Бюллетень ЕАПВ "Изобретения (евразийские заявки и патенты)"
Бюллетень 06´2019

  

(11) 

032474 (13) B1       Разделы: A B C E F G H    

(21) 

201300951

(22) 

2009.09.30

(51) 

G06G 7/48 (2006.01)

(31) 

61/117,016; 61/117,021; 61/117,015

(32) 

2008.11.21

(33) 

US

(43) 

2014.01.30

(62) 

201170598; 2009.09.30

(71) 

(73) ЭКСОНМОБИЛ АПСТРИМ РИСЕРЧ КОМПАНИ (US)

(72) 

Бейли Джеффри Р., Бидигер Эрика А.О., Ван Лэй, Сундарараман Шанкар, Гупта Вишвас, Эртас Мехмет Дениз (US)

(74) 

Медведев В.Н. (RU)

(54) 

СПОСОБ МОДЕЛИРОВАНИЯ БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ВИБРАЦИОННОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

(57) 1. Способ моделирования бурового оборудования для представления вибрационной характеристики бурового оборудования, содержащий этапы, на которых

задают по меньшей мере одну модель КНБК (компоновки низа буровой колонны), представляющую по меньшей мере часть компоновки низа бурильной колонны, расположенной в буровой скважине; и представляющую собой модель КНБК с сосредоточенными параметрами или модель КНБК с распределенной массой;

используют модель частотной области для вычисления бокового усилия по меньшей мере одной точки контакта между компоновкой низа бурильной колонны и буровой скважиной, где боковое усилие вычисляется в зависимости от скорости вращения для каждой модели КНБК;

определяют по меньшей мере один угловой коэффициент бокового усилия в зависимости от скорости вращения по меньшей мере для одной точки контакта; и

отображают вычисленный угловой коэффициент бокового усилия в зависимости от скорости вращения.

2. Способ по п.1, используемый в качестве способа бурения скважины для использования при добыче углеводородов, содержащий этапы, на которых

создают по меньшей мере одну модель КНБК, представляющую по меньшей мере часть компоновки низа бурильной колонны, расположенной в буровой скважине;

определяют по меньшей мере один угловой коэффициент бокового усилия в зависимости от скорости вращения по меньшей мере для одной точки контакта между компоновкой низа бурильной колонны и буровой скважиной;

выбирают оптимизированную конфигурацию компоновки низа бурильной колонны для буровой работы на основе, по меньшей мере, частично по меньшей мере одного определенного углового коэффициента бокового усилия; и

бурят скважину с помощью бурового оборудования, включающего компоновку низа бурильной колонны, по меньшей мере, существенно изображающую выбранную конфигурацию компоновки низа бурильной колонны.

3. Способ по п.2, в котором этап, на котором бурят скважину, проводится в соответствии с планом бурения, разработанным, по меньшей мере, частично на основе по меньшей мере одного определенного углового коэффициента бокового усилия.

4. Способ по п.2, в котором этап, на котором выбирают оптимизированную конфигурацию компоновки низа бурильной колонны, содержит этап, на котором выбирают разные конфигурации компоновки низа бурильной колонны для разных частей бурения.

5. Способ по п.2, дополнительно содержащий этап, на котором добывают углеводороды из буровой скважины.

6. Способ по п.2, в котором этап, на котором определяют по меньшей мере один угловой коэффициент бокового усилия, содержит этап, на котором используют модель частотной области для вычисления бокового усилия по меньшей мере в одной точке контакта между компоновкой низа бурильной колонны и буровой скважиной, где боковое усилие вычисляется в зависимости от скорости вращения для каждой модели КНБК.

7. Способ по любому из пп.1 или 2, в котором коэффициент трения по меньшей мере в одной точке контакта предполагается непостоянным по сравнению с рассмотренными скоростями вращения.

8. Способ по любому из пп.1 или 2, в котором по меньшей мере один из угловых коэффициентов бокового усилия определяется графически.

9. Способ по любому из пп.1 или 2, в котором по меньшей мере один из угловых коэффициентов бокового усилия определяется численно.

10. Способ по любому из пп.1 или 2, в котором определенный угловой коэффициент бокового усилия является объединенным индексом, характерным для множества точек контакта между компоновкой низа бурильной колонны и буровой скважиной.

11. Способ по любому из пп.1 или 2, в котором ненулевой определенный угловой коэффициент бокового усилия предсказывает повышенную вероятность вибрации.

12. Способ по любому из пп.1 или 2, дополнительно содержащий этап, на котором наносят на график абсолютное значение углового коэффициента бокового усилия в зависимости от скорости вращения, чтобы определить количественную вероятность вибрации.

13. Способ по любому из пп.1 или 2, дополнительно содержащий этап, на котором выявляют одну или несколько точек контакта, имеющих наибольшую вероятность вибрации.

14. Способ по п.1, используемый с системой моделирования, содержащей

процессор;

запоминающее устройство, соединенное с процессором; и

набор машиночитаемых команд, доступный процессору, где набор машиночитаемых команд сконфигурирован для

построения по меньшей мере одной модели КНБК, представляющей по меньшей мере часть компоновки низа бурильной колонны, расположенной в буровой скважине;

определения по меньшей мере одного углового коэффициента бокового усилия в зависимости от скорости вращения по меньшей мере для одной точки контакта между компоновкой низа бурильной колонны и буровой скважиной; и

вывода по меньшей мере одного углового коэффициента бокового усилия для использования при выборе оптимизированной конфигурации компоновки низа бурильной колонны для буровой работы на основе, по меньшей мере, частично по меньшей мере одного определенного углового коэффициента бокового усилия.

15. Способ по п.14, в котором угловой коэффициент бокового усилия определяется с использованием по меньшей мере одной модели частотной области, чтобы вычислить боковое усилие по меньшей мере в одной точке контакта.

16. Способ по п.14, в котором вывод предоставляется в виде графического представления углового коэффициента бокового усилия у конфигурации компоновки низа бурильной колонны в одной или нескольких точках на конфигурации компоновки низа бурильной колонны.


наверх