СКВАЖИННЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ОТЛИЧНЫХ ОТ БУРЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ Российский патент 2007 года по МПК E21B44/00 E21B31/00 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способам и устройствам для определения скважинных условий и параметров работы инструментов, используемых при выполнении ловильных работ и других операций, проводимых для освобождения ствола скважины от посторонних предметов, а также при выполнении прочих отличных от бурения операций, особенно в очень глубоких и/или наклонно направленных скважинах.

Уровень техники

Известны устройства для скважинных измерений в процессе бурения (ИПБ) и каротажа в процессе бурения (КПБ), с помощью которых измеряют определенные скважинные условия, регистрируя их в запоминающих устройствах, расположенных в скважине, либо передавая данные на поверхность с использованием таких методов кодирования при передаче сигналов, как частотная манипуляция (ЧМн). Передача может осуществляться радиоволнами либо гидравлическими импульсами в буровом растворе. К измеряемым скважинным условиям обычно относят температуру, затрубное давление, а также такие параметры режима бурения, как осевая нагрузка на долото, частота вращения долота и/или бурильной колонны (об/мин) и расход буровой жидкости. Переводник для ИПБ или КПБ встраивают в бурильную колонну над компоновкой низа бурильной колонны (забойной компоновкой), и затем используют во время буровых работ. Примеры систем бурения с применением технологий ИПБ/КПБ описаны в патентах US 6233524 и US 6021377, которые принадлежат обладателю прав на настоящее изобретение и включены в данное описание в качестве ссылки.

Помимо традиционных буровых работ возникают и иные ситуации, когда полезно иметь ту или иную информацию о параметрах работы инструмента в стволе скважины, а также о внешних условиях, в которых инструмент используется. В случае очень глубоких и/или наклонно направленных скважин с большими углами отклонения бывает затруднительно достоверно судить о подробностях режима работы скважинных инструментов на основании одних только показаний на поверхности скважины. Например, при необходимости извлечения части обсадной колонны, прихваченной в глубокой и/или наклонно направленной скважине, с использованием роторной фрезы весьма полезной была бы возможность измерять величину крутящего момента, действующего вблизи фрезерного инструмента. При отсутствии данных о величине крутящего момента вблизи фрезы, к фрезерной колонне на поверхности скважины может быть приложен чрезмерный крутящий момент, в результате чего та часть колонны, что находится между инструментом и поверхностью, будет скручиваться, не передавая крутящий момент на фрезерный инструмент. Приложение к инструментальной колонне чрезмерного крутящего усилия в такой ситуации может привести к тому, что колонна срежется где-то ниже поверхности, вызвав аварию, устранить которую будет еще труднее.

По сведениям авторов изобретения не существует приемлемых устройств для получения при проведении отличных от бурения работ полезной информации об условиях или параметрах работы инструмента в скважине, в том числе о крутящем моменте, осевой нагрузке, усилиях сжатия и растяжения, частоте и направлении вращения. Использование же стандартной аппаратуры ИПБ при проведении отличных от бурения скважинных операций обходится весьма дорого. Современная аппаратура ИПБ рассчитана на получение значительных объемов скважинной информации, большая часть которой при проведении отличных от бурения операций неактуальна. К устройствам для сбора этой специфической для бурения информации относятся приборы для ядерных исследований, такие как приборы гамма-каротажа для определения плотности породы, ее пористости по данным ядерных исследований и некоторых других свойств, приборы для измерений методом сопротивлений для определения удельного сопротивления породы, диэлектрической постоянной, а также наличия или отсутствия углеводородов, акустические приборы для определения проницаемости породы по акустическим данным и границ пластов в породе, а также приборы на эффекте ядерного магнитного резонанса для определения пористости и других петрофизических характеристик породы. По сведениям авторов изобретения не существует известного и приемлемого прибора, перестраиваемого под определенное назначение, измерительную часть которого можно было бы приспосабливать для получения тех данных, которые важны для проведения конкретной работы, не собирая при этом не относящуюся к делу или просто менее важную информацию.

В этой связи существует потребность в усовершенствованных устройствах и способах, позволяющих получать на поверхности информацию о параметрах режима выполнения отличных от бурения скважинных операций. Также существует потребность в усовершенствованных способах и устройствах для проведения ловильных и подъемных работ. Кроме того, существует потребность в усовершенствованных способах и устройствах для решения других, отличных от бурения задач, таких как расширение ствола скважины, резка обсадных колонн изнутри и т.п. Эти проблемы уровня техники решаются настоящим изобретением.

Краткое изложение сущности изобретения

В настоящем изобретении предлагаются способ и устройство для измерения параметров режима или рабочих условий, относящихся к отличным от бурения работами скважинным операциям, в том числе к ловильным и подъемным работам, а также к операциям по расширению ствола скважины, резке обсадных колонн и т.п. в предпочтительных на данное время вариантах изобретения. В настоящем изобретении предлагается устройство для определения в скважине параметра режима отличной от бурения скважинной операции в процессе ее выполнения, содержащее вводимую в скважину инструментальную колонну, образованную секциями бурильной трубы и в состав которой включены рабочий орган для выполнения в скважине отличной от бурения операции и измерительный прибор для измерения такого параметра в скважине во время выполнения рабочим органом этой отличной от бурения скважинной операции. При этом рабочий орган является ловильным инструментом, режущим инструментом, расширителем ствола скважины или труборезкой, а параметр, определенный измерительным прибором, используют для управления рабочим органом. Причем параметр режима является параметром рабочего инструмента и может быть выбран одного из группы параметров, включающей крутящий момент, осевую нагрузку, усилие сжатия инструментальной колонны, усилия растяжения инструментальной колонны, скорость вращения инструментальной колонны, вибрацию и направление вращения инструментальной колонны. Измерительный прибор содержит наружный корпус с расположенной в нем измерительной секцией, в которой установлен, по меньшей мере, один датчик для определения параметра режима и дополнительно может содержать процессорную секцию для приема данных, относящихся к определяемому параметру режима, и передачи этих данных на удаленный приемник или процессорную секцию для приема данных, относящихся к определяемому параметру режима, и хранения этих данных. Дополнительно устройство содержит секцию энергоснабжения для снабжения указанного измерительного прибора энергией.

Способ выполнения отличной от бурения скважинной операции основан на том, что формируют инструментальную колонну с использованием секций бурильной трубы, влючают в состав инструментальной колонны рабочий орган и измерительный прибор, предназначенный для измерения параметра режима операции, вводят инструментальную колонну в скважину, приводят в действие рабочий орган для выполнения отличной от бурения скважинной операции и при этом измеряют измерительным прибором, по меньшей мере, один параметр режима выполняемой операции во время выполнения рабочим органом этой отличной от бурения операции. Параметром режима является параметр рабочего инструмента, а в качестве рабочего органа используют ловильный инструмент для захвата прихваченного в скважине элемента, отличной от бурения скважинной операцией является ловильная операция по извлечению прихваченного элемента из скважины, а измерительным прибором определяют, по меньшей мере, один из параметров, включающих осевую нагрузку и крутящий момент, или якорь, и при этом отличной от бурения скважинной операцией является развинчивание резьбового соединения в скважине, измерительным прибором определяют, по меньшей мере, один из параметров, включающих усилия сжатия или растяжения инструментальной колонны, и используют, по меньшей мере, этот параметр для управления якорем, или труборезку, а отличной от бурения скважинной операцией является резка обсадной колонны, измерительным прибором определяют, по меньшей мере, один из параметров, включающих скорость и направление вращения инструментальной колонны, и используют, по меньшей мере, этот один параметр для управления труборезкой, или расширитель ствола скважины, а отличной от бурения скважинной операцией является расширение ствола скважины, измерительным прибором определяют, по меньшей мере, один из параметров, включающих крутящий момент, осевую нагрузку, скорость и направление вращения инструментальной колонны, и используют, по меньшей мере, этот один параметр для управления расширителем, или пакер, и отличной от бурения скважинной операцией является извлечение этого пакера из его места установки в скважине, измерительным прибором определяют, по меньшей мере, один из параметром, включающих крутящий момент и осевую нагрузку, и используют, по меньшей мере, этот один параметр для управления процессом извлечения пакера, или фрезерный инструмент с направляющим наконечником, и при этом отличной от бурения скважинной операцией является разбуривание фрезерным инструментом участка расположенного в скважине трубчатого элемента, измерительным прибором определяют, по меньшей мере, один из параметров, включающих крутящий момент, направление вращения, скорость вращения, осевую нагрузку, усилия сжатия и растяжения инструментальной колонны, и используют, по меньшей мере, этот один параметр для управления фрезерным инструментом, или обурочный инструмент, а отличной от бурения скважинной операцией является обуривание прихваченного в скважине объекта для выбуривания окружающей объект породы, измерительным прибором определяют, по меньшей мере, один из параметров, включающих крутящий момент, скорость и направление вращения, и используют, по меньшей мере, этот один параметр для управления фрезерным инструментом.

Преимущества и другие особенности изобретения поясняются ниже на примерах его осуществления со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых для обозначения однотипных элементов конструкции использованы аналогичные ссылочные номера и на которых показано:

на фиг.1 - схематическое изображение в разрезе типовой скважины с использованием предлагаемых в изобретении измерительного прибора и устройства, в состав которого этот прибор входит,

на фиг.2 - изометрическое изображение с частичным разрезом примера выполнения измерительного прибора в соответствии с изобретением,

на фиг.3 - схематический вид сбоку в разрезе, иллюстрирующий проведение ловильных работ в соответствии с изобретением при извлечении из скважины части колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и пакера.

на фиг.4 - схематический вид сбоку в разрезе, иллюстрирующий развинчивание соединения в соответствии с изобретением,

на фиг.5 - схематический вид сбоку в разрезе, иллюстрирующий резку обсадной колонны в соответствии с изобретением,

на фиг.6 - схематический вид сбоку в разрезе расширителя ствола скважины, выполненного в соответствии с изобретением,

на фиг.7 - схематический вид сбоку в разрезе, иллюстрирующий ловильные работы для извлечения из скважины пакера в соответствии с изобретением,

на фиг.8 - схематический вид сбоку в разрезе, иллюстрирующий разбуривание труб в скважине в соответствии с изобретением,

на фиг.9 - схематический вид сбоку в разрезе, иллюстрирующий операции по подъему прихваченной компоновки низа бурильной колонны с ее обуриванием в соответствии с изобретением.

Подробное описание предпочтительного варианта изобретения

На фиг.1 схематически представлены в общих чертах конструкция и принцип работы предлагаемых в изобретении измерительного прибора и устройства, в состав которого этот прибор входит, а также предлагаемых в изобретении способов и устройств. Эти приборы, устройства и способы для краткости можно обозначить как системы для "измерений в процессе ловильных работ", хотя данный термин не подразумевает ограничение изобретения применением при ловильных работах. Специалистам должно быть понятно, что существует множество отличных от бурения вариантов применения предлагаемых в изобретении устройств, способов и приборов.

На фиг.1 изображена буровая вышка 10 для газовой или нефтяной скважины 12. Следует иметь в виду, что хотя на чертеже показана наземная вышка 10, устройства и способы по изобретению применимы также на морских установках, платформах и судах. От вышки 10 с поверхности 14 ствол скважины 12 идет вниз. На чертеже показано, что в стволе скважины 12 находится инструментальная колонна 16, т.е. колонна для проведения работ скважинным инструментом. Инструментальная колонна 16 может представлять собой колонну бурильных труб, НКТ или гибкую трубу. Инструментальная колонна 16 выполнена пустотелой и имеет проточный канал, через который можно прокачивать буровой раствор или другую текучую среду. На фиг.1 не показано, что на буровой вышке 10 имеется средство для закачивания в инструментальную колонну 16 бурового раствора или других жидкостей, а также средство для вращения инструментальной колонны 16 в скважине 12. На нижнем конце колонны 16 закреплен измерительный прибор 18, нижний конец которого в свою очередь прикреплен к рабочему органу 20. Рабочим органом 20 в широком смысле является инструмент или приспособление, которое выполняет в скважине 12 определенную функцию и рабочие данные которого требуются на поверхности 14. Как показано ниже в описании конкретных вариантов изобретения, в качестве рабочего органа 20 может выступать ловильный инструмент, такой как ясс или зажимное приспособление, режущий инструмент, например расширитель ствола скважины или труборезка, либо другие подобные устройства.

Следует отметить, что ствол скважины 12 может уходить под землю весьма глубоко (т.е. на 30000 футов и более) и несмотря на то, что на фиг.1 скважина показана практически вертикальной, в действительности она может быть искривленной, наклонно-направленной, а на каких-то участках даже горизонтальной. На поверхности 14 имеются система 22 сбора данных и блок управления 24 (автоматическое регулирующее устройство). Рабочим органом 20 обычно управляет находящийся на поверхности оператор, который регулирует такие параметры, как осевая нагрузка на рабочий орган (вес колонны), расход текучей среды через инструментальную колонну 16, а также скорость и направление вращения инструментальной колонны 16 (если она вращается) и т.п.

На фиг.2 в разрезе более подробно представлены конструкция и принцип действия предлагаемого в изобретении типового измерительного прибора 18 для определения скважинных условий или параметров режима скважинных операций. Измерительный прибор 18 имеет цилиндрический наружный корпус 26, торцы 28, 30 которого выполнены под резьбовое соединение с примыкающими частями инструментальной колонны 16 и рабочего органа 20. В корпусе 26 выполнен проточный канал 32, по которому может проходить буровой раствор или иная текучая среда. По окружности прибора 18 могут быть установлены одна или несколько износных накладок 34 для защиты прибора 18 от повреждений, вызываемых трением и ударами о стенки скважины. Прибор 18 включает в себя измерительную секцию 36, имеющую несколько смонтированных в ней датчиков для измерения параметров. Как показано на чертежах, в рассматриваемом варианте прибора 18 в состав измерительной секции 36 входит датчик 38 осевой нагрузки, определяющий величину усилия, действующего на рабочий орган 20 со стороны инструментальной колонны 16, а также торсиометр 40, измеряющий крутящий момент, прилагаемый к рабочему органу 20 при вращении инструментальной колонны 16. Кроме того, измерительная секция 36 содержит датчик 42 угла изгиба, который измеряет угловое смещение или изгибающее усилие в инструментальной колонне 16. Дополнительно измерительная секция 36 снабжена датчиком 44 затрубного давления, измеряющим давление жидкости в кольцевом пространстве между наружным корпусом 26 и стенками ствола скважины 12. Датчик 46 давления в проточном канале измеряет давление жидкости в канале 32 прибора 18. Несмотря на то, что функциональная электрическая разводка для всех этих датчиков на фиг.2 не показана, она хорошо известна специалистам и поэтому подробно описываться не будет. На чертеже показан также датчик 48 ускорений, определяющий ускорение прибора 18 в осевом, боковом и угловом направлениях. При помощи всех вышеописанных датчиков измерительная секция 36 получает и генерирует данные, характеризующие параметры режима рабочего органа 20. В предпочтительном на данное время варианте изобретения измерительный прибор 18 может включать в себя части прибора для измерений в процессе бурения CoPilot®, выпускаемого фирмой INTEQ, дочерней компанией фирмы "Бейкер Хьюз Инкорпорейтед", Хьюстон, шт.Техас, которой принадлежат права на настоящее изобретение. При этом следует отметить, что измерительный прибор 18 не нуждается в компонентах и блоках, которые применяются преимущественно либо исключительно при бурении и обычно их не содержит. К компонентам и блокам относятся, например, счетчики гамма-частиц и датчики направления, применяемые для ориентирования инструмента относительно окружающей его породы. Это существенно снижает стоимость и сложность прибора 18 по сравнению с традиционными приборами для ИПБ и КПБ. Предполагается, что прибор 18 будет перестраиваемым под определенное назначение, т.е. комплектоваться такими датчиками, которые нужны именно для конкретного вида работ, не включая в себя другие, ненужные датчики. В результате стоимость и сложность прибора 18 сводятся к минимуму.

Прибор 18 содержит также процессорную секцию 50 и секцию 52 энергоснабжения. Процессорная секция 50 предназначена для приема полученных измерительной секцией 36 данных, характеризующих рабочие условия, а также для сохранения этих данных и/или передачи их на удаленный приемник, такой как расположенный на поверхности 14 приемник или система 22 сбора данных. Процессорная секция 50 в предпочтительном варианте содержит процессор 53 цифровой обработки сигналов и запоминающее устройство 54, которые функционально связаны с измерительной секцией 36 для сохранения данных, поступающих из измерительной секции 36. Процессор 53 (называемый также "блок управления" или "блок обработки данных") содержит одну или несколько микропроцессорных схем для обработки в скважине, по меньшей мере частично, результатов измерений, выдаваемых датчиками буровой компоновки в процессе бурения скважины.

В процессорной секции 50 имеется также передатчик данных, обозначенный на схеме позицией 56. Передатчик 56 данных может представлять собой гидроимпульсный передатчик известного типа для передачи кодированных сигналов на поверхность 14 по каналу гидроимпульсной телеметрии. Передатчик 56 данных может также представлять собой иное известное средство для передачи этих данных на поверхность.

В секции 52 энергоснабжения находится источник 58 энергии, необходимой для работы компонентов процессорной 50 и измерительной 36 секций. В предпочтительном варианте изобретения источник 58 энергии является устройством, выполненным по типу гидравлического забойного двигателя и приводимым в действие потоком бурового раствора или другой жидкости, подаваемым вниз по инструментальной колонне 16 и через проточный канал 32 прибора 18. В таких устройствах используется генерирующая электроэнергию турбина, которую вращает поток жидкости, такой как буровой раствор. Примером подходящего устройства данного типа является агрегат энергоснабжения на 4% дюйма для прибора CoPilot®, выпускаемого фирмой INTEQ, дочерней компанией фирмы "Бейкер Хьюз". Можно использовать и другие приемлемые источники энергии, например батареи, в тех случаях, когда в процессе проведения конкретных скважинных работ жидкость не подается.

Для иллюстрации возможностей выполнения устройств и способов по настоящему изобретению ниже рассмотрено несколько реализующих изобретение ряд способов и устройств. На фиг.3 представлена ситуация, когда из ствола скважины 12 необходимо выловить часть колонны 60 НКТ и извлекаемый пакер 62. Необходимость в проведении такой ловильной операции возникает, если выше пакера 62 произошел разрыв колонны 60 НКТ, что не позволяет освободить пакер 62, используя предназначенный для этого разъединяющий механизм. На фиг.3 показано, что ствол скважины 12 закреплен обсадной колонной 64, а пакер 62 плотно прижат к внутренней стенке обсадной колонны 64. Верхний конец 66 нижней части колонны 60 НКТ представляет собой поверхность излома неправильной формы, а идущая на поверхность 14 верхняя часть колонны НКТ извлечена.

Затем, как показано на фиг.3, в скважину 12 опускают инструментальную колонну 16, которая в данном случае может представлять собой колонну НКТ или гибкую трубу. Измерительный прибор 18 прикреплен к нижнему концу инструментальной колонны 16. В данной конфигурации прибор 18 содержит как минимум датчик 38 осевой нагрузки и торсиометр 40. К нижнему концу прибора 18 крепится захватывающее устройство 68, которое служит в качестве рабочего органа 20. Захватывающее устройство 68 представляет собой ловильный инструмент известного типа, способный захватить верхний конец 66 нижней части колонны 60 НКТ. Затем вытягиванием наверх с применением ударной тряски, подъема давления в скважине и/или вращения инструментальной колонны 16 из ствола скважины 12 извлекают нижнюю часть колонны 60 НКТ и пакер 62.

При проведении этой работы датчик 38 осевой нагрузки прибора 18 определяет величину направленного вверх усилия, прикладываемого к захватывающему устройству 68 при вытягивании инструментальной колонны 16. Если колонну НКТ пытаются извлечь, вращая инструментальную колонну 16, торсиометр 40 будет определять значение крутящего момента, фактически действующего на захватывающее устройство 68. В том случае когда в колонне 16 поднимают давление с целью облегчить извлечение нижней части колонны 60 НКТ и пакера 62, желательно измерять давление в проточном канале и затрубное давление. Эти данные либо собирают, либо передают на поверхность 14, чтобы оператор мог выявить значительное расхождение между значениями направленной вверх осевой нагрузки и крутящего момента, создаваемых на поверхности, и соответствующими значениями, фиксируемыми на рабочем органе 20. Наличие значительного различия может указывать на существование проблемы, препятствующей передаче сил и моментов в полной мере, например наличие постороннего предмета в кольцевом пространстве или прижим инструментальной колонны 16 к стенке ствола скважины 12 в наклонных и/или очень глубоких участках скважины 12.

На фиг.4 показан пример якоря или резьбового устройства, иллюстрирующий применение предлагаемых в изобретении устройств и способов при разъединении элементов резьбовых соединений в скважине 12. В этом примере показано, что пакерный элемент 62 плотно прилегает к трубе обсадной колонны 64 скважины 12 и удерживает участок колонны 66 НКТ, в состав которого входит нижняя часть 69 колонны, скрепленная резьбовым соединением 70 с верхней частью 72. Верхняя часть 72 колонны срезана, как и в описанном выше случае с частью колонны 60 НКТ. Захватывающий инструмент 74, представляющий собой в этом случае рабочий орган 20, крепится к измерительному прибору 18 и выполнен с возможностью жесткого захвата верхнего конца 76 верхней секции 72 колонны. Такой захватывающий инструмент 74 сам по себе известен. Задача состоит в том, чтобы развинтить резьбовое соединение 70 с целью извлечения верхней секции колонны НКТ из ствола скважины 12 и замены ее другой секцией, которую можно соединить резьбой с нижней секцией 69 колонны, для возобновления эксплуатации скважины 12. Для развинчивания резьбового соединения 70 необходимо при помощи колонны 16 приподнять остающуюся в скважине часть колонны НКТ таким образом, чтобы практически разгрузить резьбовое соединение 70 от сжимающего усилия или веса колонны. В противном случае развинтить резьбовое соединение 70 будет трудно, если вообще возможно. Попытка развинтить соединения, предварительно не разгрузив его, может привести к срыву резьбы, что не позволит впоследствии присоединить другую часть колонны НКТ. И наоборот, приложение к инструментальной колонне 16 чрезмерного усилия на подъем также приведет к затруднению или невозможности развинтить резьбовое соединение 70 путем вращения колонны 16. Поэтому важно иметь возможность достаточно точно измерять усилия сжатия и растяжения, действующие вблизи захватывающего инструмента 74. Поэтому измерительный прибор 18 выполняют (комплектуют) таким образом, чтобы измерять по меньшей мере осевую нагрузку и крутящий момент. При выполнении этой работы захватывающий инструмент 74 захватывает верхнюю часть 72 колонны, и оператор подтягивает или опускает колонну 16 до достижения практически нулевого значения осевой нагрузки, что свидетельствует о возможности начала развинчивания резьбового соединения 70. Инструментальную колонну 16 вращают в направлении, необходимом для развинчивания соединения 70. Показания крутящего момента по прибору 18 позволяют судить о наличии проблем при передаче вращательного усилия от вращающейся инструментальной колонны 16 на захватывающий инструмент 74.

На фиг.5 показана ситуация, когда часть обсадной колонны 64 вырезают труборезкой 80. Разумеется, эта ситуация распространяется и на резку насосно-компрессорных труб. Труборезка 80 крепится к нижнему концу измерительного прибора 18 и включает в себя центральный трубчатый корпус 82 с парой радиально выступающих резцов 84. Режущие инструменты такого рода широко известны, их использование призвано лишь проиллюстрировать настоящее изобретение, поэтому они подробно не рассматриваются. На чертеже показано, что труборезка прорезает обсадную колонну 64 и окружающую ее породу 86 посредством резцов 84. Поскольку вращение труборезки 80 задается вращением инструментальной колонны 16, важно знать направление вращения, скорость, или частоту вращения (об/мин), а также нагрузку, приходящуюся на труборезку 80. Во время работы инструментальная колонна 16 вращается, обеспечивая разрезание труборезкой 80 обсадной колонны 64 с образованием выемки 88. Измерительный прибор 18 в этом случае выполняют с возможностью измерения, по меньшей мере, скорости (об/мин) и направления вращения вблизи труборезки 80, позволяя оператору убедиться в том, что резка выемки 88 идет надлежащим образом. Значения прикладываемых к труборезке 80 крутящего момента и осевой нагрузки также важны, и в предпочтительном варианте эти значения измеряются прибором 18.

На фиг.6 иллюстрируется расширение ствола скважины при помощи предлагаемых в изобретении устройств и способов. Расширитель 90 крепится к нижнему концу измерительного прибора 18. Расширитель 90, сам по себе известный, состоит из трубчатого корпуса 92 с несколькими соединенными шарнирами с корпусом 92 и радиально направленными наружу лопастями 94, которые прорезают породу 86 при вращении корпуса 92 расширителя вокруг продольной оси. Расширение ствола проводят, когда требуется увеличить диаметр ствола скважины 12. При работе расширителя важно отслеживать крутящее усилие вблизи расширителя 90. Таким образом, измерительный прибор 18 выполняется с возможностью измерения, по меньшей мере, крутящего усилия вблизи расширителя 90. В предпочтительном варианте прибор 18 приспособлен также для измерения осевой нагрузки, скорости вращения (об/мин) и направления вращения.

На фиг.7 показано извлечение из скважины пакера 100, установленного в стволе скважины 12. Измерительный прибор 18 крепится к нижнему концу инструментальной колонны 16, а захватывающий инструмент 102 фиксируется на нижнем конце прибора 18. Захватывающий инструмент 102 выполняется с возможностью захвата пакера 100 и его страгивания с места установки для извлечения из ствола скважины 12. Инструментальную колонну 16 опускают в ствол скважины 12 до тех пор, пока захватывающий инструмент 102 надежно не захватит пакер 100. Пакер 100 обычно выводится из сцепления со стенкой ствола скважины 12 вытягиванием колонны 16 наверх и/или вращением колонны 16 с приложением к пакеру 100 растягивающего усилия и крутящего момента. В данном случае измерительный прибор 18 должен быть выполнен с возможностью измерения, по меньшей мере, действующих у пакера 100 усилий растяжения/сжатия (осевой нагрузки) и крутящего момента.

На фиг.8 показан фрезерный инструмент с направляющим наконечником для разбуривания труб, в котором роторная фреза 104 с наконечником крепится к измерительному прибору 18 и инструментальной колонне 16. У фрезы 104 имеется цилиндрический расположенный по центру корпус 106 с несколькими выступающими в радиальном направлении ножами 108. Корпус 106 имеет наконечник 110. На чертеже показано, что фреза 104 находится в контакте с верхней кромкой трубчатого элемента 112, застрявшего в стволе скважины 12. Необходимость разбурить трубчатый элемент 112 вращением фрезы 104 таким образом, чтобы ножи 108 фрезы срезали трубчатый элемент 112. Фрезу 104 устанавливают сверху трубчатого элемента 112 так, чтобы наконечник 110 вошел в трубчатый элемент 112, а ножи 108 вошли в контакт с верхней кромкой трубчатого элемента 112. При выполнении данной операции через инструментальную колонну 16, прибор 18 и фрезу 104 направляют циркулирующий буровой раствор. Последний выходит из фрезы 104 поблизости от места, где ножи 108 контактируют с трубчатым элементом 112, и служит для смазки трущихся пар в процессе фрезерования и/или обеспечивает вынос стружки на поверхность через скважинную жидкость в кольцевом пространстве.

При выполнении операций разбуривания, как это показано на фиг.8, полезно измерять крутящий момент, направление вращения, осевую нагрузку (т.е. усилия растяжения и/или сжатия, действующие на фрезу со стороны инструментальной колонны 16), а также скорость вращения фрезы 104. Поэтому измерительный прибор 18 должен быть выполнен с возможностью измерения в скважине по меньшей мере этих параметров режима. Кроме того, осевая вибрация фрезы 104 может измеряться не показанным на чертеже датчиком вибрации известного типа, расположенным в измерительной секции 36 прибора 18. Данные измерений используются для регулирования параметров операции фрезерования (например, изменения скорости вращения, опускания или подъема фрезы) с целью повышения эффективности работы.

На фиг.9 показано проведение подъемной операции посредством обуривания с применением предлагаемых в изобретении устройств и способа. В данном случае в скважине 12 застряла компоновка 118 низа бурильной колонны (КНБК). КНБК 118 состоит из бурового наконечника 120 и выступающей из него вверх секции бурильной трубы 122. Секция бурильной трубы 122 представляет собой обломок бурильной колонны, оставшейся после срезания и извлечения остальной части бурильной колонны. КНБК 118 является всего лишь примером компонента оборудования, который может быть прихвачен в скважине. Другими компонентами, которые могут заклиниться или застрять в скважине 12, могут оказаться фильтры, хвостовики, секции бурильных труб, НКТ и т.п.

К нижнему концу инструментальной колонны 16 крепится измерительный прибор 18 для измерения параметров режима и обурочный инструмент 124, выступающий в качестве рабочего органа 20. Обурочный инструмент 124 содержит башмачную фрезу 126 с круговой режущей кромкой 128, предназначенной для выбуривания породы вокруг застрявшей КНБК 118. Обуривание прихваченного компонента 118 облегчает его извлечение. При выполнении такой операции желательно, в частности, знать величину крутящего момента, действующего вблизи обурочного инструмента 124. Следовательно, измерительный прибор 18 должен быть выполнен с возможностью измерения по меньшей мере крутящего усилия. В предпочтительном варианте прибор 18 также приспособлен для измерения скорости вращения (об/мин) и направления вращения, что поможет избежать случайного скручивания или повреждения обурочного инструмента 124 либо прихваченного компонента.

Следует отметить, что система 22 сбора данных в предпочтительном варианте включает в себя графический дисплей 23 (фиг.1) известного типа, позволяющий оператору визуально контролировать значения измеряемых параметров режима скважинной операции и с их учетом корректировать эти параметры (например, регулируя скорость вращения или прилагаемую нагрузку). Такие управляющие воздействия фиксируются находящимися в скважине датчиками прибора 18 и затем передаются на поверхность 14, где они поступают в систему 22 сбора данных. Таким образом реализуется система управления отличными от бурения скважинными операциями с обратной связью на основе на измеряемых параметров.

Далее следует отметить, что дисплей и система 22 сбора данных представляет собой персональный компьютер с соответствующим программным обеспечением в противоположность дисплеям, используемым на буровых площадках для работы с системами ИПБ и КПБ. Поскольку приходится измерять и отслеживать меньшее число более простых параметров по сравнению с обычными системами ИПБ и КПБ, требуются менее сложные и дорогие дисплей и система сбора данных.

Следующий аспект настоящего изобретения связан с возможностью автоматического или полуавтоматического управления отличными от бурения технологическими процессами с использованием замкнутой системы управления. Процессор 53 по меньшей мере частично обрабатывает данные измерений, получаемые датчиками измерительного прибора 18 в процессе выполнения работ в скважине 12. Обработанные сигналы или результаты вычислений передаются на поверхность 14 передатчиком 56 измерительного прибора 18. Эти сигналы или результаты на поверхности 14 принимаются системой 22 сбора данных и подаются в блок управления 24. Блок управления 24 осуществляет управление скважинными операциями соответственно поступающим в него сигналам или результатам вычислений.

Процессор 53 может также управлять датчиками и другими устройствами в составе инструментальной колонны 16. Процессор 53 в приборе 18 может также обрабатывать сигналы от различных датчиков измерительного прибора 18, а также управлять их работой. Процессор 53 может управлять и другими устройствами, связанными с прибором 18, такими как труборезка 80 или расширитель 90. Для каждого датчика или устройства можно использовать отдельный процессор. Каждый датчик может также иметь дополнительные электрические схемы, обеспечивающие только его функционирование. Процессор 53 в предпочтительном варианте представляет собой один или несколько микропроцессоров или микроконтроллеров для обработки сигналов и данных и для осуществления функций управления, блоки твердотельной памяти для хранения запрограммированных команд, моделей (в том числе интерактивных) и данных, а также прочие необходимые схемы управления. Микропроцессоры управляют действием различных датчиков, обеспечивают связь между скважинными датчиками, и с их помощью можно реализовать двухсторонний обмен данными и сигналами между прибором 18 и оборудованием на поверхности 14 путем двухсторонней телеметрии по гидроимпульсному каналу связи.

Расположенный на поверхности блок управления 24 получает сигналы от скважинных датчиков и устройств и обрабатывает эти сигналы в соответствии с поступающими в него командами. Блок управления 24 выводит заданные параметры бурения и прочую информацию на дисплей/монитор 23, что используется оператором для управления буровыми работами. Блок управления 24 в предпочтительном варианте представляет собой компьютер, запоминающее устройство для хранения данных, регистратор для записи данных и прочее необходимое периферийное оборудование. Блок управления 24 может также включать в себя имитационную модель, обрабатывая данные в соответствии с запрограммированными командами. Блок управления 24 можно настроить и для подачи сигнала тревоги, когда возникают какие-либо опасные или нежелательные условия эксплуатации.

Хотя в описанных вариантах изобретения измерительный прибор 18 непосредственно соединен с рабочим органом 20, это не является необходимым условием. Существует возможность размещения переходного инструмента или какого-либо иного предмета между рабочим органом 20 и прибором 18.

В приведенном выше описании конкретные варианты осуществления изобретения рассмотрены для иллюстрации и пояснения сущности изобретения. Вместе с тем, для специалиста должны быть очевидны возможности внесения в рассмотренный выше вариант различных изменений, не выходя при этом за рамки сущности изобретения и патентных притязаний.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения скважинных условий и параметров работы инструментов, используемых при выполнении ловильных работ и других операций, проводимых для освобождения ствола скважины от посторонних предметов, а также при выполнении прочих отличных от бурения операций в очень глубоких и/или наклонно направленных скважинах. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности скважинных операций за счет получения информации о параметрах режима выполнения отличных от бурения скважинных операций. Для этого формируют инструментальную колонну (ИК) с использованием секций бурильной трубы. В состав сформированной ИК включают рабочий орган (РО) и измерительный прибор (ИП), предназначенный для измерения параметра режима операции. В качестве РО используют ловильный инструмент, якорь, труборезку, пакер, расширитель ствола скважины, фрезерный или обурочный инструменты. Вводят ИК в скважину, приводят в действие РО для выполнения отличной от бурения скважинной операции. Во время этой операции ИП измеряют, по меньшей мере, один параметр режима выполняемой операции. Отличными от бурения скважинными операциям являются ловильные и подъемные работы, а также операции по расширению ствола скважины, резке обсадных колонн и т.п. При этом ИП измеряют такие параметры, как крутящий момент, усилия растяжения и сжатия, направление и частоту вращения, характеризующие указанные операции. Полученную информацию о таких параметрах режима используют для управления соответствующим РО. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 9 ил.

1. Устройство для определения в скважине параметра режима отличной от бурения скважинной операции в процессе ее выполнения, содержащее вводимую в скважину инструментальную колонну, образованную секциями бурильной трубы и в состав которой включены рабочий орган для выполнения в скважине отличной от бурения операции и измерительный прибор для измерения такого параметра в скважине во время выполнения рабочим органом этой отличной от бурения скважинной операции.2. Устройство по п.1, в котором рабочий орган является ловильным инструментом.3. Устройство по п.1, в котором рабочий орган включает одно из следующего: режущий инструмент, расширитель ствола скважины или труборезку, а параметр, определенный измерительным прибором, используют для управления рабочим органом.4. Устройство по п.3, в котором параметр режима является параметром рабочего инструмента.5. Устройство по п.1, в котором параметр режима выбран из одного из группы параметров, включающей крутящий момент, осевую нагрузку, усилия сжатия инструментальной колонны, усилия растяжения инструментальной колонны, скорость вращения инструментальной колонны, вибрацию и направление вращения инструментальной колонны.6. Устройство по п.1, в котором измерительный прибор содержит наружный корпус с расположенной в нем измерительной секцией, в которой установлен, по меньшей мере, один датчик для определения параметра режима.7. Устройство по п.6, в котором измерительный прибор дополнительно содержит процессорную секцию для приема данных, относящихся к определяемому параметру режима, и передачи этих данных на удаленный приемник.8. Устройство по п.6, в котором измерительный прибор дополнительно содержит процессорную секцию для приема данных, относящихся к определяемому параметру режима, и хранения этих данных.9. Устройство по п.6, дополнительно содержащее секцию энергоснабжения для снабжения указанного измерительного прибора энергией.10. Способ выполнения отличной от бурения скважинной операции, в котором формируют инструментальную колонну с использованием секций бурильной трубы, влючают в состав инструментальной колонны рабочий орган и измерительный прибор, предназначенный для измерения параметра режима операции, вводят инструментальную колонну в скважину, приводят в действие рабочий орган для выполнения отличной от бурения скважинной операции, и при этом измеряют измерительным прибором, по меньшей мере, один параметр режима выполняемой операции во время выполнения рабочим органом этой отличной от бурения скважинной операции.11. Способ по п.10, в котором информацию, характеризующую параметр режима, передают на удаленный пункт.12. Способ по п.10, в котором параметр режима является параметром рабочего инструмента.13. Способ по п.10, в котором в качестве рабочего органа используют ловильный инструмент для захвата прихваченного в скважине элемента, отличной от бурения скважинной операцией является ловильная операция по извлечению прихваченного элемента из скважины, а измерительным прибором определяют, по меньшей мере, один из параметров, включающих осевую нагрузку и крутящий момент.14. Способ по п.10, в котором в качестве рабочего органа используют якорь, отличной от бурения скважинной операцией является развинчивание резьбового соединения в скважине, измерительным прибором определяют, по меньшей мере, один из параметров, включающих усилия сжатия или растяжения инструментальной колонны, и используют, по меньшей мере, этот один параметр для управления якорем.15. Способ по п.10, в котором в качестве рабочего органа используют труборезку, отличной от бурения скважинной операцией является резка обсадной колонны, измерительным прибором определяют, по меньшей мере, один из параметров, включающих скорость и направление вращения инструментальной колонны, и используют, по меньшей мере, этот один параметр для управления труборезкой.16. Способ по п.10, в котором в качестве рабочего органа используют расширитель ствола скважины, отличной от бурения скважинной операцией является расширение ствола скважины, измерительным прибором определяют, по меньшей мере, один из параметров, включающих крутящий момент, осевую нагрузку, скорость и направление вращения инструментальной колонны, и используют, по меньшей мере, этот один параметр для управления расширителем.17. Способ по п.10, в котором в качестве рабочего органа используют пакер, отличной от бурения скважинной операцией является извлечение этого пакера из его места установки в скважине, измерительным прибором определяют, по меньшей мере, один из параметров, включающих крутящий момент и осевую нагрузку, и используют, по меньшей мере, этот один параметр для управления процессом извлечения пакера.18. Способ по п.10, в котором в качестве рабочего органа используют фрезерный инструмент с направляющим наконечником, отличной от бурения скважинной операцией является разбуривание фрезерным инструментом участка расположенного в скважине трубчатого элемента, измерительным прибором определяют, по меньшей мере, один из параметров, включающих крутящий момент, направление вращения, скорось вращения, осевую нагрузку, усилия сжатия и растяжения инструментальной колонны, и используют, по меньшей мере, этот один параметр для управления фрезерным инструментом.19. Способ по п.10, в котором в качестве рабочего органа используют обурочный инструмент, отличной от бурения скважинной операцией является обуривание прихваченного в скважине объекта для выбуривания окружающей объект породы, измерительным прибором определяют, по меньшей мере, один из параметров, включающих крутящий момент, скорость и направление вращения, и используют, по меньшей мере, этот один параметр для управления фрезерным инструментом.