Беспроводный канал связи с забоем скважины при турбинном бурении

 

Изобретение относится к области бурения скважин и решает задачу одновременной передачи информации о режиме динамического взаимодействия долота с забоем и его оборотах на устье в процессе бурения. Это достигается путем совместного использования промежуточного механического канала связи, которым является вал турбобура, и гидроканала скважины. Колебания долота и его обороты посредством вала турбобура и узла ввода информации, который жестко закреплен на верхнем торце вала с помощью стандартной полумуфты, вводятся в гидроканал скважины и регистрируются на устье в виде пульсаций давления промывочной жидкости. В качестве узла ввода используют круглый стальной диск из абразивопрочной стали. При этом продольная ось вала проходит через центр диска, а верхняя плоскость диска наклонена к продольной оси вала турбобура. Угол наклона верхней плоскости относительно нижней равен 5 - 10^o. 2 ил.

Изобретение относится к бурению глубоких скважин и может быть использовано для передачи забойной информации на дневную поверхность без остановки процесса бурения.

Механические колебания, возникающие при взаимодействии шарошечного долота с забоем, обладают высокой степенью информатичности. Они содержат в себе сведения о таких параметрах системы "долото-забой", как динамическая сила, обороты долота, его износ и т.д. Реализация надежного канала передачи этой информации на устье является важной задачей бурения.

Известен естественный механический канал связи с забоем, колонна буровых труб (1), посредством которого механические колебания (вибрации) долота передаются на поверхность и регистрируются соответствующим датчиком вибраций и измерительной аппаратурой. По изменению спектра частот этих колебаний судят о характере динамических процессов, происходящих в системе "долото-забой".

Недостатком этого канала связи является высокий уровень помех, искажающих информационные сигналы, идущие с забоя.

Причина этих искажений кроется в неоднородности акустических свойств бурильных труб (УБТ, ТБПВ, ЛБТ), входящих в состав компоновки, а также турбобура, имеющего резино-металлическую опору в узле шпинделя. Последняя обладает упругонелинейными свойствами, и спектр колебаний долота, передаваясь через нее выше расположенной компоновке, претерпевает существенные искажения.

Другой вид помех задается внешними факторами. В процессе работы бурильная колонна постоянно контактирует со стенками скважины и обсадной колонной, что вызывает в ней появление интенсивных "паразитных" поперечных колебаний, которые накладываются на информационные колебания долота. Реактивный момент турбобура создает в колонне труб крутильные колебания, которые еще больше усложняют картину волновых процессов в канале связи, делая задачу выделения забойных колебаний долота на устье весьма сложной.

Известен естественный гидравлический канал связи с забоем (2), представляющий из себя столб промывочной жидкости линии нагнетания, посредством которого забойная информация передается на устье в виде импульсов давления и регистрируется датчиком давления и соответствующей измерительной аппаратурой. По изменению амплитуды, частоты или последовательности информационных импульсов давления судят об изменении интересующих забойных параметров.

Гидроканал отличается высокой степенью однородности своих акустических свойств по причине однородности физико-механических свойств самой промывочной жидкости. Это исключает появление в нем отраженных волн, что имело место в механическом канале связи. Отсутствие сдвиговых деформаций в жидкости исключает проникновение в гидроканал помех, обусловленных поперечными и крутильными колебаниями бурильной колонны. Все это характеризует его как канал с малым уровнем вносимых искажений.

Единственным серьезным источником помех, вносимых в гидроканал, являются поршневые буровые насосы. Однако этот вид помех имеет регулярную природу с частотой около 1 Гц. Неизменность кинематической схемы буровых насосов и их синхронный электропривод говорит о неизменности амплитуды и частоты этих пульсаций. При последующей аппаратурной обработке информационных сигналов этот вид помех легко отфильтровывается с помощью известных схемных решений.

И все же гидроканалу присущ недостаток, сдерживающий его широкое промышленное применение. Речь идет о сложности организации ввода в него забойной информации.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является беспроводный канал связи с забоем скважины при турбинном бурении, включающий узел ввода в гидроканал механических колебаний долота и его оборотов, который соединен с валом турбобура, являющимся промежуточным механическим каналом связи, жестко соединенным с долотом и выполнен в виде круглого стального диска из абразивопрочной стали и жестко закреплен на верхнем торце вала турбобура с помощью стандартной полумуфты с внутренней конической поверхностью и нелицевыми канавками. При этом продольная ось вала проходит через центр диска (3).

Известные конструкции ввода той или иной информации в гидроканал на забое представляют из себя устройства, дросселирующие поток промывочной жидкости в соответствии с законом изменения того или иного параметра. Для этих устройств, устанавливаемых над турбобуром в линии нагнетания, характерно наличие вращающихся и трущихся частей, которые омываются высокоскоростным потоком промывочной жидкости (к примеру, ГТН-3м системы ВНИИБТ). Высокое давление в линии нагнетания, а также абразивность промывочной жидкости делают надежность работы таких модуляторов весьма низкой. Более того, для каждого забойного параметра, информацию о котором необходимо передать на устье, следует разрабатывать специальный модулятор. Исходя из этого, решение вопроса об одновременной передаче нескольких забойных параметров на поверхность представляется технически неосуществимой задачей.

Задачей настоящего изобретения является создание беспроводного канала связи с забоем скважины для одновременной передачи забойной информации на дневную поверхность без остановки процесса бурения.

Для этого в беспроводном канале связи с забоем скважины при турбинном бурении, включающем узел ввода в гидроканал механических колебаний долота и его оборотов, который соединен с валом турбобура, являющимся промежуточным механическим каналом связи, жестко соединенным с долотом, выполнен в виде круглого стального диска из абразивопрочной стали и жестко закреплен на верхнем торце вала турбобура с помощью стандартной полумуфты с внутренней конической поверхностью и шлицевыми канавками таким образом, что продольная ось вала проходит через центр диска, верхняя плоскость диска наклонена к продольной оси вала турбобура, а угол наклона верхней плоскости диска относительно нижней равен 5-10^o, что является достаточным для создания условий по передаче информации о частоте вращения вала и связанного с ним долота на устье скважины с глубин, превышающих 3000 м.

Беспроводный механико-гидравлический (МГ) канал связи с забоем скважины схематично изображен на фиг. 1. На фиг. 2 отдельно изображен узел ввода информации 4 в гидроканала 5 скважины.

Устройство канала содержит следующие элементы: долото 1, жестко связанное с промежуточным механическим каналом связи 2 - валом-турбобура 3, узел ввода информации 4 в гидроканал скважины 5, датчик давления 6, устанавливаемый на "стояке" в месте присоединения манометра давления и измерительный комплекс 7. Для простоты не показаны статорные и роторные турбинки турбобура 3.

Узел ввода 4 представляет из себя круглый стальной диск 8, жестко связанный (например, с помощью сварки) со стандартной полумуфтой 9, соединяющей валы секций секционного турбобура. С помощью полумуфты 9, имеющей внутреннюю коническую поверхность и шлицевые канавки, узел ввода 4 жестко закрепляют на роторной гайке, стягивающей роторные турбинки верхней (третьей) секции турбобура 3. Поскольку диск 8 располагается в линии нагнетания промывочной жидкости, то на его наружный диаметр накладываются ограничения. Во избежании появления нежелательного дополнительного перепада давления в кольцевом зазоре, который образован внутренним диаметром корпуса турбобура 3 и диаметром диска 8 в сечении, где он вращается, площадь кольцевого зазора не должна превышать площади проходного сечения трубы УБТ. Данное условие объясняется тем, что внутренний диаметр проходного сечения УБТ наименьший из всех диаметров труб, входящих в состав компоновки бурильной колонны. В этих условиях диаметр диска 8 для серийного турбобура ЗТСШ-195 на должен превышать 121 мм. Толщина диска 8 должна быть не менее толщины стенки трубы ТБПВ и составляет 7 мм, что гарантирует его механическую прочность в условиях высокоскоростного потока промывочной жидкости и давлений до 25 МПа.

Канал связи работает следующим образом. При включении буровых насосов и подаче промывочной жидкости в линию нагнетания вал турбобура 3 как промежуточный механический канал связи 2 приходит во вращение. Поскольку узел ввода информации 4 жестко связан с валом, то он также начинает вращаться с частотой вращения вала 2. Так как верхняя плоскость диска 8 узла ввода информации 4 имеет угол наклона относительно продольной оси вала 2, то при вращении она, описывая пространственный конус, становится источником кинематического возмущения слоев промывочной жидкости, прилегающих к этой плоскости. Следствием этого возмущения является появления в жидкости волн "разряжения-сжатия", которые в виде пульсаций давления в гидроканале 5, беспрепятственно распространяясь в устье, фиксируются датчиком давления 6 и регистрируются измерительным комплексом 7. Частота этих пульсаций давления равна частоте вращения вала 2 и меняется при его разгоне от режима пуска до режима холостого хода.

После подачи инструмента на забой долото 1 входит в силовой контакт с горной породой. Перекатывание шарошек долота 1 по забою сопровождается возникновением интенсивных продольных механических колебаний (вибраций), несущих в себе информацию об его износе, твердости разбуриваемых горных пород, динамических силах и т.д., которые воспринимаются нижним сечением промежуточного механического канала связи 2. Далее эти колебания распространяются вдоль оси канала связи 2, достигая его верхнего сечения и жестко связанного с ним узла ввода информации 4. Осевые механические колебания диска 8 узла ввода информации 4 трансформируются в пульсации давления по аналогичной схеме кинематического возмущения слоев промывочной жидкости, контактирующих с верхней поверхностью диска 8. Возникшие при этом пульсации давления распространяются вдоль оси гидроканала 5 к поверхности и также регистрируются датчиком давления 6 и измерительным комплексом 7.

Таким образом, при бурении в гидроканал 5 на забое одновременно вводится информация о частоте вращения (оборотах) долота 1 и частоте его продольных механических колебаний посредством вращающегося вала как промежуточного механического канала связи 2 и узла ввода информации 4 с последующей регистрацией этой информации на устье скважины в виде пульсаций давления соответствующим датчиком 6 и измерительной аппаратурой 7.

Литература 1. Копылов В.Е., Гуреев И.Л. Акустическая система связи с забоем скважины при бурении. - М.: Недра, 1979, 184 с.

2. Грачев Ю. В., Варламов В.П. Автоматический контроль в скважинах при бурении и эксплуатации. - М.: Недра, 1968, 328 с.

3. SU, авторское свидетельство, 1452961, кл. E 21 B 47/18, 1989.

Формула изобретения

Беспроводный канал связи с забоем скважины при турбинном бурении, включающий узел ввода в гидроканал механических колебаний долота и его оборотов, который соединен с валом турбобура, являющимся промежуточным механическим каналом связи, жестко соединенным с долотом, и выполнен в виде круглого стального диска из абразивопрочной стали и жестко закреплен на верхнем торце вала турбобура с помощью стандартной полумуфты с внутренней конической поверхностью и шлицевыми канавками таким образом, что продольная ось вала проходит через центр диска, отличающийся тем, что верхняя плоскость диска наклонена к продольной оси вала турбобура, а угол наклона верхней плоскости диска относительно нижней равен 5 - 10^o.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2