Способ определения механической скорости бурения

Изобретение относится к бурению скважин, а именно к способам контроля параметров процесса бурения.Целью изобретения является повышение точности определения механической скорости бурения,Бурильная колонна представляет собой протяженное и неразрывное с точки зрения внутренних упругих свойств физическое тело, главная ось симметрии в котором совпадает с главной осью инерции. Поэтому . внут" ренине упругие взаимодействия в бу рильной колонне вдоль указанных осейописываются для каждого ее сечения одним уравнением где У - продольная скорость деформированияа - скорость распространенияпродольных внутренних упругих взаимодействий (илискорость звука) в теле бурильной колонны,Е - .модуль упругости,Й 6"б" (О - динамическая функция(кривая) внутренних напряжений во времени ,й.Запись, последней в виде интегралаот дифференциала йб подчеркивает,что функция 8 (й) существует тольков том случае, если ЙВ Ф О. В панном случае 8(1) есть результирующая динамическая кривая внутреннихнапряжений, возникающих в бурильнойколонне под действием на нее в процессе бурения продольных и крутильных нагрузок одновременно с нагрузками от внутреннего давления бурового раствора и трения потока этогораствора о стенки бурильных труб,входящих в бурильную колонну, истенки скважины. В связи с этимпродольная скорость деформирова-.ния,. относящаяся только к механическим нагрузкам, возникающим.вследствие разности скорости подачии механической скорости бурения,т.е, разности У-У, должна соответствовать разности между динамической кривой внутренних напряженийв бурильной колонне,и динамическойкривой в линии нагнетания буровыхнасосов. Учитывая также, что на буровых применяют стальные трубы, близкие по своим упругим свойствам,. получают выражение для механической скорости бурения в виде(кривая) внутренних на О пряжений, действующих влинии нагнетания буровыхнасосов.Последняя учитывает также трениепотока бурового раствора в едином 15 гидравлическом канале линия нагнетания - бурильная колонна - скважина,В то же время гибкий резиновый рукав,соединяющий линиию нагнетания буровыхнасосов с бурильной колонной, служит 2 О глубоким демпфером для физическогоразделения упругих .зон действия динамических функций 6 (е) и 6 и, (й)в твердых телах труб бурильной колонны и линии нагнетания соответст венно, следовательно, по уравнению(2) можно осуществлять прямой контроль механической скорости бурения.На чертеже представлена одна извозможных схем реализации способа.3 О На буровой установке 1, например,под основанием 2 у бурильной колон-ны 3 установлен датчик 4 скоростиподачи, здесь же установлен датчик 5измерений внутренних напряжений. Дру.35 гой датчик 6 внутренних напряженийустановлен на линии 7 нагнетания буровых насосов 8, соединенной с бурильной колонной 3 гибким резиновым рукавом 9, Все датчики являются 4 О бесконтактными но отношению к объектам контроля устройствами и содержат масштабирующие усилители 10-12,выходыкоторых подключены к преобразователям 13-15 аналоговых электричес ких сигналов К Г и Г в цифровойкод, с выхода которых сигналы Г, Ри Рз в цифровом коде поданы на входыцифровых алгебраических сумматоров16 и 17. Выход сумматора 16 соединен 5 О с одним из двух входов сумматора 17,а с выхода последнего через заданныеинтервалы времени получают сигнал Р,отображающий механическую скоростьбурения в цифровом виде.Для определения механической ско. рости бурения датчик 4 скорости подачи бурильной колонны 3 предварительнотарируют на скорость движения последней, например, путем сравнения пере2438 35 где а - скорость звука в теле бурильной колонны," Е - модуль упругости бурильной колонны.Заказ 1042 Тираж 467 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5Производственно-издательский комбинат "Патент", г.ужгород, ул. Гагарина, 101 5 . 156 мещения бурильной колонны в продольном направлении за определенное время со средним значением амплитуды аналогового электрического сигнала датчика 4 за то же время, задавая таким образом количественную физическую размерность (например, в м/с) масштаба аналогового электрического сигнала Й 1 (отсчитываемого, например, в Вольтах). Масштабы аналоговых электрических сигналов Е и Й от датчиков 5 и 6, соответствующие динамическим кривым внутренних напряжений, выравнивают между собой при помощи усилителей 11 и 12, например, в процессе подачи бурового раствора через бурильную колонну без нагружения ее бурением, а затем, варьируя в процессе бурения масштабом сигнала -Е, при помощи усилителя 10, устанавливают этот масштаб таким, чтобы действующее значение сигнала Р было наименьшим. При этом количественные физические размерности масштабов сигналов й и Р совпадают между собой и соответствуют значению скорости движения, полученному для датчика 4 в качестве тарировочной характеристики при дополнительной его тарировке. Результат настроики всех масштабов проверяют, сравнивая, например, действительную проходку бурения с той, которую определяют по сигналу Р как механической скорости бурения, ,помноженной на время данной проходки. После уточнения и. сверки всех масштабов получают возможность непрерывно контролировать механическую скорость бурения.Эффективность от использования 5предлагаемого способа обусловлена тем, что повышение информативности контроля технологических характеристик режима бурения повышает качество управления режимом бурения. ОПреимуществом способа являетсятакже возможность его применения для контроля и диагностики работы нефтепромыслового глубинно-насосного оборудования по динамике баланса нагрузок и скоростей движения колонны насосных штанг, являющейся протяженным твердым упругим телом. 20 ф о р м у л а и з о б р е т ения Способ определения механическойскорости бурения, включающий измере".ние скорости подачи Чя бурильной 25 колонны, отличающийсятем, что, с целью повышения точности, непрерывно измеряют динамические функции внутренних напряженийв бурильной колонне 0, (С) и в ли нии нагнетания буровых насосов 6,(С)а механическую скорость Ч определяют из выраженияЧ, =Ч -а/Е Жи,(1) бн(г).1 ь.