EA 012933B1 20100226 Номер и дата охранного документа EA200701280 20051209 Регистрационный номер и дата заявки US11/015,911 20041216 Регистрационные номера и даты приоритетных заявок US2005/044301 20051209 Номер международной заявки (PCT) WO2006/065603 20060622 Номер публикации международной заявки (PCT) EAB1 Код вида документа EAb21001 Номер бюллетеня [JPG] EAB1\00000012\933BS000#(62:48) Основной чертеж [RU] СПОСОБ ОЦЕНКИ ПРОЧНОСТИ ПРИ ОГРАНИЧЕННОМ СЖАТИИ ДЛЯ ФОРМАЦИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕОРИИ СКЕМПТОНА Название документа [8] E21B 47/026 Индексы МПК [US] Кэлхоун Уилльям Малкольм, [US] Эви Расселл Томас Сведения об авторах [US] ШЕВРОН Ю.Эс.Эй. ИНК. (US) Сведения о патентообладателях [US] ШЕВРОН Ю.Эс.Эй. ИНК. (US) Сведения о заявителях SU 1675551 A1 RU 2172834 C2 RU 2204121 C2 US 4981037 A Цитируемые документы
 

Патентная документация ЕАПВ

 
Запрос:  ea000012933b*\id

больше ...

Термины запроса в документе

Реферат

Предложен способ оценки прочности породы при ограниченном сжатии на глубине зоны резания подземной формации, подлежащей бурению с использованием бурового долота и бурового раствора. Определяют прочность породы при неограниченном сжатии на глубине зоны резания. Вычисляют изменение прочности породы из-за приложенных напряжений, воздействующих на породу во время бурения, причем вычисление включает в себя оценку изменения порового давления. Вычисляют прочность породы при ограниченном сжатии на глубине зоны резания путем добавления к прочности породы при неограниченном сжатии оцененного изменения. В данном изобретении изменение порового давления вычисляется в соответствии с теорией Скемптона (Skempton), когда в непроницаемой породе или грунте изменяется поровый объем из-за приложенных нагрузок или напряжений, притом что фактически не существует потока текучей среды в и из породы. Прочность породы при ограниченном сжатии можно вычислить для наклонных стволов скважин с учетом таких факторов, как профиль ствола скважины, концентраторы напряжений, диаметр скважины и масса бурового раствора, с использованием поправочных коэффициентов, полученных с применением компьютерного моделирования и использования исходной формулы для определения нескорректированного значения для прочности породы при ограниченном сжатии.


Формула

[0001] Способ оценки прочности породы при ограниченном сжатии на глубине зоны резания подземной формации, подлежащей бурению с использованием бурового долота и бурового раствора, содержащий следующие стадии:

[0002] Способ по п.1, в котором изменение порового давления ΔPP оценивают в предположении, что отсутствует существенное перемещение текучей среды в или из породы во время бурения.

[0003] Способ по п.2, в котором порода имеет эффективную пористость, меньшую предварительно определенного порога пористости и предотвращающую существенное перемещение текучей среды в или из породы во время бурения.

[0004] Способ по п.3, в котором предварительно определенный порог пористости составляет 0,05 или менее.

[0005] Способ по п.1, в котором порода имеет эффективную пористость, меньшую предварительно определенного порога.

[0006] Способ по п.1, в котором изменение порового давления ΔPP в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

[0007] Способ по п.1, в котором изменение порового давления ΔPP в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

[0008] Способ по п.1, в котором изменение порового давления ΔPP в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

[0009] Способ по п.1, в котором изменение порового давления ΔPP в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

[0010] Способ по п.1, в котором изменение порового давления ΔPP в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

[0011] Способ по п.1, в котором изменение порового давления ΔPP в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

[0012] Способ по п.1, в котором изменение порового давления ΔPP в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

[0013] Способ по п.1, в котором прочность породы при ограниченном сжатии CCS вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

[0014] Способ по п.1, в котором прочность породы при ограниченном сжатии CCS вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

[0015] Способ по п.13, в котором дифференциальное давление DP, действующее на породу, вычисляют в соответствии с

[0016] Способ по п.13, в котором дифференциальное давление DP, действующее на породу, оценивают в соответствии со следующим математическим выражением:

[0017] Способ по п.13, в котором дифференциальное давление DP, действующее на породу, вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

[0018] Способ по п.1, в котором изменение прочности оценивают на основе устранения напряжения от породы из-за удаления вышележащих пород, напряжения, приложенного к породе буровым раствором (давление ECD), давления РР породы до бурения и внутреннего угла трения FA породы.

[0019] Способ по п.1, в котором изменение прочности вычисляют, по меньшей мере частично, на основе угла отклонения α пробуриваемого ствола скважины.

[0020] Способ по п.19, в котором изменение порового давления ΔPP в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

[0021] Способ по п.1, в котором прочность породы при ограниченном сжатии CCS определяют частично на основе профиля забоя пробуриваемого ствола скважины.

[0022] Способ для оценки прочности породы при ограниченном сжатии на глубине зоны резания подземной формации, подлежащей бурению с использованием бурового долота и бурового раствора, содержащий следующие стадии:

[0023] Способ по п.22, в котором оценивают отсутствие существенного перемещения текучей среды в и из пор породы.

[0024] Способ по п.23, в котором оценка отсутствия существенного перемещения текучей среды в и из пор породы основана на породе, имеющей эффективную пористость φе, меньшую заранее определенного порогового значения эффективной пористости.

[0025] Способ по п.22, в котором оценивают наличие ограниченного перемещения текучей среды в и из пор породы.

[0026] Способ по п.22, в котором оценки прочности породы при ограниченном сжатии выполняют для породы с высокой проницаемостью, породы с низкой проницаемостью и породы с проницаемостью, находящейся между породами с высокой и низкой проницаемостями.

[0027] Способ по п.26, в котором прочность породы при ограниченном сжатии на глубине зоны резания вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

[0028] Способ по п.27, в котором дифференциальное давление, действующее на породу

[0029] Способ по п.28, в котором вычисление изменения прочности является функцией угла отклонения α ствола скважины.

[0030] Способ для оценки прочности породы при ограниченном сжатии на глубине зоны резания подземной формации, подлежащей бурению с использованием бурового раствора, содержащий следующие стадии:

[0031] Способ по п.30, в котором оцененная проницаемость породы основана на эффективной пористости породы.

[0032] Способ по п.31, в котором промежуточную прочность породы при ограниченном сжатии CCSMIX вычисляют в соответствии со следующими математическими выражениями:


Полный текст патента

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение в общем случае относится к способам оценки прочности породы и, в частности, касается способов оценки прочности при «ограниченном » сжатии для формаций, в которых должны быть пробурены стволы скважин.

Предшествующий уровень техники

На сегодняшний день обычной практикой стало планирование бурения скважин и анализ рабочих характеристик долот с использованием анализа прочности породы на основе каротажных диаграмм. Имеется несколько методик описания прочности породы при ограниченном сжатии, но наиболее широко специалистами по бурению используется прочность при неограниченном сжатии. Прочность при ограниченном сжатии обычно относится к прочности породы, когда она находится только под ограниченной или одноосной нагрузкой. Прочность породы обычно возрастает, когда порода поддерживается ограничивающими сжимающими давлениями или напряжениям со всех направлений. Эта прочность выражается в единицах, представляющих собой силу на единицу площади, то есть фунты на квадратный дюйм.

Использование прочности породы при неограниченном сжатии для выбора долота и прогнозирования/анализа рабочих характеристик долота является проблематичным в том смысле, что «кажущаяся » прочность породы для долота обычно в чем-то отличается от прочности породы при неограниченном сжатии. Широко признается и отражена в различных публикациях проблема, состоящая в том, что на рабочие характеристики долота сильно влияет давление бурового раствора и разница между давлением бурового раствора и поровым давлением в естественном залегании породы, в которой осуществляется бурение. Давление, обеспечиваемое буровым раствором, часто называют давлением, определяемым эквивалентной плотностью циркуляции бурового раствора (ECD), которое может быть выражено в единицах массы бурового раствора, то есть в фунтах на галлон. Для вертикальных скважин давление бурового раствора или давление ECD замещает давление вышележащих пород (ОБ), когда вышележащие породы удаляются в процессе бурения.

Один широкораспространенный на практике способ вычисления прочности породы при ограниченном сжатии CCS, основанный на механике горных пород, состоит в использовании следующего математического выражения

где UCS - прочность породы при неограниченном сжатии;

DP - дифференциальное давление (или ограничивающее напряжение в породе) и

FA - внутренний угол трения для породы или угол трения (свойство породы).

Часто уравнение (1) адаптируют к режиму бурения в забое скважины для породы с высокой проницаемостью путем определения DP как разности между давлением ECD, оказываемым буровым раствором на породу в процессе бурения, и давлением РР в естественном залегании породы до бурения.

Такая адаптация приводит к следующему выражению для CCS для породы с высокой проницаемостью (CCS HP )

где DP = давление ECD - поровое давление (3).

Для случаев, когда порода имеет очень низкую проницаемость, отсутствует широкораспространенный промышленный стандарт или методика предсказания кажущейся прочности породы для долота. Были предложены различные упрощенные подходы, которые нашли ограниченное применение, причем в них предполагается, что порода ведет себя так, как если бы она была проницаемой, или что давление РР в породе равно нулю. Последнее допущение приводит к следующему математическому выражению для CCS LP для породы с низкой проницаемостью:

где DP = давление ECD-0 (5).

Предположение о том, что поровое давление РР равно нулю и что дифференциальное давление DP ECD в общем случае равно давлению ECD для породы с низкой проницаемостью, часто приводит к ошибочным оценкам кажущейся прочности CCS LP . Последующее использование этих оценок CCS LP для породы с низкой проницаемостью часто приводит к ненадежным оценкам, когда оценки CCS LP используют для выбора долота, скорости бурения, при расчетах глубины проникновения, для прогнозирования срока службы долота с учетом износа и других подобных оценок на основе прочности породы.

Другим недостатком вышеуказанного способа вычисления прочности породы при ограниченном сжатии является то, что он не учитывает изменение картины напряжений в породе для наклонных или горизонтальных стволов скважин по сравнению с вертикальными стволами скважин. Стволы скважин, которые бурят под наклоном, или горизонтальные стволы скважин могут значительно отличаться по напряжению в зависимости от глубины зоны резания из-за давления, прикладываемого со стороны вышележащих пород по сравнению с вертикальными стволами скважин, где вышележащие породы удалены в результате бурения.

Еще одним недостатком является то, что прочность породы при ограниченном сжатии, вычисляемая вышеуказанным способом, представляет собой среднее значение прочности по профилю забоя ствола скважины в предположении, что профиль в общем случае является плоским. В действительности, профили забоя стволов скважин могут иметь весьма сложную форму, зависящую от конфигурации долота, создающего ствол скважины. Кроме того, по радиальной периферии ствола возникают места концентрации напряжений. Сильно упрощенные способы вычисления прочности породы при ограниченном сжатии не учитывают эти геометрические особенности, которые могут значительно изменить кажущуюся прочность породы для долота во время операции бурения в конкретных режимах.

Соответственно, имеется потребность в более совершенном способе вычисления прочности породы при ограниченном сжатии для пород, подвергающихся бурению, и, в частности, для пород, имеющих низкую проницаемость. Этот способ должен учитывать относительное изменение порового давления АРР из-за операций бурения, а не полагаться на то, что поровое давление РР будет оставаться на уровне РР окружающего коллектора в случае породы с высокой проницаемостью, или полагаться на то, что давление РР является незначительным в случае породы с очень низкой проницаемостью. Настоящее изобретение имеет своей целью удовлетворение указанной потребности путем обеспечения улучшенных способов оценки прочности породы при ограниченном сжатии для пород с низкой проницаемостью и для пород, которые имеют ограниченную проницаемость. Кроме того, в настоящем изобретении обращено внимание на необходимость адаптации к изменяющемуся напряженному состоянию на глубине зоны резания, что характерно для наклонных и горизонтальных стволов скважин в отличие от вертикальных стволов скважин. Вдобавок, настоящее изобретение обеспечивает способ адаптации к геометрическим факторам, таким как профили стволов скважин и связанные с ними концентрации напряжений, которые могут значительно влиять на кажущуюся прочность породы при ограниченном сжатии при удалении породы в процессе бурения для создания ствола скважины.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение включает в себя способ для оценки CCS для породы на глубине зоны резания подземной формации, в которой должно выполняться бурение с использованием бурового долота и бурового раствора. Сначала определяют прочность породы при неограниченном сжатии. Затем определяют изменение прочности породы из-за приложенных напряжений, которые будут накладываться на породу во время бурения, включая изменение прочности из-за ΔРР в породе в результате бурения. Затем вычисляют прочность породы при ограниченном сжатии для породы на глубине зоны резания путем добавления оцененного изменения прочности к прочности породы при неограниченном сжатии. Для случая породы с высокой проницаемостью ΔРР оценивают, исходя из предположения, что во время бурения не будет происходить существенного перемещения флюидов в или из породы. Согласно настоящему изобретению ΔPP предпочтительно вычисляют согласно теории Скемптона, где в непроницаемой породе или почве имеет место изменение объема порового пространства из-за приложенных нагрузок или напряжений, когда практически не существует потока флюидов в или из породы или почвы. Прочность породы при ограниченном сжатии может быть вычислена для наклонных стволов скважин с учетом таких факторов, как профиль ствола скважины, концентраторы напряжений, диаметр ствола и масса бурового раствора с использованием корректирующих коэффициентов, полученных с применением компьютерного моделирования.

Для случая сильно наклоненной скважины (> 30 °) для повышения точности можно использовать угол отклонения скважины, азимут и главные земные горизонтальные напряжения.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 - схематическая иллюстрация окружения забоя скважины для вертикального ствола скважины в пористой/проницаемой породе,

фиг. 2А и 2В - графики прочности породы при ограниченном сжатии, построенные в функции ограничивающего или дифференциального давления DP, приложенного к породе на глубине зоны резания,

фиг. 3A, 3B и 3C - схематические иллюстрации напряжений, приложенных к напряженным блокам породы на глубине зоны резания для 3A - вертикального ствола скважины; 3B - горизонтального ствола скважины и 3C - ствола скважины, ориентированного под углом α отклонения от вертикали и под азимутальным углом β,

фиг. 4 - график, показывающий дифференциальное давление в забое ствола для непроницаемой породы, спрогнозированное согласно настоящему изобретению, с оценками, выданными компьютерной моделью на основе метода конечных элементов,

фиг. 5 - таблица расчетных значений дифференциального давления, прочности при ограниченном сжатии и скорости проходки,

фиг. 6 - график скорости проходки для бурового долота в функции прочности породы при ограниченном сжатии, подвергающейся бурению,

фиг. 7 - график скорости проходки в функции плотности бурового раствора,

фиг. 8 - график скорости проходки в функции порового давления,

фиг. 9 - таблица сегментов профилей долота, которые могут быть объединены для описания профиля бурового долота.

Подробное описание изобретения

I. Общее вычисление прочности породы при ограниченном сжатии для вертикальных стволов скважин.

Важная составляющая прочности породы, касающаяся сопротивления бурению, зависит от состояния сжатия, которому подвергается порода во время бурения. Эту способность породы сопротивляться бурению буровым долотом в ограничивающих условиях, в которых выполняется бурение, называют прочностью породы при ограниченном сжатии. До бурения состояние сжатия породы на конкретной глубине в значительной степени зависит от массы вышележащих пластов, поддерживаемой данной породой. Во время операции бурения нижний участок ствола скважины, то есть порода на глубине зоны бурения, подвергается воздействию буровых растворов, а не вышележащей породы, которая была удалена. Однако порода, подлежащая удалению в наклоненном или горизонтальном стволе скважины, все еще подвергается воздействию составляющих нагрузки со стороны вышележащей породы, а также бурового раствора и зависит от угла отклонения ствола скважины от вертикали, а также от азимутального угла.

В идеале, реалистическая оценка порового давления в естественном залегании на глубине расположения долота в зоне резания определяется при вычислении прочности породы при ограниченном сжатии для породы, подлежащей бурению. Эта глубина зоны резания обычно составляет величину порядка от нуля до 15 мм в зависимости от скорости проникновения, характеристик долота и его эксплуатационных параметров. Настоящее изобретение обеспечивает новый способ вычисления изменившегося порового давления в забое скважины (непосредственно под долотом на глубине зоны резания) для пород с ограниченной проницаемостью.

Следует заметить, что изменение порового давления в забое ствола скважины, оказывающее влияние на прочность породы при ограниченном сжатии и рабочие характеристики долота, носит кратковременный характер, самая большая длительность которого, вероятно, составляет порядка одной секунды, но иногда бывает на порядок меньше.

Далее, не претендуя на точное следование какой-либо конкретной теории, описываются общие допущения, принятые при построении способа вычисления прочности породы при ограниченном сжатии для породы, подвергаемой бурению, с использованием бурового долота и бурового раствора для создания в целом вертикального ствола скважины с плоским профилем забоя ствола скважины.

На фиг. 1 показано окружение забоя ствола скважины в вертикальной скважине в пористой/проницаемой формации. В формации 20 показан пробуриваемый в ней вертикальный ствол 22 скважины. Внутренняя периферия ствола 2 скважины заполнена буровым раствором 24, который создает фильтрационную корку 26, покрывающую ствол 22 скважины изнутри. Стрелки 28 указывают, что поровая текучая среда в формации 20, то есть в окружающем коллекторе, может свободно перетекать в поровое пространство в породе на глубине зоны резания. Это обычно имеет место в случае, когда порода обладает высокой проницаемостью. Также буровой раствор 24 оказывает давление на ствол скважины, как показано стрелками 30.

Порода, ранее лежащая на глубине зоны резания, которая вызывала напряжение ОВ или давление ОВ до бурения ствола скважины, замещена буровым раствором 24. Хотя возможны исключения, давление, оказываемое буровым раствором 24, как правило, больше порового давления РР на глубине зоны резания и меньше давления ОВ, которое оказывалось ранее вышележащей породой. При этих общих условиях бурения порода на глубине зоны резания слегка расширяется в забое ствола скважины из-за уменьшения напряжения (давление со стороны бурового раствора меньше давления ОВ, которое оказывалось вышележащей породой).

Аналогичным образом полагаем, что объем порового пространства в породе также увеличивается. Расширение породы и ее пор приведет к мгновенному падению порового давления РР в области воздействия, если в поры расширенной породы на глубине зоны резания не потечет флюид.

Если порода обладает высокой проницаемостью, то уменьшение порового давления РР приводит к перемещению текучей среды из дальней зоны (коллектор) в расширенную область, как показано стрелками 28. Скорость и степень проникновения поровой текучей среды в расширенную область, что приводит к выравниванию давления РР расширенной породы с давлением в дальней зоне (давление коллектора), зависит от ряда факторов. Основными из этих факторов являются скорость изменения породы, которая коррелирует со скоростью проходки, а также относительная проницаемость породы для поровой текучей среды. Это предполагает, что объем коллектора относительно велик по сравнению с зоной резания, что в общем случае является обоснованным предположением. В то же время, если давление бурового раствора или ECD больше порового давления РР, фильтрат из бурового раствора будет пытаться проникнуть в проницаемое поровое пространство на глубине зоны резания. Фильтрационная корка 26, образованная во время начального проникновения бурового раствора (иногда это называют мгновенными потерями бурового раствора), действует как барьер для дальнейшего проникновения фильтрата. Если образование фильтрационной корки 26 происходит эффективно (очень тонким слоем и очень быстро, что является желательным и часто имеет место), есть основание предположить, что воздействие проникновения фильтрата на изменение порового давления РР на глубине зоны резания будет ничтожно малым. Также предполагается, что фильтрационная корка 26 действует как непрозрачная мембрана для типового случая, когда давление бурового раствора больше, чем давление PP. Таким образом, для породы с высокой проницаемостью, при бурении которой используется буровой раствор, можно обоснованно предположить, что поровое давление РР на глубине зоны резания фактически будет таким же, как поровое давление РР породы окружающего коллектора.

Для практически непроницаемой породы, такой как глинистый сланец и очень плотная порода, не являющаяся глинистым сланцем, предполагается, что перемещение поровой текучей среды или проникновение фильтрата в глубину зоны резания в существенных объемах отсутствует. Таким образом, мгновенное поровое давление РР на глубине зоны резания является функцией изменения давления в породе на глубине зоны резания, свойств породы, таких как проницаемость и жесткость, и свойств поровой текучей среды в естественном залегании (главным образом, сжимаемость). Как было описано выше в разделе, посвященном известному уровню техники, уравнение (1) представляет широко распространенный на практике общепринятый способ вычисления прочности породы при ограниченном сжатии на основе механики горных пород.

где UCS - прочность породы при неограниченном сжатии;

DP - дифференциальное давление (или ограничивающее напряжение в породе) и

FA - внутренний угол трения для породы.

В предпочтительном приведенном в качестве примера варианте настоящего изобретения, прочность породы при неограниченном сжатии UCS и внутренний угол трения FA вычисляют путем обработки данных акустического каротажа скважины или сейсмических данных. Специалистам в данной области техники известны другие способы вычисления прочности породы при неограниченном сжатии UCS и внутреннего угла трения FA, которые можно использовать вместе с настоящим изобретением. В качестве примера, но не как ограничение, эти альтернативные способы определения UCS и FA включают в себя альтернативные способы обработки данных каротажа скважины, а также анализ и/или тестирование керна или бурового шлама.

Подробности, относящиеся к внутреннему углу трения, можно найти в патенте США № 5416697, выданном Goodman под названием «Method for Determining Rock Mechanical Properties Using Electrical Log Data », содержание которого целиком включено сюда по ссылке. Goodman использует способ определения угла внутреннего трения, раскрытый Turk и Dearman в 1986 г. в работе «Estimation of Friction Properties of Rock From Deformation Measurements », Chapter 14, Proceedings of the 27 th U.S. Symposium on Rock Mechanics Tuscaloosa, Alabama, June 23-25, 1986. Этот способ предсказывает, что, когда коэффициент Пуассона изменяется при изменении водонасыщенности и глинистости, изменяется угол внутреннего трения. Следовательно, угол внутреннего трения также связан с буримостью породы, а значит, с производительностью бурового долота. Адаптация этой методики к условиям бурения в забое скважины для проницаемой породы выполняется путем определения давления DP как давления ECD минус поровое давление РР до бурения или поровое давление РР окружающего коллектора во время бурения. Это приводит к математическим выражениям для CCS HP и DP, как было описано выше в связи с уравнениями (2) и (3).

Давление ECD предпочтительнее всего вычислять путем непосредственного измерения давления с помощью скважинных приборов. В альтернативном варианте давление ECD можно оценить, добавив некоторое обоснованное значение к давлению бурового раствора, или вычислить его программными средствами. На фиг. 2А и 2В изображены примерные графики, показывающие, как CCS изменяется в зависимости от давления DP, воздействующего на породу на глубине зоны резания. Когда к породе не приложено давление DP, прочность породы, по существу, определяется величиной UCS. Однако при возрастании давления DP также возрастает и CCS. На фиг. 2А это увеличение показано в виде линейной функции. На фиг. 2В это увеличение показано в виде нелинейной функции.

Вместо предположения о том, что поровое давление РР в породе с низкой проницаемостью фактически равно нулю, в настоящем изобретении используется методика на основе механики грунтов для определения ΔPP, и этот подход применяется к бурению пород. Для случая непроницаемой породы соотношение, описанное Скемптоном (Skempton, A.W.: «Pore Pressure Coefficients A and В », Geotechnique (1954), Volume 4, pages 143-147), адаптируется для использования вместе с уравнением (1). Поровое давление Скемптона в общем случае можно описать как поровое давление РР в естественном залегании, но обычно непроницаемый материал, перед бурением модифицируется из-за изменения порового давления РР на величину ΔPP по причине изменения среднего напряжения в объеме материала в предположении, что проницаемость настолько мала, что поток флюидов в или из глубины зоны резания пренебрежимо мал. Заметим, исходя из фиг. 2А, что изменение ΔPP является функцией изменения РР в породе из-за бурения.

Это давление DP на породу на глубине зоны резания может быть математически выражено следующим образом:

где DP - дифференциальное давление в породе для породы с низкой проницаемостью;

ECD - давление эквивалентной плотности циркуляции бурового раствора;

(РР+ ΔPP) - поровое давление Скемптона;

РР - поровое давление в породе до бурения и

ΔPP - изменение порового давления из-за давления ECD, замещающего земное напряжение.

На фиг. 3A показаны главные напряжения, приложенные к напряженному блоку породы с глубины зоны резания для в целом вертикального ствола скважины. Заметим, что давление ECD замещает давление ОВ вследствие бурения породы. На фиг. 3B показан напряженный блок породы на участке ствола скважины, простирающемся в целом горизонтально. В этом случае давление ОВ остается на вертикальной поверхности напряженного. На фиг. 3C показан напряженный блок породы, полученный для наклонного ствола скважины, имеющего угол α отклонения от вертикали и азимутальный угол β, спроецированный на горизонтальную плоскость. Давление бурового раствора или ECD замещает предыдущее давление или напряжение, которое существовало до бурения в направлении бурения (направление z).

Скемптон описывает два коэффициента давления РР (А и В), которые определяют ΔРР, вызванное изменениями в общем приложенном напряжении для пористого материала в условиях нулевого дренирования. В общем случае ΔРР задается следующим образом:

где А- коэффициент, который описывает изменение порового давления, вызванное изменением напряжения сдвига;

В - коэффициент, который описывает изменение порового давления, вызванное изменением среднего напряжения;

σ 1 - первое главное напряжение;

σ 2 - второе главное напряжение;

σ 3 - третье главное напряжение и

Δ - оператор, описывающий разницу в значениях конкретного давления в породе до бурения и во время бурения.

Для в целом вертикального ствола скважины первое главное напряжение σ 1 представляет давление ОВ до бурения, которое замещается давлением ECD, прилагаемым к породе во время бурения, а σ 2 и σ 3 - главные горизонтальные земные напряжения, приложенные к породе. Также ( Δ σ 1 + Δ σ 2 + Δ σ 3 )/3 представляет изменение в среднем или среднее напряжение, а представляет напряжения сдвига в объеме материала.

Для упругого материала можно показать, что А=1/3. Причина этого заключается в том, что изменение напряжения сдвига не вызывает изменения объема для упругого материала. Если изменение объема не происходит, то не будет изменения давления РР (поровый флюид не расширяется и не сжимается). Если предположить, что порода рядом с забоем скважины претерпевает упругую деформацию, то тогда уравнение (7) изменения РР можно упростить до следующего вида:

Для случая, когда предполагается, что σ 2 в общем случае равно σ 3 , получим

Уравнение (8) говорит о том, что изменение давления РР ( ΔРР) равно константе В, умноженной на изменение среднего общего напряжения в породе. Заметим, что среднее напряжение является инвариантным свойством. Также не имеет значения, какая система координат используется. Таким образом, указанные напряжения не обязательно должны быть главными напряжениями. Уравнение (8) остается точным, пока указанные три напряжения являются взаимно перпендикулярными. Для удобства Δ σ z определяется как напряжение, действующее в направлении ствола скважины, а σ х и σ у определены как напряжения, действующие в направлениях, являющихся взаимно перпендикулярными направлению ствола скважины. Тогда уравнение (8) можно переписать в виде

σ х и σ у в районе забоя скважины будут изменяться. Однако эти изменения обычно малы по сравнению с Δ σ z , и при использовании упрощенного подхода ими можно пренебречь. Тогда уравнение (10) упрощается следующим образом:

Для большинства глинистых сланцев значение В находится между 0,8 и примерно 1,0. Молодые, мягкие глинистые сланцы имеют значение В от 0,95 до 1,0, в то время как более старые и жесткие глинистые сланцы имеют значения В ближе к 0,8. При упрощенном подходе, который не требует учета свойств породы, положим, что В=1,0. Поскольку Δ σ z для вертикального ствола скважины равно (ECD- σ z ), уравнение (11) можно переписать как следующее:

Заметим, что ΔРР почти всегда отрицательно. То есть давление РР в районе забоя скважины будет уменьшаться из-за операций бурения. Это происходит потому, что давление ECD почти всегда меньше напряжения, параллельного скважине ( σ z ) до бурения.

Измененное давление РР (поровое давление Скемптона) в районе забоя скважины равно РР+ ΔРР или РР+(ECD- σ z )/3. Это также можно выразить в виде

В случае вертикальной скважины σ z равно напряжению ОВ или напряжению ОВ, которое удаляется из-за операции бурения.

В случае вертикальной скважины и для большинства глинистых сланцев (которые обычно не отличаются твердостью и жесткостью) изменение среднего напряжения можно аппроксимировать членом (ОВ-ЕСР)/3.

Принимая это предположение для в целом вертикальных стволов скважин, где выполняется бурение породы с низкой проницаемостью, можно использовать следующее выражение:

где .

,

где ОВ - давление или напряжение σ z вышележащей породы в направлении z и

РР - поровое давление.

Давление ОВ предпочтительнее всего вычислять путем интегрирования плотности породы от поверхности (или морского дна, или донного грунта для морских установок). В альтернативном варианте давление ОВ можно оценить, вычислив или задавшись средним значением плотности породы с поверхности (или морского дна для морских установок). В этом предпочтительном примерном варианте данного изобретения уравнения (2) и (14) используют для вычисления CCS для породы с высокой и низкой проницаемостью, то есть CCS HP и CCS LP . Для промежуточных значений проницаемости указанные значения используют в качестве «конечных точек », и для вычисления CCS для пород с промежуточной проницаемостью, значение которой находится между значениями низкой и высокой проницаемостей, используют «смешивание » или интерполяцию между двумя конечными точками. Когда проницаемость трудно определить непосредственно из данных скважинного каротажа, в настоящем изобретении в качестве предпочтительного варианта предлагается использовать эффективную пористость φ е . Эффективная пористость φ е определяется как пористость неглинистой доли породы, умноженная на долю неглинистой породы. Эффективная пористость φ е глинистой доли равна нулю. Определено, что в описанной здесь методике вместо эффективной пористости можно непосредственно использовать проницаемость, если/когда она известна.

Если не считать исключения, очевидно, что эффективная пористость φ е обычно хорошо коррелирует с проницаемостью, и пороговое значение φ е эффективной пористости используют как средство количественного определения конечных значений для состояний проницаемости и непроницаемости. Для вычисления CCS MIX предпочтительно использовать следующую методику, где CCS породы для бурового долота

где φ е - эффективная пористость;

φ LP - пороговое значение эффективной пористости породы с низкой проницаемостью и

φ HP - пороговое значение эффективной пористости породы с высокой проницаемостью.

В этом примерном варианте считается, что порода имеет низкую проницаемость, если ее эффективная пористость φ е меньше или равна 0,05, и имеет высокую проницаемость, если ее эффективная пористость φ е больше или равна 0,20. Это приводит к следующим значениям CCS MIX в предпочтительном варианте:

Как видно из приведенных выше уравнений, здесь принято допущение о том, что порода ведет себя как непроницаемая, если φ е меньше или равна 0,05, и как проницаемая, если φ е больше или равна 0,20. В качестве конечных значений φ е предложены значения 0,05 и 0,20, причем определено, что обоснованные конечные точки для данного способа зависят от ряда факторов, включая скорость бурения. Специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что для определения конечных точек для низкой и высокой проницаемостей можно использовать и другие значения. Аналогичным образом, должно быть понятно, что для оценки CCS MIX между конечными точками можно также использовать схемы нелинейной интерполяции. Кроме того, можно использовать другие схемы вычисления CCS MIX для диапазона проницаемостей, в основе которых, в частности, лежит вышеописанный подход, предложенный Скемптоном для вычисления изменения порового давления РР ( ΔPP), которое в общем случае математически описывается с использованием уравнений (7)-(12).

Поддержка методики, использующей подход Скемптона для определения CCS LP для породы с низкой проницаемостью, обеспечивается компьютерными моделями и экспериментальными данными. В работе Warren, T.M., Smith, M.B.: «Bottomhole Stress Factors Affecting Drilling Rate at Depth, » J. Pet. Tech. (Aug. 1985) 1523-1533, которая далее упоминается под ссылкой "Warren и Smith", описаны результаты компьютерного моделирования забоя ствола скважины на основе метода конечных элементов. Эта работа поддерживает концепцию, состоящую в том, что эффективное напряжение в забое ствола скважины для проницаемой породы по вышеописанным причинам фактически равно разности между давлением ECD бурового раствора и поровым давлением РР в естественном залегании, если не считать небольшие отличия, обусловленные профилем забоя ствола скважины, и более серьезные отличия для области вблизи диаметра из-за краевого эффекта.

На фиг. 4 показано дифференциальное давление DP для заданного набора условий для непроницаемой породы. Здесь показаны кривые DP, определенные Warren и Smith в результате моделирования на основе метода конечных разностей, а также использования упрощенного способа Скемптона согласно настоящему изобретению, то есть с использованием уравнений (14)-(16). Эти результаты соответствуют случаям, когда давление ОВ равно 10000 фунт/кв.дюйм, горизонтальные напряжения σ х , σ у равны 7000 фунт/кв.дюйм, давление РР в естественном залегании равно 4700 фунт/кв.дюйм, а давление бурового раствора (Рскв.) или давление ECD равны 4700, 5700 и 6700 фунт/кв.дюйм соответственно. Результаты Warren и Smith получены для глубины на 0,11" ниже поверхности забоя ствола скважины и при различных радиальных положениях R от центра ствола с общим радиусом R W . Для анализа методом конечных элементов, выполненного Warren и Smith, потребовалось учесть дополнительные свойства породы, свойства порового флюида и профиль забоя ствола скважины. Как видно из фиг. 4, имеет место хорошее согласование между результатами более строгого моделирования на основе метода конечных элементов, выполненного Warren и Smith, и представленными здесь результатами упрощенного подхода Скемптона. Соответствие было бы еще лучше в случае использования более типичного глинистого сланца, в то время как Warren и Smith моделировали очень плотный и жесткий глинистый сланец. Также достойно внимания,, что кажущееся различие между двумя способами уменьшается, когда давление бурового раствора или ECD превосходит поровое давление РР в естественном залегании. Следовательно, упрощенный способ согласно настоящему изобретению окажется особенно подходящим и точным в условиях положительного перепада давления в системе скважина-пласт и окажется менее точным при достижении условий с нулевым перепадом давления.

Если формация имеет коэффициент В меньше единицы, то тогда ошибка, вызванная предположением о том, что В=1, приведет к небольшому завышению прогнозируемой величины уменьшения порового давления РР ( ΔРР). Это завышение видно на фиг. 4, где показаны результаты моделирования на основе метода конечных элементов для очень твердого и жесткого глинистого сланца (В=0,57). Для более типичного значения В для глинистого сланца вычисленные значения DP будут примерно на 500 фунт/кв.дюйм выше, что прекрасно совпадает с упрощенными вычислениями по Скемптону, использованными в настоящем изобретении. Более надежное применение подхода на основе теории Скемптона включает в себя вычисление значений коэффициентов А и В на основе свойств породы, полученных из данных каротажа, а также с учетом изменений σ х , σ у и σ z , если это необходимо.

В случае породы с очень большой жесткостью, но очень низкой проницаемостью, такой как очень плотный карбонат, значение В вероятно окажется гораздо меньшим 1,0 и вполне может составлять порядка 0,5. Следовательно, действительное значение В необходимо принимать с учетом данных литологии плотных пород, не являющихся глинистыми сланцами. В случае очень жестких глинистых сланцев также может потребоваться подбор значения В.

Если изменение напряжения, которое появляется в районе забоя ствола скважины, достаточно, чтобы вызвать неупругое поведение (из-за увеличения напряжения сдвига), это может быть учтено путем использования подходящего значения А вместо предполагаемого значения А=1/3. При более совершенном подходе коэффициент А можно даже использовать для представления мгновенных изменений РР ( ΔPP), которые появляются в породе при ее резке и разрушении. Эти изменения РР ( ΔPP) зависят от того, разрушается ли порода с увеличением объема или без, а при высоких скоростях деформации возможны ими обусловленные эффекты. См. Cook, J.M., Sheppard, M.C., Houwen, O.H.: «Effects of Strain Rate and Confining Pressure on the Deformation and Failure of Shale », paper IADC/SPE, 19944, presented at 1990 IADC/SPE Drilling Conference, Feb. 27-Mar. 2, 1990, Houston, Texas. Работа Cunningham, R.A., Eenink, J.G.: «Laboratory Study of Effect of Overburden, Formation and Mud Column Pressures on Drilling Rate of Permeable Formations », J. Pet. Tech. (Jan. 1959), стр. 9-15, включает в себя данные лабораторных испытаний, описывающие воздействие ограничивающего давления бурового раствора на скорость бурения образцов породы. Если свойства породы и ограничивающее напряжение известны, то CCS породы можно вычислить для каждого проверяемого условия. Затем можно построить график зависимости скорости проходки ROP от прочности породы при ограниченном сжатии CCS и установить взаимосвязь между ними. Например, на фиг. 6 показано, как были использованы данные лабораторных испытаний Cunningham и др.

Кривая зависимости ROP от CSS является типовой, и данные по многочисленным операциям бурения по всему миру говорят о том, что в качестве оптимальной обобщенной функции, описывающей эту кривую, следует использовать степенную функцию. Для конкретных тестовых данных тренд степенной функции совпадает с указанными данными, а результирующая формула для тренда показана на фиг. 6 в виде

Следует заметить, что формула (23) для ROP определена для конкретного лабораторного микродолота 1,25" и определенных параметров бурения (нагрузка на долото, обороты в минуту, расход и т.д.).

В табл. 1 используется уравнение (23) и значения CCS на основе: 1) DP (CCS HP ); 2) порового давления Скемптона (CCS LP ) и 3) давления ECD (CCS ECD ). Некоторые результаты использования уравнения (23) показаны в табл. 1, а также на фиг. 7 и 8. На фиг. 7 представлен пример для скважины глубиной 10000 футов, где порода имеет давление РР, равное 9,0 фунт/галлон, нагрузку вышележащей породы 18,0 фунт/галлон, UCS, равную 5000 фунт/кв.дюйм, и угол трения FA, равный 25 °, а вычисленное значение ROP, показанное в виде плотности бурового раствора, изменяется от 9,0 до 12,0 фунт/галлон. На фиг. 8 показано, что используются те же самые условия, но предполагается, что плотность бурового раствора зафиксирована на уровне 12,0 фунт/галлон, а давление РР изменяется в диапазоне от 9,0 до 11,0 фунт/галлон.

Данные из табл. 1 и фиг. 7 и 8 показывают, что использование абсолютного давления ECD для вычисления прочности CCS приводит к нереально высоким значениям прочности CCS, a реакция скорости проходки ROP при этом практически не отсутствует. Это не соответствует реальным полевым данным.

Реакция скорости проходки ROP на основе CCS HP , вычисленной напрямую из давления DP или из дифференциального давления DP LP на основе теории Скемптона, дает более реалистичный результат. Это дополнительно подтверждает правильность подхода, заключающегося в использовании прочности CCS на основе прямого дифференциального давления DP HP или дифференциального давления DP PL по Скемптону, а не абсолютного давления ECD, как предлагали некоторые, в качестве предпочтительного способа моделирования породы с низкой проницаемостью.

При изменении ограничивающего напряжения также может изменяться угол внутреннего трения FA. Это следует из того, что в механике горных пород известно как огибающая кривая разрушения (см. фиг. 2В). Конечный эффект заключается в том, что при высоком ограничивающем напряжении (например, > 5000 фунт/кв.дюйм) некоторые породы демонстрируют все меньшее увеличение прочности при ограниченном сжатии, когда возрастает ограничивающее напряжение, а некоторые породы достигают пиковой прочности при ограниченном сжатии, которая не увеличивается при дальнейшем возрастании ограничивающего напряжения. Очевидно, что это условие вносит ошибку в методику, представленную в этом изобретении, если угол трения FA принять за константу. Степень изменения угла трения FA при изменении ограничивающего напряжения зависит от типа породы и свойств породы в рамках данного типа. Если изменение угла трения FA при изменении ограничивающего напряжения значительно, то тогда угол трения FA следует считать функцией ограничивающего напряжения.

Предпочтительный примерный способ согласно настоящему изобретению не требует использования литологических данных. Для выбора долота или моделирования характеристик долота литологические данные, как правило, представлены в обязательной спецификации, как известно специалистам в данной области техники. В представленной здесь методике предполагается, что прочность породы при неограниченном сжатии UCS и угол трения FA представляют основополагающие влияющие свойства породы, и, следовательно, детальное литологическое описание не требуется.

Жесткость, пористость и сжимаемость поровой текучей среды в породе оказывают воздействие на величину изменения давления РР ( ΔPP), которое появляется при расширении непроницаемой породы. Обращенная модель Скемптона, представленная выше для непроницаемой породы, эти факторы непосредственно не учитывает. Они могут быть учтены коэффициентами Скемптона А и В. Ошибка, возникающая из-за неучета этих факторов, для большинства глинистых сланцев относительно мала. Эта ошибка будет относительно небольшой всякий раз, когда сжимаемость породы значительно больше сжимаемости поровой текучей среды. Это имеет место для большинства не твердых и не жестких глинистых сланцев, которые в качестве поровой текучей среды содержат воду. Ошибка может стать значительной, если глинистый сланец является твердым и жестким. В этом случае падение порового давления РР прогнозируется с завышением, что также касается давления DP. Прогнозирование с завышением также вероятно для очень плотных, жестких карбонатов. Эту ошибку можно устранить путем настройки коэффициента В, чтобы учесть жесткость породы, а если это необходимо, то пористость и сжимаемость поровой текучей среды.

II. Наклонные или горизонтальные стволы скважин.

В случае наклонной скважины земное напряжение, которое было направлено перпендикулярно дну забоя скважины и до существования ствола, во всех вышеприведенных уравнениях замещается воздействием вышележащих пород. Земное напряжение, которое было направлено перпендикулярно дну забоя скважины, является компонентой напряжения от вышележащей породы и горизонтального напряжения, σ 2 и σ 3 . Земное горизонтальное напряжение обычно характеризуется двумя главными горизонтальными напряжениями. Главные земные горизонтальные напряжения обычно меньше напряжения от вышележащих пород, за исключением существования тектонической силы, которая может привести к тому, что главное максимальное горизонтальное напряжение будет больше воздействия вышележащих пород. Для твердой породы в нетектонических внешних условиях горизонтальное эффективное напряжение составляет обычно порядка от 1/4 до 3/4 от эффективного напряжения ОВ, но в очень мягкой и/или пластичной породе эффективное горизонтальное напряжение может достичь значения, равного напряжению от вышележащих пород. Следует заметить, что блоки напряжений и напряжения, приложенные к этим блокам, представлены в сильно упрощенном виде в том смысле, что здесь проигнорированы такие факторы, как краевые эффекты и в действительности трехмерная природа напряжений в забое скважины. Эти эффекты будут описаны в следующем разделе.

Упрощенный подход Скемптона к наклонному стволу скважины можно получить при следующих предположениях: 1) порода является упругой (А=1/3); 2) Δ σ х , Δ σ у малы; а В ≈1,0. Математически CCS LP для наклонного ствола скважины в формации, где порода имеет низкую проницаемость, можно вычислить, используя следующую формулу:

где .

где σ z - напряжение, параллельное оси скважины до ее бурения; и

РР - поровое давление.

В альтернативном варианте поровое давление по Скемптону можно вычислить, используя изменение среднего напряжения в ортогональной системе.

Для случаев наклонных стволов скважин, где напряжение, параллельное скважине, не является главным напряжением, и если нельзя предположить, что А равно 1/3, можно использовать более общее уравнение, соответствующее уравнению (7). В частности, в системе отсчета х, у, z, где х, у и z не являются главными направлениями напряжения, как это видно из фиг. 3C.

где А - коэффициент Скемптона, который описывает изменение порового давления, вызванное изменением напряжения сдвига в породе;

В - коэффициент Скемптона, описывающий изменение порового давления, вызванное изменением среднего напряжения в породе;

Δ - оператор, описывающий разницу в значениях конкретного напряжения в породе перед бурением и во время бурения;

σ х - напряжение в направлении х;

σ у - напряжение в направлении у;

σ z - напряжение в направлении z;

τ ху - напряжение сдвига в плоскости х-у;

τ yz - напряжение сдвига в плоскости y-z и

τ xz - напряжение сдвига в плоскости x-z.

Вышеуказанные значения напряжений можно определить путем транспозиции тензора напряжений в естественном залегании относительно системы координат с одной осью, параллельной стволу скважины, и другой осью, которая лежит в плоскости, перпендикулярной оси ствола скважины. Главные земные напряжения σ 1 от вышележащих пород можно получить из диаграммы плотностного каротажа или другими способами оценки плотности подземной породы. Промежуточное главное земное напряжение или максимальное главное горизонтальное напряжение, σ 2 , обычно вычисляют на основе анализа вывалов на стенках скважины из изображений геологических разрезов, свойств породы, ориентации ствола скважины и предполагаемых (или определенных) значений σ 1 и σ 3 .

Минимальное земное напряжение или минимальное главное горизонтальное напряжение, σ 3 , обычно измеряется непосредственно по гидравлическому разрыву пласта на различных глубинах, или его можно вычислить, исходя из σ 1 , свойств породы, предположений о предыстории изменения земного напряжения и текущих земных напряжений. Главные напряжения Δ σ 1 , Δ σ 2 и Δ σ 3 можно получить из различных источников данных, включая данные скважинного каротажа, сейсмические данные, данные бурения и данные по дебиту скважины. Указанные методы хорошо известны специалистам в данной области техники.

Для преобразования главных напряжений в другую систему координат, в том числе нормальных напряжений и напряжений сдвига в блоке напряжений, можно использовать транспозицию. Указанные транспозиции хорошо известны специалистам в данной области техники. Например, в настоящем изобретении можно использовать транспозицию, которая описана M.R. McLean и М.А. Addes в работе «Wellbore Stability: The Effect of Strength Criteria on Mud Weight Recommendations », SPE (Общество инженеров-нефтяников Американского института горных инженеров) 20405 (1990). На фиг. 4 этой публикации показана транспозиция напряженного состояния в естественном залегании в блоке моментов с помеченными соответствующим образом нормальным напряжением и напряжением сдвига, а также углом наклона α и азимутальным углом β. В приложении А к работе McLean и Addes приведены уравнения, необходимые для вычислений, которые обеспечивают указанное преобразование из одной системы координат в другую. Документ SPE 20405 целиком включен сюда посредством ссылки. Для преобразования между системой координат для главных напряжений и системой координат для повернутых не главных напряжений можно также использовать альтернативные уравнения преобразования, известные специалистам в данной области техники. Также для преобразования главных напряжений в альтернативные напряжения и напряжения сдвига в других системах координат при заданном угле наклона α и азимутальном угле β можно использовать множество коммерческих программных средств для обеспечения устойчивости ствола скважины, таких как программное обеспечение GeoMechanics International's SFIB ™ и программное обеспечение Advanced Geotechnology STABView ™.

III. Краевые эффекты и напряжения в забое скважины.

Максимально упрощенный подход Скемптона к прогнозированию изменившегося порового давления РР в расширенной непроницаемой породе на глубине зоны резания в забое скважины трактует глубину зоны резания по всему забою скважины как один элемент, в котором одно ( σ z ) из трех независимых ортогональных напряжений изменилось, а два другие - нет. См. уравнение (16). Одно напряжение σ z , которое предположительно изменилось, действует перпендикулярно забою скважины, а изменение представлено разностью между земным напряжением, действующим перпендикулярно плоскости забоя скважины, и давлением бурового раствора или ECD. Аналогом или примером этого является куб с тремя независимыми ортогональными напряжениями, действующими перпендикулярно сторонам этого куба, с последующим изменением только одного из этих напряжений при сохранении других двух постоянными. На самом деле забой ствола скважины не так прост, что имеет место, главным образом, по двум причинам. Одна из них заключается в том, что профиль забоя скважины создается буровым долотом конкретной конфигурации, а другой причиной является краевой эффект, который порождает концентрацию напряжений, или так называемый «концентратор напряжений ». Максимально упрощенный подход согласно настоящему изобретению, который описан выше, не учитывает ни эффект неплоского забоя ствола скважины, ни эффект концентраций напряжений, которые могут возникнуть вблизи диаметра ствола.

Для простоты в последующем обсуждении, за исключением специально оговоренных случаев, предполагается, что скважина является вертикальной и внешние земные напряжения являются нормальными, причем воздействие вышележащих пород значительно больше, чем главные горизонтальные земные напряжения и поровое давление РР, а главные горизонтальные земные напряжения приблизительно равны друг другу. Специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что этот случай можно распространить на использование всех трех ортогональных напряжений, а также на наклонные стволы скважин, если это потребуется.

Порода на глубине зоны резания будет иметь слегка отличающиеся напряженные состояния по всему переднему профилю ствола скважины, как более подробно описывается ниже. Соответственно, прочность породы при ограниченном сжатии CCS является средней кажущейся прочностью CCS породы для бурового долота, используемого по профилю забоя ствола скважины. Это является именно тем значением прочности CCS, которое затем можно использовать с различными алгоритмами, которые основаны на точном прогнозировании прочности CCS.

A. Краевой эффект.

Непосредственно внутри диаметра ствола скважины земное напряжение, действующее в породе, заменено давлением бурового раствора. Непосредственно вне этого диаметра все еще действуют вышележащие породы в виде вертикального напряжения. Таким образом, в окрестности диаметра ствола скважины в породе наблюдается увеличение действующего на нее вертикального напряжения в направлении изнутри диаметра вовне. В классическом примере вертикальной скважины, где давление бурового раствора значительно меньше воздействия вышележащих пород, в результате возникает передача некоторой части напряжения в области с более высоким напряжением (непосредственно вне диаметра) в область с более низким напряжением (непосредственно внутри диаметра). Результатом этого является меньшее расширение породы вблизи диаметра, чем вблизи центра забоя ствола скважины, и, в конце концов, меньшее уменьшение порового давления РР в менее расширенной породе вблизи указанного диаметра. Этот результат показан на фиг. 4. Кривые дифференциального давления понижаются вблизи диаметра, когда возрастает значение R/R w . Ошибка представлена разностью значений соответствующих пар кривых. Заметим, что фиг. 4 в общем случае не следует использовать в качестве индикатора величины ошибки, так как кривые получены Warren и Smith для породы, являющейся относительно жесткой, в то время как большинство глинистых сланцев являются менее жесткими, и поэтому ошибка будет меньше.

B. Профиль ствола.

Вновь рассмотрим случай вертикальной скважины и нормальных земных напряжений, где воздействие вышележащих пород значительно сильнее как главных горизонтальных земных напряжений, так и порового давления PP. Неплоский профиль приведет к изменению напряжений и расширению, что отличается от вышеописанного упрощенного подхода Скемптона. Упрощенный подход Скемптона предполагает, что горизонтальные напряжения, действующие в забое ствола скважины, фактически такие же, как горизонтальные земные напряжения. Однако если забой ствола скважины не плоский, то на горизонтальное напряжение в породе на глубине зоны резания будет наложено давление бурового раствора. Обычно центр ствола слегка выступает, образуя коническую или куполообразную форму. Этого почти не бывает при использовании шарошечных конических долот и может более отчетливо проявляться при использовании буровых долот с запрессованными резцами (долота с поликристаллическими алмазными вставками, алмазного долота и долота с импрегнированной коронкой). При возрастании конусности/куполообразности по высоте (или более точно, когда возрастают боковые уклоны или коэффициент формы конуса/купола) доминирующее ограничивающее напряжение перейдет с земного горизонтального напряжения (для плоского забоя) в давление бурового раствора. Это будет означать, что все три члена Δ σ 1 , Δ σ 2 и Δ σ 3 или Δ σ x , Δ σ y и Δ σ z в формуле Скемптона не равны нулю. В качестве примера в предельном случае можно рассмотреть очень острый конус, похожий по форме на острие карандаша. Очевидно, что воздействие земного напряжения на его вершину очень мало, поскольку вершина будет находиться под действием давления бурового раствора плюс очень малая дополнительная величина, а воздействие земных напряжений будет минимальным от вершины к основанию конуса, с которого земное напряжение уже начнет влиять.

Для более точного предсказания действительных конечных изменений эффективных напряжений в зависимости от профиля, свойств породы, земных напряжений и напряжений со стороны бурового раствора можно выполнить моделирование на основе метода конечных элементов или компьютерное моделирование. Эти результаты можно сравнить с результатами упрощенного способа Скемптона, использованного в предпочтительном примерном варианте настоящего изобретения. Можно определить корректировки, которые можно будет применить к упрощенному подходу Скемптона, описанному выше, для получения более точной средней кажущейся плотности CCS породы для бурового долота, используемого по профилю забоя ствола скважины. Конечно, предполагается, что метод конечных элементов правильно моделирует реальную ситуацию в породе на глубине зоны резания.

Пример сравнения такого типа показан на фиг. 4, где ΔPP, полученное в результате использования метода конечных элементов (описано Warren и Smith), сравнивается с ΔPP, полученным из результатов использования упрощенного подхода Скемптона с применением настоящей методики согласно данному изобретению. Это может представлять одну форму очень простого сравнения, по аналогии с примером вертикального ствола, где горизонтальные земные напряжения между собой равны. В этом случае земные напряжения, действующие параллельно плоскости забоя ствола скважины, равны, и можно использовать двухмерную осесимметричную модель на основе метода конечных элементов (как описано Warren и Smith). Если предположить, что подход на основе конечных элементов дает правильное решение, и определить коррекцию, необходимую для упрощенного способа Скемптона, то результат моделирования ΔPP на основе метода конечных элементов и результат для ΔPP, полученный по упрощенному способу Скемптона, можно будет проинтегрировать по круговой области, чтобы определить результирующее среднее ΔPP для всей области (всего забоя ствола скважины) для каждого способа. Эти конечные интегральные средние результаты по ΔPP затем используются для количественного определения различий между двумя наборами результатов. Затем можно получить поправочный коэффициент, связывающий результаты моделирования на основе метода конечных элементов с подходом Скемптона согласно настоящему изобретению. Например, если функция ΔPP по методу конечных элементов, проинтегрированная по круговой площади от 0 до R W , составляет 45 единиц, а упрощенная функция ΔPP по Скемптону, проинтегрированная по той же площади, составляет 57 единиц, то тогда поправочный коэффициент CF составит 45/57 или 0,788. То есть

Для случая наклонной скважины или случая, когда земные напряжения, действующие параллельно плоскости забоя скважины, изменяются, для получения подходящего поправочного коэффициента может понадобиться трехмерная модель на основе метода конечных элементов. В этом случае различие в результатах для ΔРР, полученных путем трехмерного моделирования и упрощенного способа Скемптона, будет зависеть от радиального расстояния от центра ствола (то есть значения R/R W , используемого Warren и Smith) и направления от центра ствола. Вместо подхода на основе трехмерных конечных элементов возможно окажется адекватным усреднение напряжений, действующих параллельно плоскости забоя скважины с последующим применением вышеописанной методики с двухмерными поправочными коэффициентами. Трехмерное моделирование может подтвердить, что этот подход обладает достаточной точностью.

В вышеописанных подходах поправочные коэффициенты CF предназначены для среднего ΔРР для площади забоя ствола скважины. Согласно этому подходу средний результат для ΔРР по упрощенному способу Скемптона просто умножается на поправочный коэффициент CF. Чтобы разработать поправочные коэффициенты CF для всех типов долот, для различных типов долот устанавливают «стандартные » или «типовые » профили, которые используют при моделировании на основе метода конечных элементов, причем для нахождения «правильного ответа » используют усредненный результат для ΔРР по методу конечных элементов, а поправочные коэффициенты CF применяют к упрощенному методу Скемптона. Может оказаться так, что использование «среднего конечного ΔРР » для забоя ствола скважины приведет к другой ошибке. Например, эксперты по долотам в целом согласны, что большая часть работы при бурении ствола скважины выполняется во внешней трети диаметра ствола и что порода в центре относительно легко поддается разрушению. Принимая во внимание выводы этой теории, разработчики долот, как правило, обращают особое внимание на участок от внешней половины до двух третей профиля долота, а внутренней трети не придают большого значения, и обычно находят компромиссное решение, адаптированное к внешней части долота. Это обстоятельство можно свести просто к так называемому «фактору площади », и, если это так, то использование среднего конечного ΔРР может оказаться подходящим и обеспечить приемлемую точность. Однако если причина состоит в другом явлении, которое не учитывается различными коррекциями, предложенными в этом описании, то тогда возможно, что конкретные области забоя скважины в диапазоне диаметра ствола, возможно, должны быть «взвешены », чтобы показать величину их влияния. Для установки весов, связанных с соответствующим диапазоном диаметра, опять же можно использовать модели на основе метода конечных элементов. Кроме того, для определения влияния размера ствола можно смоделировать различные размеры ствола, если это влияние имеет место, и таким образом масштабировать результаты при переходе с одного размера ствола на другой.

В альтернативном варианте может быть построен, а затем смоделирован набор профилей, который перекрывает спектр «типовых » профилей, что обеспечивает создание «каталога » результатов, к которому можно будет обращаться, а также интерполяцию, используемую для любого профиля. Для уменьшения количества возможных профилей можно использовать разбиение забоя ствола скважины на отдельные области. Например, такими областями могут быть внутренняя радиальная треть, средняя радиальная треть и внешняя радиальная треть, но очевидно, что можно обеспечить и другие разделения. Если принять такой подход, то области можно определять по диапазону радиуса (в противоположность площади). Каждому типу долота из каталога профилей для каждой области присваивают составной (полный) профиль. Например, для долота типа XYZ наилучшим представительным профилем может быть АСВ, где А, С и В представляют профили, имеющиеся в каталоге профилей для внутренней, средней и внешней третей. Примерные схематические представления указанных комбинаций профилей для различных сегментов радиуса показаны в табл. 2 на фиг. 9.

Как видно из результирующих данных на фиг. 4, на результаты и различие в результатах между моделированием по методу конечных элементов и упрощенным способам Скемптона влияют свойства породы, значения порового давления РР и земные напряжения. Диапазон порового давления РР и земные напряжения могут быть смоделированы для разработки другого поправочного коэффициента для «среды ». Аналогичным образом можно смоделировать диапазон свойств породы для разработки поправочного коэффициента CF для «свойств породы ». Будь то среда или свойство породы, необходимые данные могут быть интегрированы в программное обеспечение на основе механики горных пород, когда эти данные необходимы для нормальной последовательности операций.

В предпочтительном варианте данный модифицированный подход Скемптона может включать в себя использование одного или нескольких из ряда поправочных коэффициентов CF: один для профиля, один для размера ствола, один для свойств породы, один для среды и т.д. Профиль поправочных коэффициентов корректирует различие между плоским забоем (как предполагается для упрощенного способа Скемптона) и действительным профилем и краевыми эффектами у диаметра. Поправочный коэффициент для размера ствола корректирует размер ствола, делая его большим или меньшим, чем исходный размер в модели. Поправочный коэффициент для свойств породы корректирует влияние жесткости, объемной сжимаемости, сжимаемости порового флюида, прочности сдвига, коэффициента Пуассона, проницаемости или других факторов, которые, как считается, могут иметь к этому отношение. Поправочный коэффициент для среды корректирует воздействие величин напряжения и различий между давлением бурового раствора, порового давления, воздействия вышележащих пород и земных напряжений. Это приводит к следующему уравнению для вертикальной скважины:

где CF=(CF profile ) ∙ (CF hole size ) ∙ (CF rock properties ) ∙ (CF environment ) и

CF profile - функция типа долота (со стальными зубцами, вставка, с армированными поликристаллическими синтетическими алмазами (PDC) с 3-4 лопастями и т.д.);

CF hole size - функция размера ствола;

CF rock properties - функция свойств породы, если требуется;

CF environment - функция OB, PP, σ 2 , σ 3 , давления бурового раствора, отклонения и азимута.

Возможно, окажется так, что данный подход, не учитывающий краевые эффекты и профиль ствола, станет главной причиной и очевидным источником ошибок за исключением свойств породы и порового флюида. Если это так, то методика коррекции профиля забоя ствола скважины, краевых эффектов, а также свойств породы и порового флюида может оказаться достаточно точной. Что касается поправочных коэффициентов для свойств породы и порового флюида, то можно использовать прямое решение на основе фундаментальных принципов с использованием свойств породы и флюида. Тогда соответствующий алгоритм для РР будет зависеть от одного или нескольких свойств породы и флюида. Это приводит к следующему уравнению для вертикальной скважины:

и

CF = CF profile = функция типа долота (со стальными зубцами, поликристаллическими алмазными вставками с 3-4 лопастями и т.д.).

Применение прочности CCS для решения проблем бурения.

Вышеуказанные значения для прочности породы при ограниченном сжатии CCS можно использовать в различных алгоритмах для вычисления свойств, относящихся к буровому долоту. Например, но не как ограничение, прочность CCS можно использовать для предварительного выбора бурового долота, прогнозирования ROP и прогнозирования срока службы долота. Кроме того, представляется, что оценки прочности CCS, полученные на основе вышеописанных методик, можно дополнительно использовать в других областях. Примеры этого включают в себя использование прочности CCS при прогнозировании динамических характеристик буровой колонны и в количественном анализе альтернативных вариантов бурового оборудования. Прочность CCS обеспечивает одни из фундаментальных и необходимых входных данных для того и другого. Динамика буровой колонны относится к динамическому поведению буровых колонн. То есть это касается степени сжатия, скручивания и т.п. буровой под воздействием массы долота и при создании момента, а также к проблеме, возникающей, когда силы возбуждения колебаний, передаваемые через буровое долото, совмещаются и/или возбуждают резонансные колебания буровой колонны. Эти режимы колебаний могут быть поперечными, вихревыми, осевыми или прерывистыми (прерывистое движение относится к состоянию повторяющихся циклов момента и периодического скручивания буровой колонны с последующим ее раскручиванием). В общем случае преимуществом предложенного способа является то, что удается избежать колебаний, так что возможность прогнозирования такого режима показывает на практике его полезность и ценность. Количественный анализ альтернативных вариантов бурового оборудования относится к прогнозированию скорости проходки и прогнозированию срока службы долота для различных типов долот и различных возможностей бурового оборудования. Например, можно вычислить и сравнить прогнозируемое время и стоимость бурения скважины с различными размерами/возможностями, а затем использовать результаты сравнения для более обоснованного выбора оборудования для достижения желаемых коммерческих целей. В настоящее время отсутствует количественный и надежный способ выполнения указанных прогнозов; однако, используя оценки прочности CCS, как было описано выше, можно реализовать возможности прогнозирования для оценки различных буровых долот и комбинаций оборудования.

Хотя в предшествующем описании настоящее изобретение было описано применительно к конкретным предпочтительным вариантам его осуществления, и многие детали были приведены в иллюстративных целях, специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что изобретение восприимчиво к изменениям и что другие описанные здесь конкретные детали можно значительно изменить, не выходя за рамки базовых принципов данного изобретения.