|
|
больше ...
Термины запроса в документе
Реферат
[RU] 1. Способ определения скорости проходки при бурении в геологический пласт, содержащий следующие этапы: сбор поступающих в реальном времени данных давления в процессе бурения; получение данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; вычисление стандартного отклонения разностей поступающих в реальном времени данных давления и данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; вычисление прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на основе вычисленного отклонения; определение скорости проходки бурильной колонны на основе максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора процесса бурения. 2. Способ по п.1, в котором данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора вычисляют с использованием стандартного отклонения как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 3. Способ по п.1, в котором данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на показателе надежности, умноженном на стандартное отклонение при использовании, как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 4. Способ по п.1, в котором данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на коэффициенте безопасности, добавляемом к стандартному отклонению при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 5. Способ по п.4, в котором данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на коэффициенте безопасности, добавляемом к стандартному отклонению при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва, и дополнительно основаны на показателе надежности, умноженном на стандартное отклонение при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 6. Способ по п.3, в котором показатель надежности основан на нормальном распределении разностей. 7. Способ по любому предыдущему пункту, дополнительно содержащий этап вычисления набора значений, приближенных к максимально допустимому значению эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для направления скорости бурения. 8. Способ по любому предыдущему пункту, содержащий дополнительный этап использования статистических данных из прошедших итераций способа для разработки по меньшей мере одного из следующего: добавлений ингредиентов в композицию бурового раствора, выбора действующей системы и рабочих изменений процедуры. 9. Способ по п.8, в котором композиция бурового раствора изменяет по меньшей мере одно из следующего: смазочное свойство, крутящий момент, силу трения при спуске колонны и материалы для борьбы с поглощением бурового раствора. 10. Способ по любому предыдущему пункту, содержащий дополнительный этап выбора параметров бурового долота на основе скорости проходки. 11. Способ по любому предыдущему пункту, в котором определение скорости проходки используется для направления процесса бурения на буровой установке. 12. Система для определения скорости проходки при бурении в геологический пласт, содержащая блок для сбора поступающих в реальном времени данных давления в процессе бурения; блок для получения данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; вычислительное устройство для вычисления стандартного отклонения разностей поступающих в реальном времени данных давления и данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; вычислительное устройство для вычисления прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на основе вычисленного отклонения и блок для определения скорости проходки бурильной колонны на основе максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора процесса бурения. 13. Система по п.12, в которой вычислительное устройство способно вычислять данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора с использованием стандартного отклонения как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 14. Система по п.12, в которой данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на показателе надежности, умноженном на стандартное отклонение при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 15. Система по п.12, в которой данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на коэффициенте безопасности, добавляемом к стандартному отклонению при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 16. Система по п.15, в которой данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на коэффициенте безопасности, добавляемом к стандартному отклонению при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва, и дополнительно основаны на показателе надежности, умноженном на стандартное отклонение при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 17. Система по п.15, в которой показатель надежности основан на нормальном распределении разностей. 18. Система по любому из пп.12-17, в которой вычислительное устройство способно вычислять набор значений, приближенных к максимально допустимому значению эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для направления скорости бурения. 19. Система по любому из пп.12-18, в которой вычислительное устройство способно использовать статистические данные из прошедших итераций способа для разработки по меньшей мере одного из следующего: добавлений ингредиентов в композицию бурового раствора, выбора действующей системы и рабочих изменений процедуры. 20. Система по п.19, в которой композиция бурового раствора выполнена с возможностью изменения по меньшей мере одного из следующего: смазочного свойства, крутящего момента, силы трения при спуске колонны и материалов для борьбы с поглощением бурового раствора. 21. Система по любому из пп.12-20, в которой вычислительное устройство способно выбирать параметры бурового долота на основе скорости проходки. 22. Система по любому из пп.12-21, дополнительно содержащая контроллер бурения, использующий определенную скорость проходки для направления бурения на буровой установке.
Полный текст патента
(57) Реферат / Формула:
1. Способ определения скорости проходки при бурении в геологический пласт, содержащий следующие этапы: сбор поступающих в реальном времени данных давления в процессе бурения; получение данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; вычисление стандартного отклонения разностей поступающих в реальном времени данных давления и данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; вычисление прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на основе вычисленного отклонения; определение скорости проходки бурильной колонны на основе максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора процесса бурения. 2. Способ по п.1, в котором данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора вычисляют с использованием стандартного отклонения как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 3. Способ по п.1, в котором данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на показателе надежности, умноженном на стандартное отклонение при использовании, как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 4. Способ по п.1, в котором данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на коэффициенте безопасности, добавляемом к стандартному отклонению при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 5. Способ по п.4, в котором данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на коэффициенте безопасности, добавляемом к стандартному отклонению при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва, и дополнительно основаны на показателе надежности, умноженном на стандартное отклонение при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 6. Способ по п.3, в котором показатель надежности основан на нормальном распределении разностей. 7. Способ по любому предыдущему пункту, дополнительно содержащий этап вычисления набора значений, приближенных к максимально допустимому значению эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для направления скорости бурения. 8. Способ по любому предыдущему пункту, содержащий дополнительный этап использования статистических данных из прошедших итераций способа для разработки по меньшей мере одного из следующего: добавлений ингредиентов в композицию бурового раствора, выбора действующей системы и рабочих изменений процедуры. 9. Способ по п.8, в котором композиция бурового раствора изменяет по меньшей мере одно из следующего: смазочное свойство, крутящий момент, силу трения при спуске колонны и материалы для борьбы с поглощением бурового раствора. 10. Способ по любому предыдущему пункту, содержащий дополнительный этап выбора параметров бурового долота на основе скорости проходки. 11. Способ по любому предыдущему пункту, в котором определение скорости проходки используется для направления процесса бурения на буровой установке. 12. Система для определения скорости проходки при бурении в геологический пласт, содержащая блок для сбора поступающих в реальном времени данных давления в процессе бурения; блок для получения данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; вычислительное устройство для вычисления стандартного отклонения разностей поступающих в реальном времени данных давления и данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; вычислительное устройство для вычисления прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на основе вычисленного отклонения и блок для определения скорости проходки бурильной колонны на основе максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора процесса бурения. 13. Система по п.12, в которой вычислительное устройство способно вычислять данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора с использованием стандартного отклонения как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 14. Система по п.12, в которой данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на показателе надежности, умноженном на стандартное отклонение при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 15. Система по п.12, в которой данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на коэффициенте безопасности, добавляемом к стандартному отклонению при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 16. Система по п.15, в которой данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на коэффициенте безопасности, добавляемом к стандартному отклонению при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва, и дополнительно основаны на показателе надежности, умноженном на стандартное отклонение при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва. 17. Система по п.15, в которой показатель надежности основан на нормальном распределении разностей. 18. Система по любому из пп.12-17, в которой вычислительное устройство способно вычислять набор значений, приближенных к максимально допустимому значению эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для направления скорости бурения. 19. Система по любому из пп.12-18, в которой вычислительное устройство способно использовать статистические данные из прошедших итераций способа для разработки по меньшей мере одного из следующего: добавлений ингредиентов в композицию бурового раствора, выбора действующей системы и рабочих изменений процедуры. 20. Система по п.19, в которой композиция бурового раствора выполнена с возможностью изменения по меньшей мере одного из следующего: смазочного свойства, крутящего момента, силы трения при спуске колонны и материалов для борьбы с поглощением бурового раствора. 21. Система по любому из пп.12-20, в которой вычислительное устройство способно выбирать параметры бурового долота на основе скорости проходки. 22. Система по любому из пп.12-21, дополнительно содержащая контроллер бурения, использующий определенную скорость проходки для направления бурения на буровой установке.
Евразийское 023817 (13) B1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45) Дата публикации и выдачи патента 2016.07.29
(21) Номер заявки 201290816
(22) Дата подачи заявки 2011.02.23
(51) Int. Cl. E21B 44/02 (2006.01)
(54) СИСТЕМА И СПОСОБ ОПТИМИЗАЦИИ СКОРОСТИ БУРЕНИЯ
(31) 12/710,445 (56) US-A1-2004211595
(33) US WO-A2-0238915
(43) 2013.03.29
(86) PCT/GB2011/000248
(87) WO 2011/104504 2011.09.01
(71) (73) Заявитель и патентовладелец:
ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ, ИНК. (US)
(72) Изобретатель:
Джеймисон Дейл Е., Пэйлоу Кевин П, Уилльямс Роберт Л (US)
(74) Представитель:
Медведев В.Н. (RU)
(57) Согласно изобретению создан способ оптимизации скорости проходки при бурении в геологический пласт, содержащий следующие этапы: сбор поступающих в реальном времени данных давления в процессе бурения; получение данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; вычисление стандартного отклонения разностей поступающих в реальном времени данных давления и данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; вычисление прогнозируемых, максимально допустимых значений эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на основе вычисленного отклонения и определение скорости проходки бурильной колонны на основе максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора процесса бурения. В другом аспекте настоящего изобретения создана система для оптимизации скорости проходки, которую можно использовать для регулирования скорости проходки бурильной колонны на основе максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора процесса бурения.
Область техники изобретения
Настоящее изобретение относится к системе и способу оптимизации скорости проходки при бурении в геологическом пласте с использованием данных фактического и моделируемого давления в стволе скважины для определения самой высокой скорости проходки, при которой бурение может проходить безопасно.
Описание уровня техники
Нефть и природный газ являются ископаемыми видами топлива, которые находят в некоторых геологических пластах. Они являются важнейшими энергоносителями и используются во многих областях применения в химической промышленности. Вследствие высокого спроса на нефть и природный газ разработаны сложные методики подземного бурения для достижения залежей нефти и природного газа. В большинстве случаев данные залежи находятся на глубине в тысячи или даже десятки тысяч футов от поверхности. Залежи также часто располагаются под океанским дном.
После установления местонахождения перспективной залежи нефти или природного газа монтируют буровую установку для создания ствола скважины, проходящего в пласт. Буровая установка включает в себя системы энергопитания, приводные двигатели, буровую вышку с ротором и циркуляционную систему, осуществляющую циркуляцию текучей среды, именуемой "буровым раствором", в стволе скважины. Буровой раствор служит для удаления материалов, отделяемых буровым долотом от окружающей породы во время бурения, и для поддержания адекватного давления в стволе скважины. Буровая установка является сложным и дорогостоящим механизированным комплексом.
Само бурение происходит с использованием бурового долота на нижнем конце трубы (бурильная колонна) и передачи вращения на долото с использованием трубы, именуемой "ведущей бурильной трубой" с ротором. По ходу бурения буровой раствор циркулирует через трубу в ствол скважины, и частицы породы удаляются из ствола с помощью циркуляции бурового раствора. Новые секции наращивают на трубу последовательно по ходу бурения. Бурение должно завершаться по достижении проектной глубины, при этом на данной точке проводят различные испытания для точной локализации и изоляции на глубине пласта, являющегося коллектором необходимой залежи углеводородного сырья.
Вместе с тем процесс бурения является чрезвычайно дорогим и затратным по времени. Работа морской буровой установки может часто стоить 500000 долл. США в день. Поэтому незначительная экономия времени может приводить к значительной экономии денежных средств. Ускоренное бурение, естественно, экономит время, поскольку время бурения должно уменьшаться, давая более ранний ввод в "эксплуатацию" фаз нефтяных скважин.
Для обеспечения получения устойчивого ствола в процессе бурения важно надлежащее управление давлением в стволе скважины во время бурения. При наличии слишком высокого давления текучей среды во время бурения может возникать недостаточная разность между давлением гидравлического разрыва пласта и поровым давлением, что может приводить к повреждению пласта и сложностям при эксплуатации. При низком давлении может произойти "выброс". Данный сценарий является опасным и потенциально дорогостоящим по преодолению последствий. Вместе с тем существует заинтересованность в максимально быстром бурении, поскольку это экономит время и затраты. Вместе с тем ускоренное бурение усложняет надлежащее реагирование на изменения давления в стволе скважины. Достаточно сложно определить скорость проходки, являющейся оптимально быстрой и при этом безопасной.
Сущность изобретения
В изобретении используют поступающую в реальном времени информацию о давлении, полученную в процессе бурения в геологический пласт, и анализируют ее в комбинации с данными моделирования эквивалентной плотности циркуляции бурового раствора для проведения бурения на основе статистического анализа для расчета безопасной скорости проходки. Эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора является действующей плотностью, являющейся мерой воздействия циркулирующего бурового раствора на пласт, учитывающей перепад давления вследствие разности давления между стволом скважины и поверхностью. Эквивалентную плотность циркулирующего бурового раствора можно вычислить по замеру давления в кольцевом пространстве, т.е. давлению циркулирующего бурового раствора, выполненному в выбранном месте в кольцевом пространстве на основе известного выражения для гидростатического давления столба текучей среды:
p=pgh
где p представляет собой давление;
р представляет собой плотность бурового раствора;
g представляет собой силу тяжести;
h представляет собой вертикальную глубину до точки замера давления.
Решение приведенного выше выражения по плотности дает следующее выражение для эквивалентной плотности циркуляции бурового раствора (ЭПЦБР):
ЭЩБР=р/д11
Эквивалентную плотность циркулирующего бурового раствора можно либо определять с использованием датчиков, либо моделировать с использованием компьютерной модели. В любом случае она от
ражает давление, передаваемое буровым раствором на ствол скважины по ходу бурения.
Целью изобретения является максимизация производительности программ бурения. Производительность, в общем, определяется соотношением времени бурения к непродуктивному времени, при бурении скважины необходимо максимизировать данное соотношение, поскольку существуют расходы, связанные с непрерывным временем, и только время бурения является продуктивным и полезным расходованием денежных средств. Кроме того, поскольку затраты связаны с каждым типом времени, необходимо минимизировать затраты времени обоих типов, и одним из способов для этого является повышение скорости проходки.
Один вариант осуществления использует селективное сжатие/расширение статистических данных буровых работ, поступающих в реальном времени, в соединении с буровым имитатором опережающего просмотра перед долотом, такого как Halliburton(tm) DFG Software с DrillAhead Hydraulics Module компании Halliburton(tm), подробное описание данного продукта доступно по ссылке http://www.halliburton.com/public/bar/contents/Data Sheets/web/Sales Data Sheets/SDS-065.pdf. С помощью математического и статистического анализа для объединения данных двух источников информации по текущему проекту бурения изобретение может разрабатывать предполагаемые значения эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора, которые должны являться максимально допустимыми значениями эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для текущего процесса бурения. На основе того, что практически применимо для данного процесса бурения, расчеты можно затем использовать для увеличения скорости проходки. Это должно затем обеспечивать увеличение производительности с созданием безопасного увеличения скорости проходки.
Согласно одному аспекту настоящего изобретения создан способ оптимизации скорости проходки при бурении в геологический пласт, содержащий следующие этапы: сбор поступающих в реальном времени данных давления в процессе бурения; получение данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; вычисление стандартного отклонения разностей поступающих в реальном времени данных давления и данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; вычисление прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на основе вычисленного отклонения и определение скорости проходки бурильной колонны на основе максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора процесса бурения.
Предпочтительно способ оптимизации скорости проходки и показателей работы при бурении в геологический пласт содержит следующие этапы: сбор поступающих в реальном времени данных давления в процессе бурения с датчика буровой установки, такого как устройство измерений во время бурения в компоновке низа бурильной колонны; получение данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для процесса бурения; вычисление стандартного отклонения разностей поступающих в реальном времени данных давления и данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; вычисление набора данных прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для процесса бурения на основе вычисленного отклонения и определение скорости проходки бурильной колонны буровой установки на основе данных максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора процесса бурения.
В другом аспекте изобретения создана система для оптимизации скорости проходки при бурении в геологический пласт, содержащая блок для сбора поступающих в реальном времени данных давления в процессе бурения, блок для получения данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора, вычислительное устройство для вычисления стандартного отклонения разностей поступающих в реальном времени данных давления и данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора, вычислительное устройство для вычисления прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на основе вычисленного отклонения и блок для регулирования скорости проходки бурильной колонны на основе максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора процесса бурения.
Предпочтительно создана система для оптимизации скорости проходки бурения и показателей работы при бурении в геологический пласт, содержащая блок для сбора поступающих в реальном времени данных давления в процессе бурения с датчика буровой установки, такого как устройство измерений во время бурения в компоновке низа бурильной колонны, блок получения для получения данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для процесса бурения, вычислительное устройство для вычисления стандартного отклонения разностей поступающих в реальном времени данных давления и данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора, вычислительное устройство для вычисления набора данных прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для процесса бурения на основе вычисленного отклонения и блок для регулирования скорости проходки бурильной колонны буровой установки на основе данных максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора ствола скважины буровой установки.
Согласно другому аспекту изобретения создано устройство для оптимизации скорости проходки бурения и показателей работы при бурении в геологический пласт, содержащее средство для сбора поступающих в реальном времени данных давления в процессе бурения с датчика буровой установки, такого как устройство измерений во время бурения в компоновке низа бурильной колонны; средство для получения данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для процесса бурения; средство для вычисления стандартного отклонения разностей поступающих в реальном времени данных давления и данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; средство для вычисления набора данных прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для процесса бурения на основе вычисленного отклонения и средство для определения скорости проходки бурильной колонны буровой установки на основе данных максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора процесса бурения.
Согласно другому аспекту изобретения создан машиночитаемый носитель, содержащий инструкции, при исполнении которых процессором выполняются функции вычислений, разработанных для оптимизации скорости проходки бурения и показателей работы при бурении в геологический пласт, содержащие следующие этапы: сбор поступающих в реальном времени данных давления в процессе бурения с датчика буровой установки, такого как устройство измерений во время бурения в компоновке низа бурильной колонны, получение данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для процесса бурения, вычисление стандартного отклонения разностей поступающих в реальном времени данных давления и данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора, вычисление набора данных прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для процесса бурения на основе вычисленного отклонения и определение скорости проходки бурильной колонны буровой установки на основе данных максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора процесса бурения.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показан график зависимости значений ЭПЦБР от времени, соответствующих собранным данным давления во время бурения и модели, и их сравнение с градиентом давления гидравлического разрыва.
На фиг. 2 показан график зависимости значений ЭПЦБР от времени, соответствующих собранным данным давления во время бурения и модели, и способ их использования для расчета кривой максимальной эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора, остающегося ниже градиента давления гидравлического разрыва.
На фиг. 3 показан график гипотетической ЭПЦБР, если скорость проходки увеличена на 100% в бурении, и показано, что он остается ниже кривой максимальной ЭПЦБР, то есть ниже градиента давления гидравлического разрыва.
На фиг. 4 показаны различные варианты экономии времени и денежных средств, которые должны стать результатом различных уровней увеличения интенсивности в бурении, т.е. различного увеличения скорости проходки.
На фиг. 5 показан пример фактических данных, поступающих со скважин в реальном времени.
На фиг. 6 показана блок-схема компьютерной системы варианта осуществления.
На фиг. 7 показана блок-схема последовательности операций способа варианта осуществления.
Подробное описание изобретения В следующем описании даны многочисленные специфические детали для обеспечения понимания настоящего изобретения.
Специалисту в данной области техники должно быть, однако, ясно, что настоящее изобретение можно реализовать на практике без некоторых или всех данных специфических деталей. В других случаях хорошо известные технологические этапы детально не описаны для исключения ненужного затенения настоящего изобретения.
При бурении создаются огромные давления в стволе скважины, которыми следует тщательно управлять. Точный баланс должен быть соблюден между целесообразно быстрым бурением, экономящим драгоценное время, и сохранением целостности скважины во время операции бурения, с предотвращением гидравлического разрыва или выброса. Одной из целей изобретения является его использование для помощи операторам бурения в принятии решений, которые должны помогать определению оптимальной скорости проходки в бурении.
Согласно изобретению данную оптимизацию выполняют с использованием данных 103 давления скважины, поступающих в реальном времени, которые обычно отображаются на линейной диаграмме, показанной на фиг. 1. Такая диаграмма представляет графические данные 101 эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора, отображение данных замеров давления во время бурения.
Как показано на фиг. 6, в блок-схеме варианта осуществления компьютерной системы, содержащей блок 601 для сбора данных давления, поступающих в реальном времени с буровой установки через датчик в забойной зоне скважины, такой как компоновка измерений во время бурения, например, и блок для
получения данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для буровой установки. Примером способа сбора данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора является использование моделирующего программного обеспечения, такого как DFG(tm) Software с DrillAhead(r) Hydraulics Module компании Halliburton(tm), которое должно обеспечивать моделирование "опережающего просмотра", в котором прогнозируют будущие условия бурения.
После выполнения своих задач блоком 601 сбора данных и блоком получения данных информацию, которую они дают, может использовать вычислительное устройство 603 для вычисления стандартного отклонения разностей данных давления, поступающих в реальном времени, и данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора и вычисления набора прогнозируемых данных максимально допустимых эквивалентных плотностей циркулирующего бурового раствора для процесса бурения на основе вычисленных отклонений, как описано более подробно ниже. Наконец, данная информация передается на блок 604 для управления буровой установкой на основе данных максимально допустимых эквивалентных плотностей циркулирующего бурового раствора процесса бурения.
На фиг. 1 градиент давления гидравлического разрыва 105 ясно показан справа, т.е. с более высоким значением эквивалентной плотности циркуляции бурового раствора (ЭПЦБР), чем у кривой данных 103 давления и кривой данных 104 моделирования. Изобретателями обнаружено, что с использованием стандартного отклонения данных давления и моделируемой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора можно рассчитать, насколько близко к градиенту давления гидравлического разрыва можно надежно работать во время процесса бурения. Чем меньше стандартное отклонение, тем увереннее можно работать вблизи градиента давления гидравлического разрыва.
Конкретнее вычислительное устройство может использовать традиционное определение стандартного отклонения:
ст = ^]у2* < ~г*5 Уравнение 1
В данном уравнении 1 X - среднее данных давления и X1 -результаты дискретной модели для некоторого периода времени. Когда стандартное отклонение вычислено и значение стандартной ошибки установлено, можно определить верхние пределы имитаций оптимизации с использованием уравнения 2:
ЕСОп,",(tm)(tm) = FG - (RF * о + SF) Уравнение 2
Данные градиента давления гидравлического разрыва могут поступать из многочисленных источников. Часто градиент давления гидравлического разрыва определяется на основе данных испытаний соседних скважин. Кроме того, имеются многочисленные программы, служащие для моделирования и прогнозирования порового давления и градиента давления гидравлического разрыва на основе различных данных, таких как тип породы, пористость, температура и т.д. Одним приемлемым материалом по прогнозированию градиентов давления гидравлического разрыва является: Pressure Regimes in Sedimentary Basins and Their Prediction by Alan R. Huffman, Glenn L. Bowers, American Association of Petroleum Geologists, American Association of Drilling Engineers, American Association of Petroleum Geologists, American Association of Drilling Engineers Houston Chapter.
В уравнении 2 RF представляет собой показатель надежности и SF представляет собой коэффициент безопасности. Коэффициент безопасности зависит от многих факторов, включающих в себя риск (издержки) превышения эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора и уменьшение расходов. Показатель надежности основан на нескольких стандартных отклонениях. Если принять гауссово распределение, то для RF=1 около 68% значений должны попадать в диапазон. Для RF=2 около 95% значений должны попадать в диапазон и для RF=3 около 99%. Обоснованный коэффициент безопасности, соединенный с приемлемым показателем надежности, должен обеспечивать сохранение значения эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора ниже градиента давления гидравлического разрыва с безопасным запасом. Пользователь данного варианта осуществления выбирает показатель надежности (RF) и коэффициент безопасности (SF), отражающий допустимый предел погрешности, который считает приемлемым. В режиме реального времени стандартное отклонение а можно вычислить на основе предыдущего "окна" бурения с использованием одного из нескольких способов, таких как скользящего среднего по скважине, работающего в данное время долота, или текущего пласта. Любое нарушение устойчивости в стандартном отклонении может немедленно быть заложено в расчет в процессе оптимизации с помощью повторного вычисления максимальной эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора.
На фиг. 2 показана вычисленная максимальная ЭПЦБР 203 и безопасный диапазон работы с включенным в расчет коэффициентом безопасности. Опять здесь показана зависимость эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора 201 от времени 202 с записанными данными 204 давления. Затемненная зона 205 показывает диапазон возможности увеличения эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора и максимизации скорости проходки.
Шлам, создаваемый во время бурения, должен транспортироваться на поверхность буровым раствором в кольцевом пространстве. Чем выше скорость проходки, тем выше концентрация шлама в буро
вом растворе. Когда концентрация шлама увеличивается, также увеличивается средняя плотность бурового раствора. Увеличение плотности бурового раствора должно также обусловливать увеличение гидростатического компонента давления бурового раствора на пласт. Кроме увеличения плотности, также должна увеличиваться эффективная вязкость. Увеличенная вязкость должна также проявляться в более высоких давлениях в стволе скважины. Таким образом, более высокая скорость проходки приводит к более высокой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора вследствие обеих данных причин. На основе опыта рекомендуют предельные концентрации шлама около 5% для вертикальных скважин. Поскольку отход скважин, в общем, увеличивается, рекомендованные средние концентрации шлама уменьшают до менее 3%.
В статистических данных, поступающих в реальном времени, не все действия могут или должны подвергаться уменьшению или увеличению времени. Например, отрезки времени наращивания колонны инструмента ограничены физическим временем, требуемым для работы с трубами. Бурение, с другой стороны могут часто ускорять или замедлять; отсюда термин "селективное уменьшение времени". Также различные элементы процесса бурения, такие как "циркуляция и вращение" для промывки ствола, и другие элементы бурения могут иметь различные значения сжатия времени и/или расширения времени по всей имитации для различных интервалов.
В следующей таблице статистических данных, поступающих в реальном времени, показан пример с двумя буровыми операциями. В данном случае за бурением следует наращивание труб и за ним опять бурение. Важно отметить, что большие объемы данных, в общем, записывают на малых приращениях времени, в общем, до одного в секунду. В приведенной ниже таблице данные элементы объединены и представлены вместе для упрощения.
Табл. 1: В данном способе можно выбирать индивидуальные временные элементы и искусственно увеличивать или уменьшать время, требуемое для конкретной работы. Таким образом, можно эффективно изменять скорость проходки из статистических данных при подготовке прохода через имитатор для прогноза эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора, если оператор бурил с более высокой скоростью. В данном примере время на наращивание инструмента остается постоянным, а скорость проходки удваивается. Данные на модифицированной временной основе должны тогда быть следующими. Констатируем, что скорость проходки можно определять с помощью датчика, установленного на буровом долоте, выдающем скорость, при которой успешно происходит бурение.
Таблица 1
По существу, на фиг. 3 показаны на линейной диаграмме 300 данные 301 максимальной ЭПЦБР, данные 302 давления и данные 303 модели, а также данные ЭПЦБР со 100% увеличением скорости проходки. Данные 301 максимальной эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора показывают, что такое увеличение является возможным, и точно той же глубины можно безопасно достичь через 45 мин вместо 85 мин.
На фиг. 4 представлено 3 сценария, где скорость проходки в бурении поступательно увеличивается. На линейной диаграмме 400 показана зависимость измеренной глубины 401 от максимальной ЭПЦБР 403, данные 404 и ЭПЦБР 405 моделирования. Позицией 402 показаны 3 сценария, обозначенные как сценарии 1, 2 и 3, которые показывают, при постепенном увеличении скорости (при этом оставаясь ниже градиента давления гидравлического разрыва) можно сэкономить 12500 долл. США, 20830 долл. США или 29160 долл. США в зависимости от условий бурения. Конкретные условия при данных увеличенных скоростях проходки являются неважными; важной точкой за данными сценариями является то, что варианты осуществления дают пользователю поступательно пороги все более высокой скорости, которые можно выбирать для реализации, что может приводить к быстрому и безопасному бурению, поскольку бурение остается в вычисленных пределах. Таким образом, варианты осуществления предлагают максимальные пороги для скоростей бурения и прогнозируют результаты бурения на промежуточных скоростях бурения. Варианты осуществления могут быть разработаны просто для бурения насколько возможно быстро при условии ограничений, налагаемых буровой установкой и стволом скважины, или для передачи информации бурильщикам и обеспечения им возможности выбора.
Текущие данные 402 ЭПЦБР для данных 404 давления, ЭПЦБР 405 модели и данных 401 измеренной глубины непрерывно обновляют по ходу бурения. На фиг. 4 показаны три сценария 406, 407, 408 (F, G, Н) опережающего долото прогнозирования. Также показан интервал глубины J 409, дающий информацию, которая должна обеспечивать выбор одного сценария оптимизации вместо другого.
В табл. 3 показан другой пример использования селективного уменьшения/увеличения при буровых операциях на основе данных, поступающих в реальном времени. В данном примере показано 50%-ное увеличение скорости проходки в комбинации с 25%-ным увеличением времени циркуляции бурового раствора (промывки ствола). В данном случае время экономится, поскольку увеличивается скорость бурения. Вместе с тем некоторое время дополнительно тратится на промывку ствола. В любом случае на морской буровой установке с дневной ставкой 500000 долл. США данный простой пример дает экономию времени 17,5 мин, которые стоят около 6076 долл. США. Необходимо учитывать, что данное относится только к интервалу приблизительно в 1 ч. При повторении на протяжении 24 ч в день это дает экономию 145824 долл. США.
Таблица 3
Прошедшее время
(час/мин/ сек)
Вычисл./ лрогнозн./
прошедшее время
Статус
Реальная скорость проходки
Уменьшенная скорость
проходки
Потенциальная экономия времени
0:00:00
0:00:00
бурение
120
1:00:00
0:40:00
бурение
120
+00:20:00
1:00:01
0:40:01
промывка
1:10:00
0:52:30
промывка
-00:02:30
1:10:01
0:52:31
бурение
На фиг. 5 показан график прогнозируемой ЭПЦБР с селективным уменьшением времени процесса бурения, что используют для создания имитаций увеличения скорости проходки.
В данных имитациях данные скорости проходки искусственно увеличены для определения, возможно или нет увеличение скорости проходки, при этом с поддержанием приемлемой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора ниже градиента давления гидравлического разрыва. В
данном примере фактических, поступающих в реальном времени скважинных данных просто увеличивают скорость проходки на 50% и оставляют на нужном уровне ниже градиента давления гидравлического разрыва.
Кроме потенциальной экономии времени, можно оптимизировать другие потенциальные расходы, связанные с бурением. Некоторые данные расходы могут включать, без ограничения, следующее: изменения композиции бурового раствора как введением добавок, так и выбором действующей системы на основе статистических данных/данных соседних скважин, изменения композиции бурового раствора на основе работы нейронных компьютерных сетей или использования других методик с элементами искусственного интеллекта, связанных с рекомендациями нейронной компьютерной сети в режиме реального времени для проблем смазочных свойств, таких как крутящий момент и силы трения, проблем потери циркуляции, добавления материалов при борьбе с поглощением, изменений процессов работы, оптимизации выбора бурового долота и срока службы долота, присоединения устройств создания осевой нагрузки на долото, скорости проходки и производительности насосов, диаметра выбуренных частиц и загрязнения частицами низкой удельной плотности и очистки.
Таким образом, вариант осуществления способа, показанный на фиг. 7, должен включать в себя сбор данных давления во время бурения с датчика буровой установки на стадии 701, получение данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для буровой установки на стадии 702, вычисление стандартного отклонения разностей данных замеров давления во время бурения, поступающих в реальном времени, и данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на стадии 703, вычисление набора прогнозных данных максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для процесса бурения на основе вычисленного отклонения на стадии 704 и определение скорости проходки буровой установки на основе данных максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора процесса бурения на стадии 705.
Большинство программ работ с данными, поступающими в реальном времени, сконцентрированы на управлении рисками для предотвращения и уменьшения ошибок, которые стоят оператору денег. Данное изобретение работает, вместо этого используя нереализованные возможности. Благодаря использованию уже существующих источников информации изобретение объединяет их с помощью имеющего новизну и неочевидного использования стандартного отклонения между фактическими данными и данными моделирования. Данную технологию можно также использовать в качестве инструмента обучения и инструмента аудита скважин после строительства.
Следует отметить, что система 600 оптимизации бурения показана и рассмотрена в данном документе как имеющая различные модули и блоки, выполняющие конкретные функции и взаимодействующие друг с другом. Должно быть понятно, что данные модули и блоки просто разделены на основе своих функций для описания и представления компьютерного агрегатного обеспечения и/или исполняемого программного обеспечения, сохраняющегося в машиночитаемых носителях для исполнения на приемлемом вычислительном агрегатном обеспечении. Различные функции различных модулей и блоков можно объединять или разделять как агрегатное обеспечение и/или программное обеспечение, сохраняющееся на машиночитаемом носителе, как указано выше, в виде модулей любым способом, и можно использовать отдельно или в комбинации.
Хотя показаны и описаны различные варианты осуществления согласно настоящему изобретению, понятно, что изобретение ими не ограничено. Настоящее изобретение специалисты в данной области техники могут изменять, модифицировать и применять в дополнительных вариантах. Поэтому данное изобретение не только не ограничено показанными и описанными выше деталями, но также включает в себя все такие изменения и модификации.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ определения скорости проходки при бурении в геологический пласт, содержащий следующие этапы:
сбор поступающих в реальном времени данных давления в процессе бурения;
получение данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора;
вычисление стандартного отклонения разностей поступающих в реальном времени данных давления и данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора;
вычисление прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на основе вычисленного отклонения;
определение скорости проходки бурильной колонны на основе максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора процесса бурения.
2. Способ по п.1, в котором данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора вычисляют с использованием стандартного отклонения как смещение от градиента давления гидравлического разрыва.
3. Способ по п.1, в котором данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на показателе надежности, умноженном на стандартное отклонение при использовании, как смещение от градиента давления гидравлического разрыва.
4. Способ по п.1, в котором данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на коэффициенте безопасности, добавляемом к стандартному отклонению при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва.
5. Способ по п.4, в котором данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на коэффициенте безопасности, добавляемом к стандартному отклонению при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва, и дополнительно основаны на показателе надежности, умноженном на стандартное отклонение при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва.
6. Способ по п.3, в котором показатель надежности основан на нормальном распределении разностей.
7. Способ по любому предыдущему пункту, дополнительно содержащий этап вычисления набора значений, приближенных к максимально допустимому значению эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для направления скорости бурения.
8. Способ по любому предыдущему пункту, содержащий дополнительный этап использования статистических данных из прошедших итераций способа для разработки по меньшей мере одного из следующего: добавлений ингредиентов в композицию бурового раствора, выбора действующей системы и рабочих изменений процедуры.
9. Способ по п.8, в котором композиция бурового раствора изменяет по меньшей мере одно из следующего: смазочное свойство, крутящий момент, силу трения при спуске колонны и материалы для борьбы с поглощением бурового раствора.
10. Способ по любому предыдущему пункту, содержащий дополнительный этап выбора параметров бурового долота на основе скорости проходки.
11. Способ по любому предыдущему пункту, в котором определение скорости проходки используется для направления процесса бурения на буровой установке.
12. Система для определения скорости проходки при бурении в геологический пласт, содержащая блок для сбора поступающих в реальном времени данных давления в процессе бурения; блок для получения данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; вычислительное устройство для вычисления стандартного отклонения разностей поступающих в реальном времени данных давления и данных моделирования эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора; вычислительное устройство для вычисления прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора на основе вычисленного отклонения и блок для определения скорости проходки бурильной колонны на основе максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора процесса бурения.
13. Система по п.12, в которой вычислительное устройство способно вычислять данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора с использованием стандартного отклонения как смещение от градиента давления гидравлического разрыва.
14. Система по п.12, в которой данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на показателе надежности, умноженном на стандартное отклонение при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва.
15. Система по п.12, в которой данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной
плотности циркулирующего бурового раствора основаны на коэффициенте безопасности, добавляемом к стандартному отклонению при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва.
16. Система по п.15, в которой данные прогнозируемой, максимально допустимой эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора основаны на коэффициенте безопасности, добавляемом к стандартному отклонению при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва, и дополнительно основаны на показателе надежности, умноженном на стандартное отклонение при использовании как смещение от градиента давления гидравлического разрыва.
17. Система по п.15, в которой показатель надежности основан на нормальном распределении разностей.
18. Система по любому из пп.12-17, в которой вычислительное устройство способно вычислять набор значений, приближенных к максимально допустимому значению эквивалентной плотности циркулирующего бурового раствора для направления скорости бурения.
19. Система по любому из пп.12-18, в которой вычислительное устройство способно использовать статистические данные из прошедших итераций способа для разработки по меньшей мере одного из следующего: добавлений ингредиентов в композицию бурового раствора, выбора действующей системы и рабочих изменений процедуры.
20. Система по п.19, в которой композиция бурового раствора выполнена с возможностью изменения по меньшей мере одного из следующего: смазочного свойства, крутящего момента, силы трения при спуске колонны и материалов для борьбы с поглощением бурового раствора.
21. Система по любому из пп.12-20, в которой вычислительное устройство способно выбирать параметры бурового долота на основе скорости проходки.
22. Система по любому из пп.12-21, дополнительно содержащая контроллер бурения, использующий определенную скорость проходки для направления бурения на буровой установке.
Максимальная ЭПЦБР
Давление
Модель
Фиг. 3
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
023817
- 1 -
(19)
023817
- 1 -
(19)
023817
- 1 -
(19)
023817
- 4 -
023817
- 10 -
023817
- 11 -
023817
- 12 -
|
