенной скорости проходки при бурении (СПБ) или чтобы минимизировать эрозию и износ на бурильной колонне, поскольку для бурильной колонны нет необходимости вращаться так же быстро. Однако, в большинстве случаев, забойный бескомпрессорный двигатель используется для направленного бурения. Хотя для управления буром для направленного бурения буровой скважины могут использоваться и другие способы, забойный бескомпрессорный двигатель может оказаться наиболее рентабельным способом.

В некоторых аспектах забойный бескомпрессорный двигатель может быть сконфигурирован таким образом, чтобы включать секцию изгиба с целью обеспечения возможности направленного бурения. В типичном случае забойные бескомпрессорные двигатели могут быть модифицированы в пределах от приблизительно нуля до четырех градусов для обеспечения возможности направленного бурения с приблизительно шестью инкрементами отклонения на градус изгиба. Величина изгиба определяется скоростью подъема, необходимой для достижения заданной зоны. За счет использования инструмента для измерения во время бурения (ИВБ), бурильщик наклонно-направленного бурения может направлять буровое долото, которое приводится в движение забойным бескомпрессорным двигателем в требуемую заданную зону.

Силовая секция забойного бескомпрессорного двигателя состоит из статора и ротора. В некоторых забойных бескомпрессорных двигателях статор включает резиновую втулку на стенке стальной трубы, где внутренняя поверхность резиновой втулки определяет спиральную конструкцию с определенным геометрическим параметром. Ротор включает вал, такой как стальной вал, который может быть покрыт износостойким покрытием, таким как хром, и может иметь геликоидальный профиль, сконфигурированный для движения/поворота/вращения внутри статора.

В ходе процедуры бурения буровой раствор закачивается в забой скважины через буровую трубу при определенной скорости и давлении. Забойный бескомпрессорный двигатель преобразует гидравлическую энергию бурового раствора, проходящего через силовую секцию, в механическую энергию, вращение и крутящий момент. Эта механическая энергия передается от забойного бескомпрессорного двигателя на буровое долото.

Альтернативой использованию двигателя объемного типа является применение турбины в процессе, который часто называется турбинным бурением. В способе турбинного бурения мощность генерируется на дне ствола скважины с помощью турбин, работающих на буровом растворе. Турбобур состоит из четырех основных узлов: верхней, или осевой, опоры, турбин, нижней опоры и бурового долота. В процессе работы раствор закачивается через буровую трубу, проходит через осевую опору и в турбину. В турбине статоры, присоединенные к корпусу инструмента, отводят поток раствора на роторы, присоединенные к валу. Это заставляет вал, соединенный с буровым долотом, вращаться. Раствор проходит через полую часть вала в нижнюю опору и через буровое долото, как и при роторном бурении, для удаления отходов, охлаждения бурового долота и выполнения других функций бурового раствора. Объем раствора, который является источником мощности, определяет скорость вращения.

Лопасти многоступенчатой высокоэффективной реактивной турбины извлекают гидравлическую энергию из потока протекающего раствора и преобразовывают ее в механическую энергию (крутящий момент и вращение), чтобы привести в действие буровое долото. Каждая из ступеней турбины состоит из статора, прикрепленного к корпусу инструмента, и ротора, прикрепленного к выходному валу. Они сконструированы для синхронной работы, направляя и ускоряя раствор при его прохождении через каждую из ступеней. Для достижения высоких уровней мощности и крутящего момента, необходимых в применениях для бурения прямолинейных скважин, комплектные инструменты монтируются приблизительно с 150 наборами идентичных пар, состоящих из ротора и статора. С целью обеспечения длительного срока службы роторы и статоры изготавливаются с применением высококачественных сплавов, которые устойчивы как к эрозии, так и к коррозии.

Подобно двигателю объемного типа, турбобур генерирует механическую мощность за счет перепада давления поперек системы привода, связанного со скоростью потока флюида. В общем случае, чем больше величина перепада давления на инструменте, тем больше потенциал для передачи механической мощности на буровое долото. Поскольку система генерирования мощности турбобура является полностью механической, она способна выдерживать исключительно высокий перепад давления, который создает большую механическую мощность по сравнению с гидравлическим забойным двигателем.

С учетом своих преимуществ, двигатели объемного типа (ДОТ) и турбины в большом количестве используются в нефтепромысловых операциях бурения для увеличения скорости вращения и крутящего момента, подаваемого на буровое долото при бурении.

Несмотря на широкое использование, однако, обычно неизвестно точно, в каком режиме работает забойный бескомпрессорный двигатель, т.е. какие величины скорости вращения и крутящего момента генерируются забойным бескомпрессорным двигателем во время операции бурения в забое скважины. В общем случае, единственным источником знания о характеристиках забойного бескомпрессорного двигателя является получение приблизительных данных о характеристиках двигателя от производителя двигателя. Эти приблизительные данные производителя двигателя могут иметь вид графика, устанавливающего соотношение крутящего момента и скорости вращения ротора/турбины, как функции перепада давления поперек двигателя. Однако такие графики генерируются при условиях на поверхности с использованием идеального флюида, такого как вода, предоставляя, таким образом, мало данных в отношении фактических характеристик забойного бескомпрессорного двигателя в условиях забоя скважины и приводимого в движение буровым раствором или тому подобного.

Во время операции бурения условия на забое скважины вызывают большое разнообразие источников отклонения от графических характеристик производителя. Такие источники отклонения включают экстремальные значения температуры и давления, изменения в свойствах бурового раствора, износ двигателя и связанных с ним узлов. Все это может повлиять на характеристики двигателя и привести к потере точности графиков производителя.

Специалисты, ведущие бурильные работы на месторождении, осведомлены об этом источнике отклонения и, в результате, не рассчитывают на точность графических характеристик производителя. Соответственно, специалисты, ведущие бурильные работы, стремятся бурить в более консервативном режиме, чем это было бы возможно в соответствии с указаниями графиков, чтобы избежать выхода бура за пределы точки оптимального режима работы и риска заклинивания бура.

Результат такого типа консервативной работы состоит в том, что забойные бескомпрессорные двигатели и турбины, в общем случае, эксплуатируются субоптимально, работая ниже возможного уровня максимальной выходной мощности и коэффициента полезного действия.

Кроме того, опубликованные графики производителя часто недоступны для турбин, и бурильщики имеют только теоретические приближения в отношении скорости вращения турбин или выходной мощности, что делает их эффективную работу еще более проблематичной.

В первом приближении скорость бурения бура доведена до максимума, если доведены до максимума нагрузка на долото (ННД) и скорость вращения. Однако оба эти параметра не могут увеличиваться бесконечно, поскольку ограничения в системе обеспечивают предельную величину, выше которой бурение не может быть продолжено. Для традиционного бурения первичным ограничением является доступная мощность в верхнем приводе, которая, фактически, накладывает ограничение на возможные сочетания нагрузки на долото и скорости вращения.

Поэтому во многих сценариях бурения скорость бурения доведена до максимума при работе с максимальной доступной мощностью на верхнем приводе. Таким образом, традиционная оптимизация скорости бурения состоит в определении того, какие сочетания нагрузки на долото и скорости вращения с учетом доступной мощности, обеспечивают оптимальную скорость бурения.

Если используется гидравлический забойный двигатель или бурение с помощью турбины, ограничение, обусловленное доступной мощностью на верхнем приводе, может быть превышено за счет дополнительной гидравлической мощности, обеспечиваемой двигателем или турбиной. Таким образом, могут быть достигнуты большие скорости бурения, поскольку важное ограничение по мощности фактически допускает большую нагрузку на долото и/или скорость вращения.

Заявка WO 2010/043951 раскрывает способ оптимизации скорости бурения бура. Исходными параметрами, используемыми для прогнозирования скорости бурения, являются нагрузка, приложенная к буровому долоту, и скорость вращения бурового долота.

Однако, как указывалось выше, с целью доведения до максимума скорости бурения необходимо знать максимально допустимую гидравлическую мощность. Попытки довести до максимума скорость бурения без знания доступной мощности в гидравлическом забойном двигателе будут приводить к заклиниванию, которое снижает скорость бурения и аннулирует цель доведения до максимума скорости бурения.

Таким образом, даже при наличии данных о том, как оптимизировать скорость бурения, если данные о характеристиках забойного бескомпрессорного двигателя и/или доступной гидравлической мощности не известны, причем не известны в эксплуатационных условиях и/или в реальном масштабе времени, - система бурения должна будет работать в консервативном режиме и поэтому сочетания нагрузки на долото и/или скорости вращения, доступные для бурильщика (который может быть физическим лицом, процессором и т.д.), будут обуславливать пониженную скорость бурения по сравнению с той, которая была бы возможна, если бы оператору/бурильщику были известны действительные характеристики гидравлического забойного двигателя.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В этом описании изобретения термины бурильная турбина, вал, приводной вал и/или ротор могут использоваться попеременно для описания элемента (элементов), вращающихся в забойном бескомпрессорном двигателе и обеспечивающих вращение бурового долота.

Таким образом, в первом аспекте настоящее изобретение относится к способу оптимизации скорости бурения забойного бескомпрессорного двигателя, такого как бур, приводимый в движение от ротора и статора с гидравлическим или пневмоприводом, при бурении ствола скважины в толще пород, причем способ включает:

измерение первого набора эксплуатационных параметров ротора и статора, включая нагрузку, приложенную к долоту, скорость вращения ротора и крутящий момент ротора для первого периода времени,

генерирование первого набора соотношений из первого набора эксплуатационных параметров для того, чтобы обеспечить прогнозируемость скорости ротора и крутящего момента ротора в диапазоне значений эксплуатационных параметров,

определение скорости бурения для первого периода времени, исходя из измерения нагрузки, приложенной к долоту, и скорости вращения долота,

определение следующего: может ли любое другое сочетание нагрузки, приложенной к долоту, и скорости вращения долота, обусловленное соотношениями, установленными на этапе (б), обеспечить более высокую скорость бурения, и

регулирование, по меньшей мере, одного эксплуатационного параметра для изменения нагрузки, приложенной к долоту, и/или скорости вращения долота в направлении сочетания, которое обеспечивает первую более высокую скорость бурения.

Было обнаружено, что если выполнены измерения, прямые или косвенные, скорости вращения и/или крутящего момента, обеспечиваемых ротором и статором на забое скважины, то возможно сгенерировать прогнозные соотношения характеристик доступной гидравлической мощности, исходя из измеренных параметров на забое скважины. Такие прогнозные соотношения могут затем быть использованы вместо графиков производителя, поскольку они были получены с учетом всех источников отклонения от графиков производителя за указанный период времени.

Поэтому такие соотношения основываются на реальных данных, и единственными источниками погрешности являются точность выполненных измерений и то, насколько хорошо эти соотношения соответствуют измеренным данным.

Таким образом, варианты осуществления настоящего изобретения обеспечивают, помимо всего прочего, более точное определение доступной гидравлической мощности ротора и статора, позволяющее оператору бурения более уверенно управлять буром в оптимальном режиме и без опасения вызвать заклинивание бура.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Варианты осуществления изобретения будут проиллюстрированы со ссылкой на приведенный ниже пример и со ссылкой на приведенные ниже фигуры, где

Фигура 1 - график, показывающий крутящий момент ротора в забое скважины как функцию дифференциального давления поперек ротора;

Фигура 2 - график скорости вращения ротора как функции дифференциального давления поперек ротора при трех различных скоростях потока бурового раствора;

Фигура 3A - график крутящего момента, измеренного на роторе турбины, как функции частоты вращения;

Фигура 3B - график мощности, генерируемой турбиной c Фигуры 3A? как функции частоты вращения;

Фигура 3C - график, показывающий измеренную частоту вращения турбины как функцию скорости потока бурового раствора через турбину;

Фигура 4 - график, показывающий прогнозируемую скорость бурения для данной литографии как функцию нагрузки на долото и скорости вращения бурового долота в соответствии с вариантом настоящего изобретения;

Фигура 5 показывает набор графиков, показывающих крутящий момент, скорость и результирующую выходную мощность бурильного двигателя как функцию дифференциального давления поперек ротора в соответствии с вариантом настоящего изобретения. Графики сравнивают данные, предоставленные производителем (затемненные полосы), измеренные данные (обозначенные точками) и кривые наилучшего приближения к измеренным данным (обозначенные сплошными линиями). Также показаны графики углов резки (DOC) и крутящего момента как функции нагрузки на долото (W);

Фигура 6 - график, аналогичный графику на Фигуре 4, где измеренные данные были измерены в более широком диапазоне дифференциальных давлений в соответствии с вариантом настоящего изобретения;

Фигура 7 - график, аналогичный графику на Фигуре 6, где показана увеличенная скорость бурения в соответствии с вариантом настоящего изобретения;

Фигура 8 - схема технологического процесса, схематически показывающая, как могут быть выполнены варианты осуществления настоящего изобретения;

Фигура 9 - схематическое изображение системы забойного бескомпрессорного двигателя для бурения скважины в соответствии с вариантом настоящего изобретения.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Последующее описание предоставляет только предпочтительный пример (примеры) осуществления изобретения и не направлено на то, чтобы ограничивать объем, применимость или конфигурацию изобретения. Скорее, последующее описание предпочтительного примера (примеров) осуществления изобретения обеспечит специалистов в рассматриваемой области техники описанием, предоставляющим возможность реализации предпочтительного примера осуществления изобретения. При этом предполагается, что различные изменения в функции и компоновке элементов могут быть выполнены без отхода от объема изобретения, как указано в данном документе.

Конкретные подробности приведены в последующем описании для обеспечения всестороннего понимания вариантов осуществления. Однако для среднего специалиста в рассматриваемой области техники понятно, что варианты осуществления могут быть использованы на практике и без таких конкретных подробностей. Например, схемы могут быть показаны в виде блок-схем, чтобы не затруднять варианты осуществления ненужными подробностями. В других примерах хорошо известные схемы, процессы, алгоритмы, конструкции и методики могут быть показаны без ненужных подробностей, чтобы избежать затруднения понимания вариантов осуществления.

Также следует отметить, что варианты осуществления могут быть описаны как процесс, который изображается в виде схемы процесса, технологической схемы, диаграммы потоков данных, структурной схемы или блок-схемы. Хотя схема процесса и может описывать операции как последовательный процесс, многие операции могут быть выполнены параллельно или одновременно. Кроме того, порядок операций может быть перегруппирован. Процесс прекращается, когда его операции завершены, но может иметь дополнительные этапы, не включенные на фигуре. Процесс может соответствовать способу, функции, процедуре, стандартной подпрограмме, части программы и т.д. Если процесс соответствует функции, его прекращение соответствует возврату функции к вызывающей функции или к главной функции.

Кроме того, варианты осуществления могут быть реализованы с помощью аппаратных средств, программных средств, программно-аппаратных средств, микропрограммных средств, микрокода, языков описания аппаратных средств или любого их сочетания. При внедрении в программных средствах, программно-аппаратных средствах, микропрограммных средствах или в микрокоде код программы или сегменты кода для выполнения требуемых задач могут храниться на машиночитаемом носителе информации, таком как запоминающее устройство. Процессор (процессоры) может выполнять требуемые задачи. Сегмент кода может представлять процедуру, функцию, часть программы, программу, стандартную программу, стандартную подпрограмму, модуль, пакет программ, класс или любое сочетание команд, структур данных или операторов программ. Сегмент кода может быть сочленен с другим сегментом кода или аппаратной схемы за счет пересылки и/или получения информации, данных, аргументов, параметров или содержимого запоминающих устройств. Информация, аргументы, параметры, данные и т.д. могут быть пересланы, посланы или переданы с помощью любых соответствующих средств, включая совместное использование памяти, обмен сообщениями, эстафетную передачу, передачу по сети и т.д.

Как указывалось выше, ротор и статор могут образовывать двигатель объемного или кавитационного типа или турбину. Однако также возможны и другие компоновки ротора и статора. Измерения эксплуатационных параметров могут быть непосредственно выполнены или оценены, исходя из других измерений.

Ротор может приводиться в движение гидравлически или пневматически. Это выполняется за счет применения флюида: жидкости или газа, который передает мощность на двигатель.

Измерения, которые необходимо выполнить, могут различаться, но необходимо, чтобы, по меньшей мере, было предусмотрено прямое или косвенное измерение нагрузки на долото, скорости вращения ротора и крутящего момента, обеспечиваемого ротором.

Прямое измерение скорости двигателя может быть выполнено на забое скважины, вблизи от двигателя и может выполняться любым известным в рассматриваемой области техники способом. Однако, если это невозможно, чтобы оценить скорость вращения, могут быть применены косвенные способы, такие как текущий контроль вибрации.

В общем случае предпочтительно, чтобы все измерения выполнялись на забое скважины, чтобы точно фиксировались условия в забое скважины. Однако это не всегда возможно, и параметры в забое скважины могут быть оценены, исходя из измерений, сделанных на поверхности.

В некоторых случаях измерения могут сочетаться с любыми предшествующими измерениями или данными, чтобы оценить требуемое измерение. Примеры таких более ранних измерений включают динамометрические испытания или предыдущие периоды работы долота в стволе скважины.

Одним важным измеренным эксплуатационным параметром является крутящий момент, производимый ротором. Крутящий момент может быть измерен прямо на забое скважины, например, за счет использования тензометра. Однако, в качестве альтернативы, крутящий момент может быть оценен, исходя из измерения крутящего момента бурильной колонны, измеренного на поверхности.

В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения крутящий момент, измеренный на поверхности, можно представить, как имеющий две составляющие, т.е. крутящий момент, генерируемый гидравлическим забойным двигателем в чистом виде, и силы трения, испытываемые внешней обсадной колонной бурильной колонны при ее вращении в стволе скважины. Поэтому в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения за счет работы бура «над забоем» крутящий момент, измеренный на поверхности, может быть приравнен к составляющей от трения в скважине.

В одном варианте осуществления, однажды зафиксированное, любое измеренное увеличение крутящего момента на поверхности относительно этой базовой точки во время бурения может быть принято как вызванное крутящим моментом, генерируемым двигателем на забое скважины. Следовательно, это пример, в соответствии с вариантом настоящего изобретения, косвенного измерения крутящего момента, сочетающий крутящий момент, измеренный на поверхности, с предшествующим измерением момента трения, когда бур находился выше забоя, для оценки крутящего момента, генерируемого ротором и статором.

В вариантах осуществления настоящего изобретения другие эксплуатационные параметры, которые важно измерить, включают гидравлическую мощность, передаваемую на ротор. В соответствии с вариантом настоящего изобретения гидравлическая мощность, передаваемая на ротор, может быть измерена путем отдельного измерения перепада давления раствора за счет передачи энергии на ротор и измерения скорости потока раствора через ротор и статор.

В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения перепад давления раствора за счет передачи энергии на двигатель может быть оценен, исходя из измерения давления на поверхности. Это вызвано тем, что давление на поверхности, иногда называемое «давление в напорной линии», может рассматриваться как состоящее из двух составляющих. Первая составляющая - это фрикционная потеря давления при закачивании раствора вниз по бурильной колонне, через двигатель и назад вверх по кольцевому пространству. Вторая составляющая - это дополнительная потеря давления за счет передачи энергии на двигатель. Таким образом, в вариантах осуществления настоящего изобретения, если может быть оценена первая составляющая, тогда вторая составляющая, которая является измерением, представляющим интерес, может быть оценена, исходя из измерения давления в напорной линии.

В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения после того, как измерения были выполнены, следующим этапом является способ для установления соотношений, исходя из измеренных данных.

В вариантах осуществления настоящего изобретения важным является соотношение между крутящим моментом, генерируемым ротором (T), и перепадом давления за счет передачи гидравлической энергии на ротор ΔP. В соответствии с вариантом настоящего изобретения можно показать, например, для двигателя объемного типа, что в первом приближении:

T=aΔP.

В вариантах осуществления настоящего изобретения, исходя из измерения T и ΔP, можно определить постоянную «a», например, с помощью методов регрессии или тому подобного. В вариантах осуществления настоящего изобретения, если постоянная «a» найдена, то может быть получено соотношение между T и ΔP. В некоторых вариантах осуществления могут быть использованы другие, более сложные соотношения при условии, что выполнены достаточные измерения для получения неизвестных значений постоянных, которые необходимо определить.

В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения другим соотношением, которое используется в определении характеристик забойного бескомпрессорного двигателя, является соотношение между скоростью вращения ротора (S) и перепадом давления за счет передачи гидравлической энергии на ротор (ΔP). В соответствии с вариантом настоящего изобретения можно показать, например, для двигателя объемного типа, что в первом приближении:

S=a₁ ΔP²+a₂ Q,

где a₁ и a₂ - это постоянные, а Q - скорость потока бурового раствора. В соответствии с вариантом настоящего изобретения, постоянные a₁ и a₂ могут быть найдены с помощью регрессии или тому подобного, исходя из измерений S, ΔP и Q.

В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения установление этих соотношений позволяет узнать и/или предсказать как крутящий момент, так и скорость забойного бескомпрессорного двигателя для данного перепада давления и скорости потока раствора в процессе бурения.

В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения крутящий момент и скорость ротора являются особенно важными, поскольку именно эти параметры предоставляются производителем двигателя. Поэтому, в соответствии с вариантом настоящего изобретения, точная модель крутящего момента и скорости для забойного бескомпрессорного двигателя может быть получена, исходя из фактических измеренных данных в реальном масштабе времени, в отличие от величин, оцененных с использованием указаний производителя, которые не обеспечивают, помимо всего прочего, определения параметров в реальном масштабе времени.

Как указывалось выше, в вариантах осуществления настоящего изобретения, когда соотношения уже установлены, тогда следующий этап состоит в определении следующего обстоятельства: сможет ли любое сочетание нагрузки на долото и скорости вращения, устанавливаемое соотношениями, обеспечить более высокую скорость бурения.

Как известно специалисту в рассматриваемой области техники, мощность, вырабатываемая двигателем или турбиной, может быть представлена произведением генерируемого крутящего момента и скорости вращения ротора. Таким образом, за счет сочетания соотношений крутящего момента и скорости может быть получено соотношение для механической мощности.

Однако поскольку оптимизация скорости бурения требует соотнести доступную гидравлическую мощность с нагрузкой, приложенной к буровому долоту, в соответствии с вариантом настоящего изобретения может потребоваться другое соотношение, включающее нагрузку на долото.

Например, в вариантах осуществления настоящего изобретения соотношение между нагрузкой на долото (W) и крутящим моментом, генерируемым ротором (T), определяется следующим образом:

T=µD_B W,

где µ - это коэффициент трения, а D_B - диаметр бурового долота, может быть использовано для того, чтобы определить характеристики/эксплуатационные соотношения забойного бескомпрессорного двигателя.

Таким образом, в вариантах осуществления настоящего изобретения нагрузка на долото может быть определена из прямого измерения или оценена, исходя из имеющегося крутящего момента.

Если нагрузка на долото и скорость вращения известны, в соответствии с вариантом настоящего изобретения скорость бурения может быть оценена, исходя из графика для данной литографии. В качестве альтернативы, в некоторых вариантах осуществления, исходная скорость бурения может быть измерена прямым измерением.

В соответствии с вариантом настоящего изобретения следующий этап состоит в том, чтобы определить, возможна ли увеличенная скорость бурения. В соответствии с вариантом настоящего изобретения, из установленных прогнозных соотношений можно определить доступные сочетания скорости вращения и крутящего момента для ротора и статора в пределах доступной гидравлической мощности. В вариантах осуществления настоящего изобретения такие доступные сочетания могут, сами по себе, использоваться для того, чтобы определить доступные сочетания скорости вращения и нагрузки на долото. В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения, таким образом прогнозируемая скорость бурения может быть определена для доступных сочетаний скорости вращения и нагрузки на долото и сравнена с текущей скоростью бурения, т.е. скоростью бурения, определенной для первого периода времени.

В вариантах осуществления настоящего изобретения, после того, как определено новое сочетание нагрузки на долото и скорости вращения, обеспечивающее увеличенную скорость бурения, затем регулируются эксплуатационные параметры с целью продвижения в направлении более интенсивного режима бурения. В вариантах осуществления настоящего изобретения они могут быть выбраны, например, исходя из нагрузки, приложенной к буровому долоту, скорости вращения бурильной колонны, скорости потока раствора через бур и двигатель и/или тому подобного.

Следовательно, в вариантах осуществления настоящего изобретения, соотношения могут быть переданы оператору бурения на поверхность, который может включать процессор, программное обеспечение и/или тому подобное, так что оператор бурения может производить оценку/обрабатывать текущие характеристики бурения и/или локализацию более интенсивного режима работы при бурении.

В качестве альтернативы в некоторых вариантах осуществления соотношения и текущие эксплуатационные характеристики могут использоваться для подачи в устройство автоматизированного управления с целью регулировки эксплуатационных параметров для продвижения к более оптимальному режиму работы.

В соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения после достижения первого более интенсивного режима работы при бурении соотношения, используемые для этого, могут, однако, уже не быть совершенно точными. Это вызвано тем, что ротор может теперь работать на основании экстраполированных характеристик из прогнозных соотношений.

Поэтому в некоторых варианты осуществления, если забойный бескомпрессорный двигатель/система бурения работает в первом более интенсивном режиме бурения, способ в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения может быть выполнен снова для того, чтобы измерить второй набор эксплуатационных параметров ротора и статора и сгенерировать второй набор соотношений, чтобы определить второй более интенсивный режим бурения, и изменить эксплуатационные параметры, чтобы продвинуться в направлении второго, более интенсивного режима бурения.

Если необходимо или предпочтительно, способ в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения, рассмотренный выше, может быть повторен снова или настолько часто, насколько это требуется, до тех пор, пока следующая оптимизация скорости бурения ротора уже не перестанет обнаруживаться.

Как описано выше, такое повторяющееся действие может выполняться в ручном режиме квалифицированным оператором бурения или, например, как часть схемы автоматизированного управления.

Однако даже когда будет достигнута наибольшая доступная скорость бурения, способ в соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего изобретения может обеспечить дополнительные выгоды и преимущества в ходе буровых работ.

По мере углубления бура в толщу пород характеристики ротора и статора могут изменяться со временем. Это может быть вызвано рядом факторов, таких как изменения в температуре и давлении или изменения в свойствах бурового раствора. Кроме того, двигатель или буровое долото может подвергаться изн