CN104053855A - 用于规划和/或钻探井眼的方法和系统 - Google Patents
用于规划和/或钻探井眼的方法和系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104053855A CN104053855A CN201280066912.8A CN201280066912A CN104053855A CN 104053855 A CN104053855 A CN 104053855A CN 201280066912 A CN201280066912 A CN 201280066912A CN 104053855 A CN104053855 A CN 104053855A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- instruction
- uncertainty
- place
- data
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title abstract description 29
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 13
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 claims description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 8
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 5
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 3
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 2
- 108010032363 ERRalpha estrogen-related receptor Proteins 0.000 description 1
- 244000261422 Lysimachia clethroides Species 0.000 description 1
- 102100036832 Steroid hormone receptor ERR1 Human genes 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 210000000481 breast Anatomy 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- NJPPVKZQTLUDBO-UHFFFAOYSA-N novaluron Chemical compound C1=C(Cl)C(OC(F)(F)C(OC(F)(F)F)F)=CC=C1NC(=O)NC(=O)C1=C(F)C=CC=C1F NJPPVKZQTLUDBO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/08—Measuring diameters or related dimensions at the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/02—Determining slope or direction
- E21B47/022—Determining slope or direction of the borehole, e.g. using geomagnetism
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q10/00—Administration; Management
- G06Q10/06—Resources, workflows, human or project management; Enterprise or organisation planning; Enterprise or organisation modelling
Abstract
规划和/或钻探井眼。各个实施例中的至少一些实施例是包括以下步骤的方法：接收指示第一井眼的位置的数据；读取指示补偿井眼的位置的数据；读取指示该补偿井眼的断裂直径的数据；计算该第一井眼的第一位置不确定性；通过考虑该指示位置的数据和该指示断裂直径的数据来计算该补偿井眼的第二位置不确定性；以及生成指示位置不确定性的邻近度的值。
Description
相关申请的交叉引用
无
背景
早期烃类生产绝大部分来自“无源”储层。即，大部分烃类生产来自获取从其他位置迁移而来烃类的多孔地下地层。由于其中烃类累积的地层的多孔性，所以主要钻探目标原来仅是定位处于多孔地下地层内的合适位置处的井眼。在储层工程师或钻井工在规划和/或钻探阶段期间考虑的其他井眼的范围内，该考虑只在于两个井眼不彼此冲突或相交。
更为新进的烃类生产中的大部分来自“源”储层，有时称为页岩储层或就称为页岩。页岩被认为是源储层，因为页岩是其中有机材料在遥远的过去基于高压和高温转换成烃类的物理位置。当发生有机材料到烃类的转换时，出现膨胀，这因而使得产生的油和气中的大部分迁移到其他“无源”储层位置。然而，页岩仍包含显著的烃类残留量。
然而，不像多孔无源储层，页岩具有非常低的渗透率。即，尽管每页岩单位体积可能有显著多孔性，但是烃类的移动穿过孔隙的能力已经随时间的推移变得有限。部分地基于低页岩渗透率，钻探到特定页岩地层中的井眼数目可比高可渗透“无源”储层所需的井眼数目更多，以达成足够供油。
附图简要描述
为了对本发明的示例性实施例进行详细描述，现在将参照以下附图：
图1示出根据至少一些实施例的烃类生产油田的立体图；
图2示出根据至少一些实施例的钻探系统；
图3示出根据至少一些实施例的井眼的立体图且包括不确定性表面；
图4示出根据至少一些实施例的将断裂直径纳入考量的井眼的立体图且包括不确定性表面；
图5示出根据至少一些实施例的钻探情境；
图6示出根据至少一些实施例的两个井眼的轨迹的立体图；
图7示出根据至少一些实施例的钻探情境连同每个井眼的不确定性表面的部分的投影的立体图；
图8示出根据至少一些实施例的对其已进行投影的表面的俯视图；
图9视觉地示出根据至少一些实施例的误差径向确定；
图10视觉地示出根据至少一些实施例的误差径向确定；
图11示出根据至少一些实施例的方法；以及
图12示出根据至少一些实施例的计算机系统。
符号和命名
在以下说明和权利要求各处使用的术语用来指代特定系统组件。如本领域技术人员将领会的，不同符号可指代有不同名称的同一组件。该文档不旨在区别名称不同而非功能不同的组件。
在以下讨论中和在权利要求中，术语“包括”和“包含”是以开放式结尾的方式来使用的，因此应解释为意指“包括但不限于......”。而且，术语“耦合”旨在意味着间接或直接的连接。因此，如果第一设备耦合到第二设备，那么该连接可以是通过直接连接或通过经由其他设备和连接的间接连接。
“断裂直径”应意味着由从井眼延伸的水力压裂造成的实际或期望断裂距离。术语“断裂直径”的使用不应解读成要求在水力压裂期间造成的断裂在所有方向上一致地延伸，因为在许多情形中相较于垂直于层理面而言，断裂沿着层理面前进更多的距离。
“实时地”，与关于钻探井眼所采取的动作有关，应意味着在触发事件的两小时内发生的动作并且意味着相较于可被仅使用笔和纸的人类执行而言，该动作被更快地执行。
详细描述
以下讨论旨在面向本发明的各种实施例。尽管这些实施例中的一个或更多个实施例可以是优选的，但所公开的这些实施例不应被解释成，或另行用来限制本公开包括权利要求的范围。另外，本领域技术人员将理解，以下说明具有宽广的应用，并且任何实施例的讨论仅意味着对该实施例的示意，而非旨在暗示本公开包括权利要求的范围受限于该实施例。
页岩中的井眼间距比无源地层中的井眼间距显著地更密集。而且，为了从页岩产生商业用量的烃类，每个井眼穿过其延伸的页岩地层的部分页岩(若非全部页岩的话)被水力压裂。在水力压裂期间创建的断裂从井眼延伸开一定距离，其中该距离基于许多因素(例如，页岩的脆性、在水力压裂期间使用的压力、和将该压力施加于页岩的时间量)。
各种实施例可用于规划井眼的轨迹和/或钻探井眼，其不仅考虑了围绕井眼的实际的或所规划的轨迹，而且还考虑了井眼位置的不确定性和其他参数(例如，附近井眼的断裂直径)，全是为了降低两个井眼(即，井眼到井眼)的直接冲突或间接冲突的可能性。间接冲突可以是例如由于第一井眼被钻探成穿过第二井眼的断裂直径，第一井眼的水力断裂延伸到第二井眼，或者甚至第一井眼的水力压裂延伸到第二井眼的水力断裂。
各种实施例在页岩地层且考虑了断裂直径的情况下避免直接和/或间接冲突的上下文中展开，因此将在该上下文中描述；然而，各种实施例还可应用于规划和/或操纵(steer)井眼来考虑任何地下参数(例如，规划和/或操纵来获得期望的井眼温度，规划和/或操纵来获得期望的井眼存储体积，基于穿过其钻探井眼的地层的压力响应的规划和/或操纵，规划和/或操纵以避免故障)。说明书首先解说示例系统，然后转向与井眼的规划和钻探相关联的各种考虑。
图1是烃类油田的至少一部分的立体剖视图。具体而言，图1示出地表100，和该解说例中的从地表100钻探出的三个井眼。每个井眼的被地表遮盖的部分用虚线示出。井眼102与位于地表的阀门组(valve stack)104相关联，并且代表先前已被钻探和完井的井眼。井眼106和108分别与架塔110和112相关联，并且井眼106和108代表正被钻探和/或完井的井眼。井眼102、106和108中的每个井眼被钻探到诸如页岩地层之类的地层114中，但是各种实施例不限于仅关于页岩地层地使用。为了不过于复杂化附图，地层114和地表100之间的覆盖层(overburden)未示出。
解说性井眼102具有从井眼延伸特定径向距离118的相关联断裂直径116。尽管在一些情形中断裂可从井眼开始在所有方向上相等地延伸(如关于井眼102所解说)，但在许多情形中相较于在垂直方向上(如所解说相反地，竖直地)而言，断裂可在一个方向上(如所解说，水平地)延伸更大的距离。
出于讨论的目的，考虑井眼106的钻探已结束，但水力压裂尚未发生。然而，井眼106可与要与井眼108的钻探同时完成的所规划的断裂直径122(以虚线示出)相关联。与断裂直径116从井眼102延伸的实际距离118很像，所规划的断裂直径120可具有断裂直径120的断裂被期望延伸的期望径向距离122。
根据至少一些实施例，在解说性井眼108的规划阶段，所规划的轨迹可考虑实际的附近井眼(通常称为补偿井(offset well))轨迹，诸如已完井的井(例如，井眼102)和处在各个创建阶段的其他井眼(例如，井眼106)。另外，除了考虑附近补偿井轨迹，规划还可考虑与这些补偿井相关联的其他参数，诸如实际断裂直径(例如，断裂直径116)、所规划的断裂直径(例如，断裂直径120)和与每个补偿井眼相关联的位置不确定性(以下更多讨论)。
在另外其他实施例中，在解说性井眼108的钻探期间，轨迹可被改变和/或修正以考虑实际的补偿井轨迹以及与补偿井相关联的其他参数(诸如，实际断裂直径、所规划的断裂直径和与每个补偿井眼相关联的位置不确定性)。本说明书现在转向在解说性井眼的钻探期间使用的(诸如在井眼108的钻探期间使用的)示例系统。
图2示出根据至少一些实施例的钻探操作。具体而言，图2示出配备有支承着起重机204的架塔202的钻探平台200。根据一些实施例的钻探由一串钻管执行，该串钻管由“工具”接头连接在一起以形成钻杆206。起重机204悬吊用来使钻杆206旋转并使该钻杆下降穿过井口210的顶驱208。连接到钻杆206的下端的是钻头212。通过使钻井组206旋转、通过使用钻头212附近的使钻头转动的井下“泥浆”发动机、或通过其两种方法来实现钻头212的旋转和钻探。钻井液由泥浆泵214泵送通过流线(flow line)216、立管218、鹅颈管220、顶驱208并在高压和体积下向下通过钻杆206以涌出钻头212中的管口或喷嘴。钻井液随后经由在钻杆206的外部和井眼壁222之间形成的环221向上流回井眼，通过防喷器(未具体示出)并流到地表上的泥浆池224中。在地表上，钻井液被清理并随后由泥浆泵214再次循环。钻井液用来冷却钻头212，以将钻屑从钻孔基座携载至地表并且平衡岩石储层中的液体静压。
根据各种实施例，钻杆206可包括随钻记录(“LWD”)工具226和随钻测量(“MWD”)工具228。LWD和MWD之间的区别在行业中有时是模糊的，但出于本说明书和权利要求的目的，LWD工具测量周围地层的特性(例如，多孔性、可渗透性)，而MWD工具测量与钻孔相关联的特性(例如，倾角和方向)。工具226和228可耦合到向地表传送数据的遥测模块230。在一些实施例中，遥测模块230向地表电磁地发送数据。在其他情形中，遥测模块230藉由嵌入在组成钻杆206的管道中的电导体或光导体来向地表发送数据。在另外其他情形中，遥测模块230调整对于钻杆内的钻井液的阻力，从而生成以钻井液的声速向地表传播的压力脉冲。
还是参照图2，在被编码成向地表传播的压力脉冲的数据的解说性情形中，诸如换能器232、234和/或236之类的一个或更多个换能器将压力信号转换成用于信号数字化仪238(例如，模拟到数字转换器)的电信号。尽管解说了三台换能器232、234和/或236，但可在特定情境中使用更多或更少的换能器。数字化仪238向计算机240或某个其他形式的数字处理设备提供数字形式的压力信号。计算机240根据(可存储在计算机可读存储介质上的)软件来操作以处理并解码所收到的信号。
根据至少一些实施例，被遥测模块230发送到地表的遥测数据中的至少一部分遥测数据是由MWD工具228收集的位置数据。遥测数据可被计算机240进一步分析并处理以直接做出、或辅助钻井工做出对钻探方向的改变和/或修正。具体而言，使用位置数据，计算机系统240可更新或估计正被创建的井眼的路径，可相对于与一个或更多个补偿井有关的数据来分析该路径，并随后提供对井眼路线改变的指示以避免与补偿井的直接或间接冲突。
在另外其他示例实施例中，地表计算机240可搜集来自MWD工具228的位置数据，并随后向另一计算机系统242(诸如位于油田服务供应商的总部的计算机系统)转发数据。使用位置数据，计算机系统242可更新或估计正被创建的井眼的路径，可相对于与一个或更多个补偿井有关的数据来分析该路径，并随后提供对井眼路线改变的指示以避免与补偿井的直接或间接冲突，该路线改变指示提供给计算机系统240。计算机系统240和计算机系统242之间的数据通信可采用任何合适形式，诸如通过因特网，藉由局域网或广域网，或如所解说地通过卫星244链路。本说明书现在转向位置不确定性。
在许多情形中，井眼的最深处可以是在地表下方的5000英尺或更深，并从井眼在地表的位置水平地延伸开10000到15000英尺。尽管在计算和/或确定井眼的位置方面已有许多进步，但是关于井眼三维间距的精确位置的不确定性仍存在。在一些情形中，不确定性可随着井眼的长度的增大而增大。图3示出从地表100延伸到地下地层中的井眼300的立体图。为了不过于复杂化附图，地下地层未在图3中示出，并且井眼300的被地表100遮盖的部分以虚线示出。随着井眼与井口的距离增大，位置不确定性也增大。具体而言，图3藉由以虚线描绘的不确定性表面302来解说位置不确定性。不确定性表面302随着井眼300的长度的增大而扩展。位置不确定性不仅对于已完井的井眼存在，对于正被钻探的井眼也存在。而且，不确定性还相对于井眼的长度而存在，因此图3的情形中的不确定性表面302可实际采取包围井眼远端的“泪滴”形，但为了不过于复杂化附图，该“泪滴”形未示出。因此，当根据至少一些实施例钻探时，考虑正被钻探的井眼的位置不确定性和补偿井眼的位置不确定性以确保两个井眼不相交或冲突。
图4示出从地表100延伸到地下地层中的井眼400的立体图。为了不过于复杂化附图，地下地层未在图4中示出，并且井眼400的被地表100遮盖的部分以虚线示出。如相对于图3的井眼300一样，随着井眼400与井口的距离增大，位置不确定性增大，并且井眼400的位置不确定性藉由以虚线描绘的不确定性表面402来解说。然而，出于该讨论的目的，考虑已在井眼100的远端发生水力压裂，由此产生断裂直径404。不确定性表面402随着井眼400的距离的增大而扩展，并还涵盖断裂直径404。因此，当根据至少一些实施例钻探时，考虑正被钻探的井眼的位置不确定性和补偿井眼的位置不确定性(包括断裂直径的位置不确定性)以确保两个井眼不相交或冲突。
图5示出从地表100延伸到地下地层中的各种井眼的立体图。为了不过于复杂化附图，地下地层未在图5中示出，并且井眼的被地表100遮盖的部分以虚线示出。具体而言，在图5中，井眼500已完井并且已经水力压裂，并因此与不确定性表面502相关联。井眼504正被钻探，并且期望其被水力压裂，因此具有不确定性表面506。井眼508类似地正被钻探，具有不确定性表面510和期望路径512(以虚线示出)。因此，随着井眼508正被钻探，解说性系统不仅监测井眼508的位置(例如，藉由MWD工具228)，还监测其他数据，诸如：补偿井眼的相对位置和位置不确定性；补偿井眼504的位置和位置不确定性；和补偿井眼504的期望断裂直径，连同该断裂直径的相关联的不确定性。根据至少一些实施例，与钻探井眼508实时地，井眼被操纵成(考虑各种数据)确保不存在诸井眼的直接或间接冲突。稍微不同地表达，根据至少一些实施例，与钻探井眼508实时地实现钻探路线改变以确保不确定性表面510的外边界不分别与补偿井500和504的不确定性表面502和/或506的外边界相交。
在另外其他实施例中，为井眼508作出钻探路线改变也可考虑井眼508的期望断裂直径(类似于井眼504的期望断裂直径、由不确定性表面506的大小间接指示的期望断裂直径)。
根据至少一些实施例，执行指令的计算机系统(例如，计算机系统240或计算机系统242)可不仅如上所讨论地提供对路线改变的指示以避免与其他井眼相交，而且这些指令还可创建对井眼和由不确定性表面解说的位置不确定性的物理关系的视觉表示(例如，在显示器设备上)。在一些情形中，视觉表示可以是三维关系到二维屏幕上的投影，但在其他情形中，也可使用(在借助或不借助玻璃的情况下)以三维投影的显示器设备。视觉表示可不仅包括对每个井眼的路径的描绘，还包括对由不确定性表面解说的位置不确定性的描绘。
除提供对路线改变的指示之外或取而代之地，在所关联计算机系统中的一个或更多个计算机系统上执行的指令还可创建指示正被钻探的井眼和(处于任何完成状态的)补偿井眼之间的邻近度的值。在与若干个补偿井眼紧密相邻的情形中，可为每个补偿井眼计算指示邻近度的值。可以各种方式计算每个指示邻近度的值，并且现在将讨论用于计算指示邻近度的值的示例方法体系。出于讨论的目的，用于计算指示邻近度的值的方法体系在逻辑上分为两类：三维视图方法体系；和表面投影方法体系。首先讨论三维视图方法体系。
图6示出具有任意轨迹的两个井眼600和602的立体图。井眼600比井眼602延伸得更远，并且井眼600的不确定性表面在井眼间最紧密点处的水平切片被示为椭圆604。考虑到解释的目的，相邻于井眼600，井眼602正被钻探，井眼600具有超过目前已被钻探的远端的所规划的轨迹606，并且井眼602的不确定性表面在该远端的水平切片被示为椭圆608。
在一些实施例中，指示邻近度的值仅是椭圆604和椭圆608之间的物理距离，如矢量610所示。即，该解说性实施例中的指示邻近度的值是矢量610的长度。在另外其他情形中，指示邻近度的值考虑井眼600和602的中心到中心的间距，连同每个不确定性表面(同样，在本文每个情形中被示为椭圆)的半径。更特定地，根据至少一些实施例，可根据以下公式计算指示邻近度的值：
VP＝DCC/(RW1+RW2) (1)
其中V邻是指示邻近度的值，DCC是两个井眼的中心到中心的间距，RW1是第一井眼的不确定性表面的半径，并且RW2是第二井眼的不确定性表面的半径。在某个情形中，从正被钻探的井眼的远端到补偿井眼的最近部分来测量中心到中心间距。另外，在其中不确定性表面具有椭圆横截面的情形中(例如，与其中脆性是定向的页岩地层中的断裂直径相关联的)，不仅该特定椭圆横截面的长轴可被用作RW，短轴也可用作RW。即，为了计算更保守的指示邻近度的值，可使用每个不确定性表面的长轴，为了计算不太保守的指示邻近度的值，可使用每个不确定性表面的短轴。在另外其他情形中，可使用一个不确定性表面的长轴和另一不确定性表面的短轴。
使用解说性公式(1)来计算指示邻近度的值，导致数值，且在一些情形中这些数值可称为“范围因子”。当该数值具有大于1的值时，两个井眼被完全分开。当该数值等于1时，不确定性表面可能是接触的(取决于该值被计算的保守程度)。最后，当该数值小于1时，两个井眼的不确定性表面可能是交叠的，有可能指示应进行操纵修正和/或应执行特定努力以避免在继续钻探中的危险情境。
本讨论现在转向用于计算指示邻近度的值的表面投影方法体系。图7示出具有从地表100延伸的任意轨迹的两个井眼702和704的立体图。同样，井眼702和704的被地表遮盖的部分以虚线示出。每个井眼702和704的远端具有相关联的位置不确定性，并且在图7中该位置不确定性分别以圆706和708的形式解说性地示出。对于用来计算指示邻近度的值的投影方法体系，由任何合适计算机系统执行的计算机指令将位于第一井眼702上的一点处(例如，在该井眼的远端处)的位置不确定性投影到第一井眼702上的该点的实际位置上方或下方的水平表面。类似地，计算机指令将位于第二井眼704上的一点处(例如，在该井眼的远端处)的位置不确定性投影到第二井眼704上的该点的实际位置上方或下方的水平表面。可使用任何合适水平表面，并且如图7所解说地，该投影可以是到地表100的。由于井眼702和704的倾斜角，在表面处的投影可采取与在地表下方的各自相应位置处不同的形式。例如，在图7的其中不确定性表面在垂直于在远端处的井眼的平面中是圆的解说性情形中，投影在地表处变成椭圆。
这些示例情形中计算指示邻近度的值可随后基于这些投影。图8示出其上已经投影了不确定性圆706和708的水平面800的俯视图。具体而言，椭圆形式的投影802对应于不确定性圆706，并且椭圆形式的投影804对应于不确定性圆708。在一些实施例中，指示邻近度的值仅是投影802的外边界和投影804的外边界之间的物理距离，如由矢量806(驻留在平面800内的矢量806)所示。即，该解说性实施例中的指示邻近度的值是矢量806的长度。
在另外其他情形中，指示邻近度的值考虑投影802和804的中心到中心的间距，连同每个投影(同样，在本文的每个情形中被示为椭圆)的半径。具体而言，根据至少一些实施例，可根据以下公式计算指示邻近度的值：
VP＝DCC/(RP1+RP2) (2)
其中VP是指示邻近度的值，DCC是两个投影的中心间距，RP1是第一投影的半径，并且RP2是第二投影的半径。在其中投影是椭圆的情形中，不仅投影的长轴可用作RP，短轴也可用作RP。例如，对于投影802而言，不仅长轴808可被使用，短轴810也可被使用。换言之，为了计算更保守的指示邻近度的值，可使用每个投影的长轴，为了计算不太保守的指示邻近度的值，可使用每个投影的短轴。在另外其他情形中，可使用一个投影的长轴和另一投影的短轴。
使用解说性公式(2)来计算指示邻近度的值，导致一数值，而且在一些情形中这些数值可称为“范围因子”。当该数值具有1以上的值时，两个井眼被完全分开。当该数值等于1时，不确定性表面可能是接触的(取决于该值被计算的保守程度)。最后，当该数值小于1时，两个井眼的不确定性表面可能是交叠的，有可能指示应进行操纵修正和/或应执行特定努力以避免在继续钻探中的危险情境。
可以任何合适方式来计算不确定性表面的大小。例如，在其中井眼正被钻探(并且其中断裂直径尚不被考虑)的实施例中，不确定性表面在任何特定位置处的半径是井眼半径和半径误差的组合，如图9所示。具体而言，可根据以下公式来计算不确定性表面的半径：
RU＝RWB+RERR (3)
其中RU是在特定位置处不确定性表面的半径，RWB是在该特定位置处生物井眼的半径，并且RERR是在该特定位置处的误差半径。
在其他情形中，例如其中井眼已被套管、穿孔、和断裂，不确定性表面的半径可以是套管半径、误差半径和断裂直径的组合，如图10所示。具体而言，可根据以下公式来计算此类情境中的不确定性表面的半径：
RU＝RCS+RERR+RFRAC (4)
其中RU是在特定位置处的不确定性表面半径，RCS是在该特定位置处的井眼半径，RERR是在该特定位置处的误差半径，并且RFRAC是该特定位置处的断裂直径。也可等效地使用用于计算不确定性表面的半径的其他机制。而且，可使用关于针对每个井的不确定性表面的大小而不同的机制。换言之，在第一井和补偿井之间无需使用相同的用于计算不确定性表面的半径的方法体系。
而且，可使用其他方法体系来计算指示邻近度的值。例如，在其中不确定性表面是基于与井眼(例如，图9)和/或套管(例如，图10)相关联的误差半径，然后在其他示例实施例中，可根据以下公式来计算指示邻近度的值：
VP＝(DCC–ROW)/(RERR1+RERR-OW) (6)
其中VP是指示邻近度的值，DCC是两个井眼的中心到中心的间距，ROW是补偿井的半径，RERR1是第一井眼的误差半径，并且RERR-OW是补偿井的误差半径。
在此同样，使用解说性公式(6)来计算指示邻近度的值，导致也可称为“范围因子”的数值。当该数值具有1以上的值时，两个井眼被完全分开。当该数值等于1时，不确定性表面可能是接触的(取决于该值被计算的保守程度)。最后，当该数值小于1时，两个井眼的不确定性表面可能是交叠的，有可能指示应进行操纵修正和/或应执行特定努力以避免在继续钻探中的危险情境。
图11示出根据至少一些实施例的方法。具体而言，该方法开始(框1100)并包括：接收指示第一井眼的位置的数据(框1102)；读取指示补偿井眼的位置的数据(框1104)；读取指示该补偿井眼的断裂直径的数据(框1106)；计算该第一井眼的第一位置不确定性(框1108)；通过考虑指示位置的数据和指示断裂直径的数据来计算补偿井眼的第二位置不确定性(框1110)；以及生成指示位置不确定性的邻近度的值(框1112)。其后该方法结束(框1114)，在一些情形中要立即重启。
图12解说根据至少一些实施例的计算机系统1200。涉及接收井眼位置数据、读取断裂直径数据、计算位置不确定性、生成指示邻近度的值、和/或提供对井眼的路线改变的指示的任何或所有实施例可全部或部分地在诸如图12所示的计算机系统或将来开发的计算机系统上实现。在一些情形中，各种实施例被实现为“插件”或对现有软件的附加装置，该现有软件诸如可从德克萨斯州休斯顿市的Landmark Graphics公司获得的牌产品。
具体而言，计算机系统1200包括通过集成主机桥1214耦合到主存储器阵列1212和各种其他外围计算机系统组件的主处理器1210。主处理器1210可以是单处理器核设备或实现多处理器核的处理器。而且，计算机系统1200可实现多个主处理器1210。主处理器1210藉由主机总线1216耦合到主机桥1214，或者主机桥1214可集成到主处理器1210中。因此，计算机系统1200可实现除图12所示的那些之外的或取而代之地实现其他总线配置或总线桥。
主存储器1212通过存储器总线1218耦合到主机桥1214。因此，主机桥1214包括通过断言存储器存取的控制信号来控制到主存储器1212的事务的存储器控制单元。在其他实施例中，主处理器1210直接实现存储器控制单元，并且主存储器1212可直接耦合到主处理器1210。主存储器1212作为主处理器1210的工作存储器并且包括其中存储程序、指令和数据的存储器设备或存储器设备阵列。主存储器1212可包括任何合适类型的存储器，诸如动态随机存取存储器(DRAM)或任何各种类型的DRAM设备(诸如同步DRAM(SDRAM)、扩展数据输出DRAM(EDODRAM)或RambusDRAM(RDRAM))。主存储器1212是存储程序和指令的非瞬态计算机可读介质的示例，并且其他示例是磁盘驱动器和闪存存储器设备。
解说性计算机系统1200还包括将主要扩展总线1226桥接到各种次要扩展总线(诸如，低引脚数(LPC)总线1230和外围组件互连(PCI)总线1232)的第二桥1228。各种其他次要扩展总线可由桥接设备1228支持。
固件集线器1236藉由LPC总线1230耦合到桥接设备628。固件集线器1236包括包含可由主处理器1210执行的软件程序的只读存储器(ROM)。这些软件程序包括在开机自检(POST)规程期间和其后执行的程序以及存储器参考代码。POST规程和存储器参考代码在计算机系统的控制被移交给操作系统之前执行计算机系统内的各种功能。计算机系统1200还包括解说性地耦合到PCI总线1232的网络接口卡(NIC)1238。NIC 1238用于将计算机系统1200耦合到通信网络，诸如因特网或局域网或广域网。
还是参照图12，计算机系统1200还可包括藉由LPC总线1230耦合到桥接器1228的超级输入/输出(I/O)控制器1240。超级I/O控制器1240控制许多计算机系统功能，例如与各种输入和输出设备接口，诸如键盘1242、定点设备1244(例如，鼠标)、游戏控制器形式的定点设备1246、各种串行端口、软盘驱动器和硬盘驱动器。由于其执行许多I/O功能，超级I/O控制器1240通常称为“超级”。
计算机系统1200还可包括藉由总线1252(诸如，PCI Express(PCI-E)总线或先进图形处理(AGP)总线)耦合到主机桥1214的图形处理单元(GPU)，可等效地使用包括将来开发的总线系统的其他总线系统。而且，图形处理单元1250可替代地耦合到主要扩展总线1226或次要扩展总线之一(例如，PCI总线1232)。图形处理单元1250耦合到显示器设备1254，显示器设备1254可包括在其上可绘制和/或显示任何图像或文本(例如，图1和3-7的井眼的轨迹的视觉化)的任何合适的电子显示器设备。图形处理单元1250可包括板载处理器1256以及板载存储器1258。如由主处理器1210所命令的，处理器1256可由此执行图形处理。而且，存储器1258可以是高数量级的，约几百兆字节或更多。因此，一旦被主处理器1210命令，图形处理单元1250就可关于要被显示在显示器设备上的图形地执行大量计算并最终显示此类图形，而无需主处理器1210的进一步输入或辅助。
在本说明书和权利要求中，某些组件可根据由可在非瞬态存储介质上提供的软件应用执行的算法和/或步骤(即，非沿着导体传播的载波或信号)来描述。各种实施例还与用于执行本文中所描述的各种步骤和操作的系统有关。该系统可以是诸如电子设备之类的具体构造设备，或者其可包括可遵循软件命令来执行本文中所描述步骤的软件指令的一个或更多个通用计算机。多个计算机可被联网以执行此类功能。软件指令可被存储在任何计算机可读存储介质中，诸如举例而言，磁盘或光盘、卡、存储器和类似物。
对“一个实施例”、“一实施例”、“一特定实施例”的引用指示包括在本发明的至少一个实施例中的一特定要素或特性。尽管短语“在一个实施例中”、“一实施例”和“一特定实施例”可在各种地方出现，但这些短语不一定指代同一实施例。
根据本文中所提供的描述，本领域技术人员能够容易地如所描述创建的软件与适当的通用或专用计算机硬件相结合以创造根据各种实施例的计算机系统和/或计算机子组件，创造用于执行各种实施例的方法的计算机系统和/或计算机子组件以及/或者创造存储实现各种实施例的方法方面的软件程序的计算机可读介质。
以上讨论意在解说本发明的原则和各个实施例。一旦以上公开被充分领悟，数个变体和修改对于本领域技术人员将变得显而易见。例如，本文中所讨论的各种技术可替代地用于：规划和/或操纵来实现期望井眼温度；规划和/或操纵来实现期望井眼存储体积；规划和/或操纵基于穿过其钻探井眼的地层的压力响应；以及规划和/或操纵来避免失误。以下权利要求旨在被解释成涵盖所有此类变体和修改。
Claims (24)
1.一种方法，包括：
接收指示第一井眼的位置的数据，所述接收由计算机系统进行；
读取指示补偿井眼的位置的数据，所述读取由所述计算机系统进行；
读取指示所述补偿井眼的断裂直径的数据，所述读取由所述计算机系统进行；
由所述计算机系统计算所述第一井眼的第一位置不确定性；
考虑指示位置的数据和指示断裂直径的数据来计算所述补偿井眼的第二位置不确定性；以及
生成指示所述位置不确定性的邻近度的值。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，读取指示断裂直径的数据还包括读取从包含以下项的组选出的至少一项：补偿井眼的已完成的水力断裂的断裂直径；和补偿井眼的所规划的水力断裂的断裂直径。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于：
接收指示位置的数据还包括与所述第一井眼的钻探实时地接收指示位置的数据；以及还包括
提供对所述第一井眼的路线改变的指示以避免与所述第二位置不确定性的外边界相交，所述提供由所述计算机系统与所述第一井眼的钻探实时地进行。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，提供对路线改变的指示还包括提供对路线改变的指示从而使得所述第一井眼的期望断裂直径避免与所述第二位置不确定性的外边界相交。
5.如权利要求1所述的方法，其特征在于：
计算所述第一位置不确定性还包括：
计算表面下所述第一井眼上的一点处的所述第一位置不确定性；以及
将所述第一位置不确定性投影到所述表面并藉此创建第一不确定性投影；
计算所述第二位置不确定性还包括：
计算表面下所述补偿井眼上的一点处的所述第二位置不确定性；以及
将所述第二位置不确定性投影到所述表面并藉此创建第二不确定性投影。
6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，生成所述指示邻近度的值还包括不确定性投影的中心到中心间距除以所述第一位置不确定性的第一半径与所述第二位置不确定性的第二半径的和。
7.如权利要求6所述的方法，其特征在于，所述第一半径是从包括以下项的组选出的至少一项：所述第一不确定性投影的长轴半径；和所述第一不确定性投影的短轴半径。
8.如权利要求1所述的方法，其特征在于，生成所述指示邻近度的值还包括计算所述第一位置不确定性的外边界和所述第二位置不确定性的外边界之间的距离。
9.一种计算机系统，包括：
处理器；
耦合到所述处理器的存储器；
所述存储器存储当由所述处理器执行时使所述处理器进行以下动作的指令：
接收指示第一井眼的位置的数据；
读取指示补偿井眼的位置的数据；
读取所述补偿井眼的断裂直径的数据；
计算所述第一井眼的第一位置不确定性；
基于所述指示位置的数据和所述指示断裂直径的数据来计算所述补偿井眼的第二位置不确定性；以及
生成指示所述位置不确定性的邻近度的值。
10.如权利要求9所述的计算机系统，其特征在于，所述处理器读取指示断裂直径的数据，所述指令还使所述处理器读取从包含以下项的组选出的至少一项：补偿井眼的已完成的水力断裂的断裂直径；和补偿井眼的所规划的水力断裂的断裂直径。
11.如权利要求9所述的计算机系统，其特征在于：
当所述处理器接收指示位置的数据时，所述指令还使所述处理器与所述第一井眼的钻探实时地接收所述指示位置的数据。
其中所述指令还使所述处理器与所述第一井眼的钻探实时地提供第一井眼的路线改变的指示以避免与所述第二位置不确定性的外边界相交。
12.如权利要求11所述的计算机系统，其特征在于，当所述处理器提供路线改变的指示时，所述指令使所述处理器提供路线改变的指示从而使得第一井眼的期望断裂直径避免与所述第二位置不确定性的所述外边界相交。
13.如权利要求9所述的计算机系统，其特征在于：
当所述处理器计算所述第一位置不确定性时，所述指令使所述处理器：
计算表面下所述第一井眼上的一点处的所述第一位置不确定性；以及
将所述第一位置不确定性投影到所述表面并藉此创建第一不确定性投影；
当所述处理器计算所述第二位置不确定性时，所述指令使所述处理器：
计算表面下所述补偿井眼上的一点处的所述第二位置不确定性；以及
将所述第二位置不确定性投影到所述表面并藉此创建第二不确定性投影。
14.如权利要求13所述的计算机系统，其特征在于，当所述处理器生成所述指示邻近度的值时，所述指令使所述处理器将所述不确定性投影的中心到中心间距除以所述第一位置不确定性的第一半径与所述第二位置不确定性的第二半径的和。
15.如权利要求14所述的计算机系统，其特征在于，所述第一半径是从包括以下项的组选出的至少一项：所述第一不确定性投影的长轴半径；和所述第一不确定性投影的短轴半径。
16.如权利要求9所述的计算机系统，其特征在于，当所述处理器生成所述指示邻近度的值时，所述指令使所述处理器计算所述第一位置不确定性的外边界和所述第二位置不确定性的外边界之间的距离。
17.一种存储当由处理器执行时使所述处理器进行以下动作的指令的非瞬态计算机可读介质：
接收指示第一井眼的位置的数据；
读取指示补偿井眼的位置的数据；
读取所述补偿井眼的断裂直径的数据；
计算所述第一井眼的第一位置不确定性；
基于所述指示位置的数据和所述指示断裂直径的数据来计算所述补偿井眼的第二位置不确定性；以及
生成指示所述位置不确定性的邻近度的值。
18.如权利要求17所述的非瞬态计算机可读介质，其特征在于，所述处理器读取指示断裂直径的数据，所述指令还使所述处理器读取从包含以下项的组选出的至少一项：补偿井眼的已完成水力断裂的断裂直径；和补偿井眼的所规划水力断裂的断裂直径。
19.如权利要求17所述的非瞬态计算机可读介质，其特征在于：
当所述处理器接收指示位置的数据时，所述指令还使所述处理器与所述第一井眼的钻探实时地接收所述指示位置的数据。
其中所述指令还使所述处理器与所述第一井眼的钻探实时地提供第一井眼的路线改变的指示以避免与所述第二位置不确定性的外边界相交。
20.如权利要求19所述的非瞬态计算机可读介质，其特征在于，当所述处理器提供路线改变的指示时，所述指令使所述处理器提供路线改变的指示从而使得所述第一井眼的期望断裂直径避免与所述第二位置不确定性的所述外边界相交。
21.如权利要求17所述的非瞬态计算机可读介质，其特征在于：
当所述处理器计算所述第一位置不确定性时，所述指令使所述处理器：
计算表面下所述第一井眼上的一点处的所述第一位置不确定性；以及
将所述第一位置不确定性投影到所述表面并藉此创建第一不确定性投影；
当所述处理器计算所述第二位置不确定性时，所述指令使所述处理器：
计算表面下所述补偿井眼上的一点处的所述第二位置不确定性；以及
将所述第二位置不确定性投影到所述表面并藉此创建第二不确定性投影。
22.如权利要求21所述的非瞬态计算机可读介质，其特征在于，当所述处理器生成所述指示邻近度的值时，所述指令使所述处理器将所述不确定性投影的中心到中心间距除以所述第一位置不确定性的第一半径与所述第二位置不确定性的第二半径的和。
23.如权利要求22所述的非瞬态计算机可读介质，其特征在于，所述第一半径是从包括以下项的组选出的至少一项：所述第一不确定性投影的长轴半径；和所述第一不确定性投影的短轴半径。
24.如权利要求17所述的非瞬态计算机可读介质，其特征在于，当所述处理器生成所述指示邻近度的值时，所述指令使所述处理器计算所述第一位置不确定性的外边界和所述第二位置不确定性的外边界之间的距离。
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2012/021210 WO2013105969A1 (en) | 2012-01-13 | 2012-01-13 | Method and system of planning and/or drilling wellbores |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104053855A true CN104053855A (zh) | 2014-09-17 |
| CN104053855B CN104053855B (zh) | 2015-12-09 |
Family
ID=48781768
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201280066912.8A Expired - Fee Related CN104053855B (zh) | 2012-01-13 | 2012-01-13 | 用于规划和/或钻探井眼的方法和系统 |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8985242B2 (zh) |
| EP (1) | EP2802737B1 (zh) |
| CN (1) | CN104053855B (zh) |
| AU (1) | AU2012364891B2 (zh) |
| BR (1) | BR112014017203A8 (zh) |
| CA (1) | CA2860865C (zh) |
| MX (1) | MX2014007838A (zh) |
| RU (1) | RU2573666C9 (zh) |
| WO (1) | WO2013105969A1 (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109424320A (zh) * | 2017-08-31 | 2019-03-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种丛式井组部井方法 |
| CN111279050A (zh) * | 2017-09-11 | 2020-06-12 | 吉奥奎斯特系统公司 | 井规划系统 |
| CN113767210A (zh) * | 2019-04-01 | 2021-12-07 | 贝克休斯油田作业有限责任公司 | 用于施工决策的侧钻井的实时生产率评估 |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10294774B2 (en) | 2013-06-12 | 2019-05-21 | Schlumberger Technology Corporation | Well trajectory planning using bounding box scan for anti-collision analysis |
| US9745842B2 (en) * | 2013-12-18 | 2017-08-29 | Schlumberger Technology Corporation | Proximity calculation in a geoscience domain |
| WO2016010533A1 (en) * | 2014-07-16 | 2016-01-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Optimized sagd well placement utilizing temperature and electromagnetic measurements |
| CA2960137C (en) * | 2014-10-14 | 2019-03-12 | Landmark Graphics Corporation | Automated fracture planning methods for multi-well fields |
| AU2014409112B2 (en) * | 2014-10-17 | 2019-09-26 | Landmark Graphics Corporation | Casing wear prediction using integrated physics-driven and data-driven models |
| US10508535B2 (en) * | 2014-10-30 | 2019-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method for steering a well path perpendicular to vertical fractures for enhanced production efficiency |
| US10329899B2 (en) | 2016-08-24 | 2019-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Borehole shape estimation |
| WO2018063162A1 (en) * | 2016-09-27 | 2018-04-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Calibration of electromagnetic ranging tools |
| CN107642350A (zh) * | 2017-11-14 | 2018-01-30 | 贵州盘江精煤股份有限公司 | 一种高精度钻孔方法 |
| US20190257189A1 (en) * | 2018-02-19 | 2019-08-22 | Gyrodata, Incorporated | Determining Direct Hit or Unintentional Crossing Probabilities for Wellbores |
| US20220358604A1 (en) * | 2019-10-28 | 2022-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling activity recommendation system and method |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5771170A (en) * | 1994-02-14 | 1998-06-23 | Atlantic Richfield Company | System and program for locating seismic events during earth fracture propagation |
| US5901795A (en) * | 1996-06-25 | 1999-05-11 | Exxon Production Research Company | Well collision avoidance |
| CN1252851A (zh) * | 1997-04-28 | 2000-05-10 | 国际壳牌研究有限公司 | 在井系统中使用的设备 |
| CN101595273A (zh) * | 2006-10-13 | 2009-12-02 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位页岩油开发的优化的井布置 |
| US7814989B2 (en) * | 2007-05-21 | 2010-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing a drilling operation in an oilfield |
| US7886844B2 (en) * | 2007-11-12 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole survey method and apparatus |
| CN102216562A (zh) * | 2008-11-17 | 2011-10-12 | 兰德马克绘图国际公司 | 利用油藏模拟器动态开发井眼规划的系统和方法 |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU746094A2 (ru) * | 1976-12-27 | 1980-07-07 | Московский Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимической И Газовой Промышленности Им. И.М.Губкина | Устройство контрол положени забо |
| AU5657196A (en) * | 1995-05-12 | 1996-11-29 | Sysdrill Limited | A process for directional drilling |
| US7599797B2 (en) * | 2006-02-09 | 2009-10-06 | Schlumberger Technology Corporation | Method of mitigating risk of well collision in a field |
| WO2009014838A1 (en) * | 2007-07-20 | 2009-01-29 | Schlumberger Canada Limited | Anti-collision method for drilling wells |
| GB2458356B (en) * | 2007-12-17 | 2010-12-29 | Logined Bv | Oilfield well planning and operation |
| US7878268B2 (en) * | 2007-12-17 | 2011-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield well planning and operation |
| US8684107B2 (en) * | 2008-05-23 | 2014-04-01 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for densely packing wells using magnetic ranging while drilling |
| US8447522B2 (en) | 2008-07-03 | 2013-05-21 | Baker Hughes Incorporated | Method for estimating the probability of collision between wells |
| WO2010107856A2 (en) * | 2009-03-17 | 2010-09-23 | Smith International, Inc. | Relative and absolute error models for subterranean wells |
| MX2014000888A (es) | 2011-07-22 | 2014-02-19 | Landmark Graphics Corp | Metodo y sistema para monstrar datos asociados con la perforacion de un pozo. |
| US20130341093A1 (en) * | 2012-06-21 | 2013-12-26 | Stuart Inglis Jardine | Drilling risk avoidance |
-
2012
- 2012-01-13 EP EP12865463.9A patent/EP2802737B1/en active Active
- 2012-01-13 US US13/883,902 patent/US8985242B2/en active Active
- 2012-01-13 RU RU2014128511/03A patent/RU2573666C9/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-01-13 MX MX2014007838A patent/MX2014007838A/es not_active Application Discontinuation
- 2012-01-13 CN CN201280066912.8A patent/CN104053855B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-01-13 BR BR112014017203A patent/BR112014017203A8/pt not_active IP Right Cessation
- 2012-01-13 WO PCT/US2012/021210 patent/WO2013105969A1/en active Application Filing
- 2012-01-13 CA CA2860865A patent/CA2860865C/en active Active
- 2012-01-13 AU AU2012364891A patent/AU2012364891B2/en not_active Ceased
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5771170A (en) * | 1994-02-14 | 1998-06-23 | Atlantic Richfield Company | System and program for locating seismic events during earth fracture propagation |
| US5901795A (en) * | 1996-06-25 | 1999-05-11 | Exxon Production Research Company | Well collision avoidance |
| CN1252851A (zh) * | 1997-04-28 | 2000-05-10 | 国际壳牌研究有限公司 | 在井系统中使用的设备 |
| CN101595273A (zh) * | 2006-10-13 | 2009-12-02 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于原位页岩油开发的优化的井布置 |
| US7814989B2 (en) * | 2007-05-21 | 2010-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for performing a drilling operation in an oilfield |
| US7886844B2 (en) * | 2007-11-12 | 2011-02-15 | Schlumberger Technology Corporation | Borehole survey method and apparatus |
| CN102216562A (zh) * | 2008-11-17 | 2011-10-12 | 兰德马克绘图国际公司 | 利用油藏模拟器动态开发井眼规划的系统和方法 |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109424320A (zh) * | 2017-08-31 | 2019-03-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种丛式井组部井方法 |
| CN111279050A (zh) * | 2017-09-11 | 2020-06-12 | 吉奥奎斯特系统公司 | 井规划系统 |
| CN113767210A (zh) * | 2019-04-01 | 2021-12-07 | 贝克休斯油田作业有限责任公司 | 用于施工决策的侧钻井的实时生产率评估 |
| CN113767210B (zh) * | 2019-04-01 | 2023-08-22 | 贝克休斯油田作业有限责任公司 | 用于施工决策的侧钻井的实时生产率评估 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2802737A4 (en) | 2015-11-11 |
| CA2860865C (en) | 2016-09-13 |
| RU2573666C1 (ru) | 2016-01-27 |
| BR112014017203A8 (pt) | 2017-07-04 |
| EP2802737A1 (en) | 2014-11-19 |
| AU2012364891B2 (en) | 2014-10-23 |
| EP2802737B1 (en) | 2016-06-22 |
| CN104053855B (zh) | 2015-12-09 |
| WO2013105969A1 (en) | 2013-07-18 |
| MX2014007838A (es) | 2015-02-05 |
| RU2573666C9 (ru) | 2016-07-10 |
| US20140231072A1 (en) | 2014-08-21 |
| BR112014017203A2 (pt) | 2017-06-13 |
| CA2860865A1 (en) | 2013-07-18 |
| AU2012364891A1 (en) | 2014-08-21 |
| US8985242B2 (en) | 2015-03-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104053855B (zh) | 用于规划和/或钻探井眼的方法和系统 | |
| WO2016168957A1 (en) | Automated trajectory and anti-collision for well planning | |
| EP2734706B1 (en) | Method and system of displaying data associated with drilling a borehole | |
| US10253599B2 (en) | Optimizing stimulation and fluid management operations | |
| WO2008144710A1 (en) | System and method for performing a drilling operation in an oilfield | |
| Meader et al. | To the limit and beyond-The secret of world-class extended-reach drilling performance at Wytch Farm | |
| US11790320B2 (en) | Approaches to creating and evaluating multiple candidate well plans | |
| US20230279727A1 (en) | System for drilling a directional well | |
| US10329882B2 (en) | Optimizing completion operations | |
| US10301913B2 (en) | Optimizing running operations | |
| Glebov et al. | Yurkharovskoye extended reach drilling campaign resulted in the successful completion of record multilateral well | |
| Eck-Olsen et al. | Designer directional drilling to increase total recovery and production rates | |
| AU2015383894B2 (en) | Perspective-based modeling of a subterranean space | |
| Kidd et al. | Learning the Right Lessons—The Key to Delivering a Record ERD Well in the Caspian | |
| Rae et al. | A case Study in the Design and Execution of Subsea production Development Wells in the Captain Field | |
| Abalian et al. | Complex Engineering Approach to Drilling the 1st ERD Well 3.03 Complexity Ratio in Central Part of Western Siberia for Vikulovo Formation at Karabashskiy License Area |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20151209 Termination date: 20170113 |
|
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |