ОПТИМИЗИРОВАННОЕ БУРЕНИЕ

1. Способ оптимизации скорости бурения бура, приводимого в действие от ротора и статора гидравлически или пневматически, при бурении им ствола скважины в толще пород, содержащий:
измерение первого набора эксплуатационных параметров ротора и статора, включая нагрузку, приложенную к буровому долоту, скорость вращения ротора и крутящий момент ротора для первого периода времени,
генерирование первого набора соотношений из первого набора эксплуатационных параметров для того, чтобы предоставить возможность прогнозирования скорости и крутящего момента ротора в диапазоне значений эксплуатационных параметров,
определение скорости бурения для первого периода времени, исходя из измерений нагрузки, приложенной к долоту, и скорости вращения долота,
определение следующего: может ли любое другое сочетание нагрузки, приложенной к долоту, и скорости вращения долота, предоставляемое соотношениями, определенными на этапе (б), оказаться способным 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.
2. Способ по п. 1, в котором ротор и статор образуют двигатель объемного или кавитационного типа или турбину.
3. Способ по п. 1, в котором измерение скорости двигателя выполняется на забое скважины вблизи от ротора.
4. Способ по п. 1, в котором крутящий момент, производимый ротором, измеряется на забое скважины.
5. Способ по п. 1, в котором на этапе (г) измененный эксплуатационный параметр выбирается из перечня, включающего нагрузку, приложенную к буровому долоту, скорость вращения бурильной колонны и скорость потока раствора через бур и двигатель.
6. Способ по п. 1, в котором при первой более высокой скорости бурения способ изобретения выполняется снова для того, чтобы измерить второй набор эксплуатационных параметров ротора и статора, сгенерировать второй набор соотношений для определения второй более высокой скорости бурения, и изменения эксплуатационных параметров для перемещения в направлении ко второй более высокой скорости бурения.
7. Способ по п. 6, в котором способ повторяется снова или настолько часто, насколько это требуется, до тех пор, пока следующая оптимизация бурения ротора уже не будет найдена.
8. Способ по п. 1, в котором вслед за периодом бурения, способ выполняется снова, в более поздний период времени, что приводит к следующему набору измеренных эксплуатационных параметров, которые применяются для того, чтобы сгенерировать следующий набор соотношений, которые могут указывать новую следующую более высокую скорость бурения, а затем эксплуатационные параметры могут быть изменены для продвижения в направлении новой следующей более высокой скорости бурения.
9. Способ по п. 1, в котором вслед за периодом бурения
способ выполняется снова, в более поздний период времени, что приводит к следующему набору измеренных эксплуатационных параметров, которые применяются для того, чтобы сгенерировать следующий набор соотношений, которые применяются, чтобы обеспечить текущий контроль и диагностировать проблемы, возникающие в процессе бурения.
10. Способ по п. 1, в котором способ выполняется повторно во время бурения для того, чтобы обеспечить определение в реальном масштабе времени гидравлических характеристик ротора и статора, и чтобы обеспечить возможность непрерывной регулировки и оптимизации скорости бурения в ходе буровых работ.
11. Способ по п. 1, в котором эксплуатационные параметры включают плотность бурового раствора, давление флюида на забое и/или давление, приложенное к буровому раствору.
12. Способ по п. 11, в котором бурение, чтобы увеличить скорость бурения, выполняется с более низким давлением на забое, чем давление пластового флюида.
13. Способ по п. 11, в котором плотность бурового раствора снижена, чтобы обеспечить увеличенный диапазон скоростей потока раствора для применения при доведении до максимума скорости бурения.
14. Система для оптимизации скорости бурения бура, приводимого в действие от ротора и статора гидравлически или пневматически, при бурении им ствола скважины в толще пород, причем способ включает:
один или большее число датчиков, сконфигурированных для
измерения первого набора эксплуатационных параметров ротора и статора, включая нагрузку, приложенную к буровому долоту, скорость вращения ротора и крутящий момент ротора для первого периода времени; и
процессор, сконфигурированный для того, чтобы:
сгенерировать первый набор соотношений из первого набора эксплуатационных параметров для того, чтобы обеспечить прогнозируемость скорости ротора и крутящего момента ротора в диапазоне значений эксплуатационных параметров,
определить скорость бурения для первого периода времени, исходя из измерения нагрузки, приложенной к долоту, и скорости вращения долота,
определить следующее: может ли любое другое сочетание нагрузки, приложенной к долоту и скорости вращения долота, обусловленное соотношениями, установленными на этапе (б), обеспечить большую скорость бурения, и
послать сигнал, чтобы отрегулировать, по меньшей мере, один эксплуатационный параметр, чтобы переместить нагрузку, приложенную к долоту, и/или скорость вращения долота в направлении сочетания, которое обеспечивает первую более высокую скорость бурения.
15. Система по п. 14, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один из одного или большего числа датчиков, включает датчики измерения во время бурения.
16. Система по п. 14, отличающаяся тем, что процессор располагается в местоположении забоя скважины.
17. Система по п. 14, отличающаяся тем, что сигнал передается на поверхность с помощью буровой колонны с кабелем.