DE112009002653B4 - Verfahren zum Planen und dynamischen Aktualisieren von Probennahmevorgängen während des Bohrens in einer unterirdischen Formation und Probennahmeverfahren - Google Patents

Verfahren zum Planen und dynamischen Aktualisieren von Probennahmevorgängen während des Bohrens in einer unterirdischen Formation und Probennahmeverfahren Download PDF

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Abstract

Verfahren zum Planen (402) und Durchführen (408) eines Probennahmevorgangs für eine unterirdische Formation, das umfasst: das Festlegen mehrerer Probennahmeprozesse und zugehöriger Parameter, die Bohr- und Probennahmeparameter umfassen; Verarbeiten der Parameter für jeden der Prozesse über eine Simulationsmaschine, um Vorhersagen zu erzeugen, die der Probennahme der Formation zugeordnet sind, wobei die Simulationsmaschine einen Bohrlochhydrauliksimulator (302) und/oder einen Schlammkuchensimulator (304) und/oder einen Formationsströmungssimulator (306) und/oder einen Werkzeugreaktionssimulator (308) umfasst; Einstufen der Vorhersagen, die der Probennahme der Formation zugeordnet sind, auf der Basis einer Probenfluidqualität, einer Probennahmeprozessdauer, einer Probennahmeprozesseffizienz und/oder von Probennahmekosten; Planen des Probennahmevorgangs (402) auf der Basis der eingestuften Vorhersagen; Durchführen des Probennahmevorgangs (408) auf der Basis der eingestuften Vorhersagen, wobei durch den Probennahmevorgang ein Formationsfluid in ein Bohrloch-Werkzeug (200) gesaugt wird; Durchführen eines vorläufigen Probennahmevorgangs (510), um tatsächliche Messwerte von der unterirdischen Formation zu erhalten; und Vergleichen der tatsächlichen Messwerte mit den Vorhersagen, um die zugehörigen Parameter zu aktualisieren, und Aktualisieren der zugehörigen Parameter, um eine Effizienz des Probennahmevorgangs zu verbessern.

Description

  • Die vorliegende Anmeldung beansprucht die Priorität des Anmeldetags der U.S.-Patentanmeldung Nr. 61/110,857, eingereicht am 3. November 2008.
  • HINTERGRUND
  • Während Vorgängen der Probennahme während des Bohrens wirken sich die Bedingungen, unter denen ein Bohrloch gebohrt wird, auf die Menge an Bohrfluidfiltrat, das die Formation durchdringt, die Menge an Leistung, die unter Tage verfügbar ist, um Fluid aus der Formation zu pumpen, und die Zeit, die erforderlich ist, um eine ursprüngliche Formationsfluidprobe zu erhalten, aus. In einigen Beispielen kann die Bohrausrüstung eines Bohrstrangs ein Werkzeug im Bohrloch umfassen, um von den Fluiden der umgebenden unterirdischen Formationen eine Probe zu nehmen und/oder diese zu testen. Die Probennahme kann unter Verwendung von Formationstestwerkzeugen durchgeführt werden, die die Formationsfluide in gewünschten Bohrlochpositionen oder -stationen gewinnen und/oder die als Probe genommenen Fluide an den Orten im Bohrloch testen. Um den Prozess der Gewinnung einer ursprünglichen Formationsfluidprobe zu managen, muss jedoch eine große Anzahl von Variablen berücksichtigt werden. Bekannte Verfahren zur Probenname während des Bohrens beruhen stark auf Erfahrung, um die Probennahme- und Bohrparameter einzustellen, um einen relativ kosteneffizienten und effizienten Probennahmevorgang durchzuführen. Solche empirischen Verfahren sind jedoch im Umfang begrenzt und können die Effizienz verringern und/oder die Gesamtkosten des Probennahmevorgangs erhöhen, wenn die Bohr- und/oder Probennahmeparameter nicht korrekt festgelegt werden und/oder nicht geeignet eingestellt werden.
  • Der zugehörige Stand der Technik umfasst SPE 92380, das die Verwendung einer Simulationsmaschine in Verbindung mit Porendruck- oder Reservoirdruckmessungen darstellt. Ein weiteres Beispiel ist in der US 2005/0235745 A1 zu finden. Außerdem beschreibt US 2007/0079962 A1 auch einen Arbeitsplaner für eine Schutzsonde. Aus US 2007/0192072 A1 und US 2006/0184329 A1 ist der Einsatz eines Basismodells bei der Öl- und Gasfelderschließung bekannt, das einer Simulation unterzogen wird. In US 2002/0010548 A1 wird ein Verfahren zum Planen einer Probennahmeoperation beschrieben.
  • Es ist die Aufgabe der Erfindung, ein auf der Gewinnung von Formationsdaten basierendes Verfahren zum Planen und Ausführen eines Probennahmevorgangs zu schaffen.
  • Erfindungsgemäß wird diese Aufgabe gelöst, wie in den jeweiligen Ansprüchen 1, 7, 13 und 17 angegeben. Dabei wird ein Formationsfluid aus der Formation in ein Bohrloch-Werkzeug eingebracht.
  • KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
  • 1 ist eine schematische Ansicht eines Beispiels eines Bohrstellenbohrsystems.
  • 2 ist eine schematische Ansicht, die beispielhaft zeigt ein Implementieren von einem oder beiden der Beispielmodule zur Bohrlochmessung während des Bohrens (LWD-Module) von 1.
  • 3 ist ein Blockdiagramm einer Vorrichtung gemäß einem oder mehreren Aspekten der vorliegenden Offenbarung.
  • 4 ist ein Flussdiagramm eines beispielhaften Verfahrens gemäß einem oder mehreren Aspekten der vorliegenden Offenbarung.
  • 5 ist ein detaillierteres Flussdiagramm eines anderen beispielhaften Verfahrens gemäß einem oder mehreren Aspekten der vorliegenden Offenbarung.
  • 6–13 zeigen Schaubilder, die Vorhersagen gemäß einem oder mehreren Aspekten der vorliegenden Offenbarung bildlich darstellen.
  • 14 zeigt ein Schaubild, das einen beispielhaften Output aus einem Probennahmewerkzeug-Antwortsimulator in Bezug auf einen möglichen Werkzeugbetriebsbereich bildlich darstellt.
  • 15 ist eine schematische Ansicht einer Vorrichtung gemäß einem oder mehreren Aspekten der vorliegenden Offenbarung.
  • AUSFÜHRLICHE BESCHREIBUNG
  • Die vorliegende Offenbarung wird am besten aus der folgenden ausführlichen Beschreibung verstanden, wenn sie mit den begleitenden Figuren gelesen wird. Es wird betont, dass gemäß der Standardpraxis in der Industrie verschiedene Merkmale nicht maßstäblich gezeichnet sind. Tatsächlich können die Abmessungen der verschiedenen Merkmale wegen der Deutlichkeit der Erörterung willkürlich vergrößert oder verkleinert sein.
  • Bestimmte Beispiele werden in den vorstehend angegebenen Figuren gezeigt und nachstehend im Einzelnen beschrieben. Beim Beschreiben dieser Beispiele können gleiche oder identische Bezugszeichen verwendet werden, um dieselben oder ähnliche Elemente zu bezeichnen. Außerdem wurden in dieser ganzen Patentbeschreibung mehrere Beispiele beschrieben.
  • Im Allgemeinen können die hierin beschriebenen Beispielverfahren und -vorrichtungen verwendet werden, um Formationsfluid-Probennahmevorgänge, die in Verbindung mit dem Bohren einer Bohrung oder eines Bohrlochs in einer unterirdischen Formation durchgeführt werden, zu planen und dynamisch zu optimieren. Wie nachstehend genauer beschrieben, ermöglichen die Beispielverfahren und -vorrichtungen im Gegensatz zu vielen bekannten Formationsfluid-Probennahmeverfahren eine integrale Planung von Bohr- und Formationsfluid-Probennahmevorgängen und eine iterative, dynamische Aktualisierung von Parametern, die mit Bohr- und/oder Probennahmevorgängen verbunden sind, um die Wirksamkeit und/oder Effizienz eines Formationsfluid-Probennahmevorgangs oder einer Formationsfluid-Probennahmearbeit beträchtlich zu erhöhen. Insbesondere können die Beispielverfahren und -vorrichtungen vor dem Bohren und der Probennahme einen anfänglichen abgeschätzten oder vorhergesagten besten (z. B. effizientesten oder kosteneffizientesten) Bohrplan und Probennahmeplan in einer koordinierten oder integrierten Weise auswählen oder bestimmen. Insbesondere können die Beispielverfahren und -vorrichtungen historische Daten in Bezug auf Sätze von Bohr- und Probennahmeparametern und entsprechenden Parameterwerten verwenden, um ein oder mehrere mögliche Bohr- und/oder Probennahmeszenarios, -plane oder -prozesse festzulegen. Wie nachstehend genauer beschrieben, kann jeder der Pläne, der Szenarios oder der Prozesse beispielsweise unter Verwendung einer Simulationsmaschine analysiert werden, die einen oder mehrere Simulatoren umfassen kann, um einen relativen Vergleich und/oder eine relative Einstufung der Pläne, Szenarios oder Prozesse auf der Basis der abgeschätzten oder vorhergesagten Probennahmeergebnisse, die durch jeden der Pläne, Szenarios oder Prozesse bereitgestellt werden, zu ermöglichen. In dieser Weise ermöglichen die Beispielverfahren und -vorrichtungen die Auswahl eines anfänglichen Bohr- und/oder Probennahmeplans, von dem geschätzt oder vorhergesagt wird, dass er die besten (z. B. die genauesten und kosteneffizientesten) Probennahmeergebnisse liefert.
  • Die Beispielverfahren und -vorrichtungen können ferner ermöglichen, dass der (die) ausgewählte(n) anfängliche(n) Bohr- und/oder Probennahmeplan (Probennahmepläne) während Bohr- und/oder während Probennahmevorgängen dynamisch aktualisiert wird (werden). Insbesondere können ein oder mehrere auf die Bohrung bezogene Parameterwerte und/oder ein oder mehrere auf die Probennahme bezogene Parameterwerte während des Bohrens oder während das Bohren vorübergehend angehalten wird, gewonnen oder gemessen werden. Diese gewonnenen oder gemessenen Parameterwerte können dann verwendet werden, um den (die) anfänglich ausgewählten Bohr- und/oder Probennahmeplan (Probennahmepläne) zu aktualisieren (z. B. modifizieren). Solche Aktualisierungen können beispielsweise dynamisch während eines Formationsfluid-Probennahmevorgangs stattfinden und/oder können zwischen Bohraktivitäten (d. h. während das Bohren vorübergehend angehalten oder gestoppt wird) während des Verlaufs einer Probennahmearbeit stattfinden, die die Probennahme von Formationsfluid an einer oder mehreren Stellen entlang eines gebohrten Bohrlochs beinhalten kann. Das Aktualisieren des (der) Bohr- und/oder Probennahmeplans (Probennahmepläne) kann mehrere Male während der Ausführung einer Probennahmearbeit stattfinden und eine solche Aktualisierung kann das Aktualisieren von einem oder mehreren Modellen (z. B. Formationsmodellen, Schlammkuchenmodellen usw.), Parametern usw. beinhalten.
  • Wie vorstehend angegeben, ermöglichen folglich die hierin beschriebenen Beispielverfahren und -vorrichtungen vorteilhafterweise, dass ein anfänglicher Bohr- und/oder Probennahmeplan erzeugt wird, so dass Bohraktivitäten und Probennahmeaktivitäten zusammen oder in einer integralen Weise geplant werden. Sobald die Bohraktivitäten eingeleitet sind, kann (können) außerdem der (die) anfängliche(n) Bohr- und/oder Probennahmeplan (Probennahmepläne) während der Ausführung einer Probennahmearbeit während des Bohrens eines Bohrlochs aktualisiert oder modifiziert werden. Folglich ermöglichen die Beispielverfahren und -vorrichtungen eine wirksamere, effizientere und kosteneffizientere Sammlung und Analyse von einer oder mehreren Formationsfluidproben während der Bohraktivitäten.
  • 1 stellt ein Beispiel-Bohrstellen-Bohrsystem dar, das zu Land und/oder küstennah verwendet werden kann, das jedoch in 1 als zu Land aufgestellt gezeigt ist. Das Beispielsystem von 1 kann in Verbindung mit den hierin beschriebenen Beispielverfahren und -vorrichtungen zur Probennahme während des Bohrens verwendet werden. Es sollte jedoch erkannt werden, dass die hierin beschriebenen Beispielverfahren und -vorrichtungen allgemeiner anwendbar sind und folglich auch bei (einem) beliebigen anderen Bohrstellenbohrsystem(en) verwendet werden können.
  • In dem Beispielbohrstellensystem von 1 wird ein Bohrloch 11 in einer oder mehreren unterirdischen Formationen durch Dreh- und/oder Richtungsbohren gebildet. Wie in 1 dargestellt, ist ein Bohrstrang 12 im Bohrloch 11 aufgehängt und umfasst eine Bohrlochsohlenanordnung (BHA) 100 mit einer Bohrkrone 105 an ihrem unteren Ende. Ein Oberflächensystem umfasst eine Plattform und eine Bohrturmanordnung 10, die über dem Bohrloch 11 angeordnet ist. Die Bohrturmanordnung 10 umfasst einen Drehtisch 16, eine Spülstange 17, einen Haken 18 und ein Drehlager 19. Der Bohrstrang 12 wird durch den Drehtisch 16 gedreht, der durch nicht gezeigte Mittel betätigt wird, die mit der Spülstange 17 an einem oberen Ende des Bohrstrangs 12 in Eingriff stehen. Der Beispielbohrstrang 12 ist am Haken 18, der an einem Laufblock (nicht dargestellt) befestigt ist, und durch die Spülstange 17 und das Drehlager 19 aufgehängt, was eine Drehung des Bohrstrangs 12 relativ zum Haken 18 ermöglicht. Außerdem oder alternativ könnte ein oberes Antriebssystem verwendet werden.
  • In dem in 1 dargestellten Beispiel umfasst das Oberflächensystem ferner Bohrfluid 26, das üblicherweise in der Industrie als Schlamm bezeichnet wird und das in einer an der Bohrstelle gebildeten Grube 27 gelagert ist. Eine Pumpe 29 liefert das Bohrfluid 26 in das Innere des Bohrstrangs 12 über eine Öffnung im Drehlager 19, was bewirkt, dass das Bohrfluid 26 nach unten durch den Bohrstrang 12 strömt, wie durch den Richtungspfeil 8 angegeben. Das Bohrfluid 26 verlässt den Bohrstrang 12 über Öffnungen in der Bohrkrone 105 und zirkuliert dann durch den ringförmigen Bereich zwischen der Außenseite des Bohrstrangs 12 und der Wand des Bohrlochs 11 nach oben, wie durch die Richtungspfeile 9 angegeben. Das Bohrfluid 26 schmiert und kühlt die Bohrkrone 105, trägt Formationsbohrklein nach oben zur Oberfläche, wenn es zur Rückführung zur Grube 27 zurückgeführt wird, und erzeugt eine Schlammkuchenschicht (z. B. Filterkuchen) (nicht dargestellt) an den Wänden des Bohrlochs 11.
  • Die Beispielbohrlochsohlenanordnung 100 von 1 umfasst unter anderem eine beliebige Anzahl und/oder (einen) beliebige(n) Typ(en) von Modulen oder Werkzeugen zur Bohrlochmessung während des Bohrens (LWD) (von denen zwei mit den Bezugszeichen 120 und 120A bezeichnet sind) und/oder Modulen zum Messen während des Bohrens (MWD) (von denen eines mit dem Bezugszeichen 130 bezeichnet ist), ein drehlenkbares System oder einen Schlammmotor 150 und die Beispielbohrkrone 105. Das MWD-Modul 130 misst den Azimut und die Neigung der Bohrkrone 105, die verwendet werden können, um die Bohrlochbahn zu überwachen.
  • Die Beispiel-LWD-Werkzeuge 120 und 120A von 1 sind jeweils in einem speziellen Typ von Schwerstange aufgenommen, wie es auf dem Fachgebiet bekannt ist, und jedes enthält eine beliebige Anzahl von Bohrlochmesswerkzeugen und/oder Fluidprobennahmevorrichtungen. Die Beispiel-LWD-Werkzeuge 120 und 120A umfassen Fähigkeiten zum Messen, Verarbeiten und/oder Speichern von Informationen sowie zum Kommunizieren mit dem MWD-Modul 130 und/oder direkt mit der Oberflächenausrüstung, wie beispielsweise einem Bohrlochmess- und Steuercomputers 160.
  • Der Bohrlochmess- und Steuercomputer 160 kann eine Benutzerschnittstelle umfassen, die ermöglicht, dass Parameter eingegeben werden und/oder Ausgaben angezeigt werden, die zu Messwerten, die durch die hierin beschriebenen Beispiele erhalten werden, und/oder Voraussagen, die zur Probennahme einer Formation F gehören, wie z. B. eine Ausdehnung einer Zone, in die das Bohrfluid (z. B. Bohrschlammfiltrat) eindringt, gehören können. Die Parametereingaben in den Bohrlochmess- und Steuercomputer 160 können seismische Daten (z. B. seismische Untersuchungen und/oder seismische Geschwindigkeiten), Protokolle an der offenen Bohrlochwand mit Formationsbewertungsdaten und/oder mechanische Gesteinseigenschaften (z. B. Formationsfestigkeit) umfassen, die jeweils der Formation F zugeordnet sind. Außerdem oder alternativ können die Parametereingaben Daten in Bezug auf die Bohrfluidrheologie, wie z. B. die Bohrfluidviskosität, Bohrfluiddichte, Bohrfluidfließspannung, Bohrfluidgelfestigkeit, Bohrfluidzusammensetzung und/oder Bohrfluidkompressibilität, umfassen. Ferner können die Parametereingaben die Bohrlochbahn, die Bohrlochabmessungen, die Bohrstranggeometrie, Pumpenparameter (z. B. Pumpenrate), Bohrparameter, Probennahmeparameter und/oder Formationsparameter umfassen. Obwohl der Bohrlochmess- und Steuercomputer 160 in 1 als an der Bohrlochoberseite und benachbart zum Bohrstellensystem dargestellt ist, kann ein Abschnitt oder der ganze Bohrlochmess- und Steuercomputer 160 in der Bohrlochsohlenanordnung 100 und/oder an einem entfernten Ort angeordnet sein.
  • 2 ist ein vereinfachtes Diagramm einer Bohrlochmessvorrichtung 200 zur Probennahme während des Bohrens (LWD-Werkzeug 200), die verwendet werden kann, um die LWD-Werkzeuge 120 und/oder 120A zu implementieren. In dem dargestellten Beispiel ist das LWD-Werkzeug 200 von einem Typ, der im U.S.-Patent 7,114,562 beschrieben ist. Andere Typen von LWD-Werkzeugen können jedoch verwendet werden, um das LWD-Werkzeug 200 zu implementieren.
  • Das Beispiel-LWD-Werkzeug 200 von 2 ist mit einer Sonde 205 versehen, die dazu konfiguriert ist, eine Fluidverbindung mit der Formation F herzustellen und Formationsfluid 210 in das LWD-Werkzeug 200 zu saugen, wie durch die Pfeile angegeben. Die Beispielsonde 205 kann beispielsweise innerhalb eines Stabilisatorflügels 215 des LWD-Werkzeugs 200 angeordnet sein und sich vom Stabilisatorflügel 215 zum Eingriff mit einer Bohrlochwand 220 erstrecken. Der Beispielstabilisatorflügel 215 umfasst einen oder mehrere Flügel, die mit der Bohrlochwand 220 in Kontakt stehen können.
  • Das Formationsfluid 210, das in das LWD-Werkzeug 200 über die Sonde 205 gesaugt wird, kann gemessen werden, um beispielsweise die Zusammensetzung, Viskosität, Dichte, optische Dichte, den Absorptionsgrad, die Fluoreszenz, den spezifischen Widerstand und/oder die Leitfähigkeit, die Dielektrizitätskonstante, die Temperatur usw. des Fluids zu bestimmen. Das LWD-Werkzeug 200 kann auch mit einer oder mehreren Fluidmesseinheiten 230 und einem oder mehreren Sensoren 235 versehen sein, die gemeinsam dazu konfiguriert sind, Parameter (z. B. Prozessparameter, Formationsparameter usw.) zu messen. Die Fluidmesseinheit(en) 230 kann (können) beispielsweise ein Lichtabsorptionsspektrometer mit mehreren Kanälen umfassen, von denen jeder einer anderen Wellenlänge entsprechen kann. Folglich kann (können) die Fluidmesseinheit(en) 230 dazu konfiguriert sein, Spektralinformationen für Fluide, die aus der Formation F gesaugt werden, zu messen. Diese Spektralinformationen können verwendet werden, um eine Zusammensetzung und/oder andere Eigenschaften des Fluids zu bestimmen. Die Fluidmesseinheit(en) 230 kann (können) zusätzlich oder alternativ ein Massenspektrometer und/oder eine Chromatographieeinheit, ein NMR-Spektrometer, ein Fluoreszenzspektrometer, eine Einheit zum Messen des spezifischen Widerstandes und/oder irgendeine andere geeignete Fluidmesseinheit umfassen. Die durch die Fluidmesseinheit(en) 230 erhaltenen Messwerte können durch eine Simulationsmaschine 240 verwendet werden, um im Bohrprozess und/oder Probennahmeprozess zu helfen (z. B. diese zu aktualisieren). Die Simulationsmaschine 240 kann beispielsweise verwendet werden, um die Veränderung in den Formationsfluideigenschaften mit der Tiefe vorherzusagen, die Veränderung in den Fluideigenschaften mit der Zeit während des Probennahmeprozesses vorherzusagen und/oder Protokolle zu erzeugen, um ein Bohrfluideindringprofil zu kalibrieren, wie nachstehend genauer beschrieben.
  • Die Sensoren 235 können dazu konfiguriert sein, den Druck (z. B. den Druck an der Sonde 205 und den Ringdruck während des Bohrens), die Temperatur, die Bohrfluiddurchflussrate (z. B. die Ringbohrfluiddurchflussrate), die Bohrfluiddichte, die Bohrlochbahn, die Formationsfluiddichte, die Formationsfluidviskosität, die Bohrstrang- und/oder Bohrkomponentenstelle(n) relativ zu einem Bohrloch und/oder die Bohrkleinerzeugung zu messen. Außerdem oder alternativ können die Sensoren 235 dazu konfiguriert sein, unter anderem eine Eindringrate der Bohrkrone 105, ein Formationsvolumen, das gebohrt wurde, eine Drehzahl der Bohrlochsohlenanordnung 100, eine Schlammkuchenmasse, eine Schlammkuchenverdichtung, eine Menge an Bewegung der Bohrlochsohlenanordnung 100, einen Bohrfluidverlust, oberflächliche Messwerte der Bohrlochmessung während des Bohrens und/oder eine Tiefe des Bohrstrangs 12 zu messen.
  • Einer oder mehrere der Parameter, die durch die Sensoren 235 gemessen werden, können von der Simulationsmaschine 240 verwendet werden, um ein Strömungsmodell im Bohrloch, eine Bohrfluidfiltrationsrate, ein Porendruckmodell, die Formationsbeweglichkeit, einen Druckverteilungsverlauf, einen Bohrfluidzirkulationsverlauf, Schlammkuchenparameter und/oder die Bohrfluideindringung (z. B. Filtrateindringung) zu bestimmen, vorherzusagen und/oder zu aktualisieren. Außerdem können einige oder alle dieser gemessenen Parameter von der Simulationsmaschine 240 verwendet werden, um ein Schlammkuchenmodell, ein Formationsmodell (einschließlich eines Formationsfluidmodells), ein Schlammkuchenablagerungsmodell, ein Schlammkuchenerosionsmodell, ein Schlammkuchenkompressibilitätsmodell, ein Schlammkuchenpermeabilitätsmodell, ein Schlammkuchendesorptionsmodell, einen Sandflächendruck und/oder eine Formationsporosität zu bestimmen, vorherzusagen und/oder zu aktualisieren. Ferner kann einer oder mehrere dieser gemessenen Parameter von der Simulationsmaschine 240 verwendet werden, um eine Formationskompressibilität, ein Bohrfluidmodell, ein Modell zum Abschätzen von Formationseigenschaften und/oder Bohrfluideigenschaften, Gleichungen der Fluidmechanik im Bohrloch, ein Strahleindringmodell, ein Formationsströmungsmodell und/oder ein Probennahmewerkzeug-Leistungsmodell zu bestimmen, vorherzusagen und/oder zu aktualisieren. Wie vorstehend angegeben und nachstehend genauer beschrieben, können die vorangehenden Parameter und/oder Modelle dynamisch mit Daten aktualisiert werden, die während einer Probennahmearbeit gesammelt werden, die während des Bohrens einer Bohrung oder eines Bohrlochs ausgeführt wird, um eine wirksamere und effizientere Formationsfluidprobennahme und -analyse zu ermöglichen.
  • Die Sensoren 235 können analoge und/oder digitale Signale ausgeben, die digitalisierte Darstellungen von analogen Signalen sein können, die verarbeitet werden, um Rauschen zu verringern und/oder die Anzahl von Bits zu verringern, die verwendet werden, um die Ausgabe darzustellen (d. h. komprimiert). Die Ausgabe(n) kann (können) außerdem oder alternativ einen oder mehrere Parameter umfassen, die von gemessenen Daten und/oder einer oder mehreren Sensorausgaben abgeleitet sind.
  • Das LWD-Werkzeug 200 kann mit Vorrichtungen wie beispielsweise mindestens einer Pumpe 280 versehen sein, um eine gewünschte Menge an Fluid aus der Formation F mit einer festgelegten Rate zu entnehmen. Das LWD-Werkzeug 200 kann auch eine Kammer 245 zum Sammeln von Fluidproben für die Wiedergewinnung an der Oberfläche, mindestens eine Strömungsleitung 260, die mit der Sonde 205 fluidtechnisch gekoppelt ist, die Pumpe 280 und mindestens eine steuerbare Auslassöffnung 270 umfassen, die verwendet werden kann, um aus der Formation F gesaugtes Fluid an das Bohrloch auszulassen (z. B. während eines Probenreinigungsvorgangs). Sicherungskolben 225 können auch vorgesehen sein, um beim Aufbringen einer Kraft zu unterstützen, um das LWD-Werkzeug 200 und/oder die Sonde 205 gegen die Bohrlochwand 220 zu schieben. Um Simulationsausgaben und/oder Vorhersagen zu erzeugen, umfasst das Beispiel-LWD-Werkzeug 200 von 2 außerdem die Simulationsmaschine 240 und eine Verarbeitungseinheit 250. Die Simulationsmaschine 240 und/oder die Verarbeitungseinheit 250 können jedoch anderswo innerhalb eines Werkzeugs oder Bohrstrangs angeordnet sein und/oder können teilweise oder vollständig an der Oberfläche angeordnet sein.
  • 3 ist ein Blockdiagramm einer Beispielvorrichtung 300, die verwendet werden kann, um die Simulationsmaschine 240 und die Verarbeitungseinheit 250 von 2 zu implementieren. Mit Bezug auf 2 und 3 gemeinsam kann die Beispielsimulationsmaschine 240 eine beliebige Anzahl und/oder einen beliebigen Typ von Simulatoren umfassen und die Verarbeitungseinheit 250 kann eine beliebige Anzahl und/oder einen beliebigen Typ von Verarbeitungsmodulen umfassen. In dem Beispiel von 3 umfasst die Simulationsmaschine 240 einen Bohrlochhydrauliksimulator 302, einen Schlammkuchensimulator 304, einen Formationsströmungssimulator 306 und einen Werkzeugreaktionssimulator 308. Die Verarbeitungseinheit 250 umfasst einen Komparator 310, einen Initiator 312, einen Sortierer 314, einen Prozessor 316 und/oder einen Identifizierer 318.
  • Weniger, zusätzliche und/oder andere Simulatoren und Module können verwendet werden, um die Simulationsmaschine 240 und die Verarbeitungseinheit 250 zu implementieren, um sie an die Bedürfnisse einer speziellen Anwendung anzupassen.
  • Obwohl die Simulationsmaschine 240 und die Verarbeitungseinheit 250 als Teil des LWD-Werkzeugs 200 in 2 dargestellt sind, können die Simulationsmaschine 240 und/oder die Verarbeitungseinheit 250 alternativ zumindest teilweise im MWD-Modul 130 implementiert werden. Außerdem oder alternativ können die Simulationsmaschine 240 und/oder die Verarbeitungseinheit 250 teilweise oder ganz als Teil des Bohrlochmess- und Steuercomputers 160 implementiert werden. Wenn beispielsweise die Kommunikation zwischen der BHA 100 (1) und der Oberfläche über einen Hochgeschwindigkeits-Kommunikationskanal (z. B. verdrahtetes Bohrgestänge) stattfindet, kann die Datenübertragungsrate ausreichen, um zu ermöglichen, dass die Simulationsmaschine 240 und die Verarbeitungseinheit 250 ganz innerhalb des Bohrlochmess- und Steuercomputers 160 angeordnet sind.
  • Obwohl eine beispielhafte Weise zum Implementieren der Simulationsmaschine 240 und der Verarbeitungseinheit 250 von 2 in 3 dargestellt ist, können eines oder mehrere der Elemente, Prozesse und/oder Vorrichtungen, die in 3 dargestellt sind, kombiniert, aufgeteilt, umgeordnet, weggelassen, beseitigt und/oder in anderen Weisen implementiert werden. Allgemeiner können die Beispielsimulationsmaschine 240 und/oder die Beispielverarbeitungseinheit 250 durch eine Hardware, Software, Firmware und/oder irgendeine Kombination von Hardware, Software und/oder Firmware implementiert werden. Folglich kann beispielsweise irgendeiner der Simulatoren 302–308 und/oder irgendeines der Module 310–318 durch eine oder mehrere Schaltung(en), programmierbare Prozessor(en), anwendungsspezifische integrierte Schaltung(en) (ASIC(s)), programmierbare Logikvorrichtung(en), (PLD(s)) und/oder anwenderprogrammierbare Logikvorrichtung(en) (FPLD(s)) usw. implementiert werden. Außerdem können die Beispielsimulationsmaschine 240 und die Beispielverarbeitungseinheit 250 ein oder mehrere Elemente, Prozesse und/oder Vorrichtungen zusätzlich zu oder anstelle der in 3 dargestellten umfassen.
  • Im Betrieb können die Simulatoren 302–308 automatisch zusammenwirken (z. B. zusammenarbeiten oder kommunizieren, um Parameterwerte und/oder andere Daten auszutauschen), um Analysen durchzuführen, die verwendet werden können, um Bohrparameter und/oder Probennahmeparameter zu aktualisieren (z. B. iterativ), um die Ergebnisse des Probennahmevorgangs oder der Probennahmearbeit, der/die in Verbindung mit den Bohraktivitäten durchgeführt wird, zu verbessern. Es sollte jedoch erkannt werden, dass nicht alle Zustände eines gegebenen der Simulatoren 302–308 notwendigerweise mit möglichen Zuständen von einem oder mehreren anderen der Simulatoren 302–308 kompatibel sind. Tatsächlich kann in einigen Fällen nur ein Satz von Parametern gültig sein, wenn alle Simulatoren 302–308 zusammenarbeiten oder zusammenwirken, um eine Analyse oder Analysen auszuführen, die erforderlich sind, um Bohr- und/oder Probennahmepläne gemäß den hierin beschriebenen Beispielen zu aktualisieren.
  • Um Gleichungen der Fluidmechanik im Bohrloch 11 (1) zu lösen und/oder zu bestimmen, ist die Beispielsimulationsmaschine 240 mit dem Bohrlochhydrauliksimulator 302 versehen. Ein bekannter Bohrlochhydrauliksimulator ist in ”Drilling Office”, einer Vermarktungsreferenz von Schlumberger®, und in ”The Integrated Solution: New System Improves Efficiency of Drilling Planning and Monitoring”, SPE 39322, beschrieben, die beide ein Hydraulikmodul beschreiben, das durch das Anwendungsprodukt Drilling Office von Schlumberger® bereitgestellt wird. Der Bohrlochhydrauliksimulator 302 ist dazu konfiguriert, Eingaben zu empfangen und zu verarbeiten und Ausgaben in Bezug auf ein Strömungsmodell (z. B. Strömungsgeschwindigkeitsverteilung) und/oder einen Druckverteilungsverlauf (z. B. Ringdruck, eine äquivalente Zirkulationsdichte und/oder eine äquivalente statische Dichte) zu erzeugen. Insbesondere kann das Zirkulationsschlamm-Strömungsmodell als turbulent oder laminar angegeben werden, was wiederum Auswirkungen auf die Vorhersagen hat, die durch den Schlammkuchensimulator 304 durchgeführt werden. Folglich können die durch den Bohrlochhydrauliksimulator 302 erzeugten Simulationsergebnisse (oder Informationen, die zu den Simulationsergebnissen gehören) zum Schlammkuchensimulator 304 geliefert werden, um dem Schlammkuchensimulator 304 zu ermöglichen, den Schlammkuchen im Bohrloch genauer zu modellieren. Außerdem kann der Druckverteilungsverlauf in eine äquivalente Zirkulationsdichte und/oder äquivalente statische Dichte umgesetzt werden.
  • Eingaben in den Bohrlochhydrauliksimulator 302 können Bohrfluidrheologieparametern, Bohrparametern und/oder Reservoirdaten zugeordnet sein. Parameter in Bezug auf die Bohrfluidrheologie können unter anderem die Bohrfluidviskosität, die Bohrfluiddichte, die Bohrfluidfließspannung, die Bohrfluidgelfestigkeit und/oder die Bohrfluidkompressibilität umfassen. Die Parameter in Bezug auf die Bohrfluidrheologie können an der Bohrlochoberseite beispielsweise in einem Labor und/oder an der Bohrstelle bestimmt und später in den Bohrlochmess- und Steuercomputer 160 (1) eingegeben werden. Die Parameter in Bezug auf die Bohrfluidrheologie können beispielsweise vom Druck und/oder von der Temperatur im Bohrloch abhängen. Eine Abschätzung des Drucks kann durch die Bohrfluiddichte und eine Messung der vertikalen Tiefe des Bohrstrongs relativ zur Oberfläche bestimmt werden. Der Druck kann außerdem oder alternativ aus Messungen bestimmt werden, die durch einen oder mehrere der Sensoren 235 (2) erhalten werden.
  • Parameter in Bezug auf das Bohren umfassen die Bohrstranggeometrie, die Bohrlochbahn, den Bohrfluidzirkulationsratenverlauf, die Tiefe des Bohrstrangs, die Bohrkleinerzeugung und/oder die Drehzahl der Bohrlochsohlenanordnung. Die Bohrstranggeometrie kann die Abmessungen und/oder den Durchmesser von verschiedenen Komponenten der Bohrlochsohlenanordnung umfassen, die die Bohrkrone, die Schwerstangen, das Bohrgestänge und/oder die Zentriervorrichtungen oder Stabilisatoren usw. umfassen kann. Die Bohrstranggeometrie und/oder der Bohrstrangort können verwendet werden, um Bohrfluidströmungsflächen entlang der Bohrlochbahn zu bestimmen.
  • Die Bohrlochbahn kann relativ vertikal, abgewinkelt und/oder horizontal relativ zur Oberfläche sein. Die Bohrlochbahn kann verwendet werden, um den Ort der Bohrlochsohlenanordnung im Bohrloch zu bestimmen. Der Ort der Bohrlochsohlenanordnung im Bohrloch kann verwendet werden, um eine Form der Bohrfluidströmungsfläche (z. B. ringförmig oder mondförmig) entlang der Bahn des Bohrlochs zu bestimmen. Diese Informationen und eine Bohrfluidpumprate können verwendet werden, um ein Strömungsmodell zu bestimmen und/oder vorherzusagen, das vom Bohrfluid erfahren wird. Wenn beispielsweise die Bohrlochbahn relativ zur Oberfläche relativ horizontal ist, kann die Bohrlochsohlenanordnung auf seiner Seite angeordnet sein und folglich kann die Form der Bohrfluidströmungsfläche im Wesentlichen halbmondförmig sein. Wenn die Bohrlochbahn relativ zur Oberfläche relativ vertikal ist, kann alternativ die Bohrlochsohlenanordnung in der Mitte des Bohrlochs angeordnet sein und folglich kann die Form der Bohrfluidströmungsflache im Wesentlichen ringförmig sein. Außerdem können die Effekte der Schwerkraft auf die Bohrlochsohlenanordnung vom Bohrlochhydrauliksimulator 302 berücksichtigt werden.
  • Die Bohrfluidzirkulationsrate ist einer Bohrfluidpumprate zugeordnet, die unter anderen Verwendungen verwendet wird, um eine mittlere Strömung von Bohrfluid über einen Querschnitt des Bohrlochs zu bestimmen. Verzögerungen und/oder Unterbrechungen in der Bohrfluidzirkulation, die beispielsweise durch Verbinden von zusätzlichen Bohrgestängeabschnitten verursacht werden, können auch berücksichtigt werden.
  • Die Tiefe des Bohrstrangs (z. B. Tiefe des Bohrers) steht mit der Länge des Bohrstrangs im Bohrloch in Beziehung. Die Tiefe des Bohrstrangs kann verwendet werden, um Modelle zu erzeugen, die den Effekten von Druckstößen und/oder Abstreichen zugeordnet sind (z. B. kann das Bewegen des Bohrstrangs und/oder anderer Komponenten der Bohrlochsohlenanordnung entlang des Bohrlochs 11 (1) zu einer Verringerung des Bohrlochdrucks führen, die wiederum eine Strömung von Kohlenwasserstoffen aus der Formation F einleiten kann). Außerdem oder alternativ kann die Tiefe des Bohrstrangs verwendet werden, um Modelle zu erzeugen, die dem Effekt eines Verlaufs der Zeit zugeordnet sind, zwischen dem Zeitpunkt, zu dem die Formation F (z. B. das Gestein) zum ersten Mal durch die Bohrkrone 105 (1) gebohrt wurde, und dem Zeitpunkt, zu dem die Probennahme stattfinden soll.
  • Die Bohrkleinerzeugung ist den kleinen Gesteinsstücken zugeordnet, die von der Formation F wegbrechen, wenn die Bohrkrone 105 das Gestein der Formation F vor der Bohrkrone 105 zerstört. Die Menge an Bohrkleinerzeugung hängt vom Volumen der Formation, die über die Bohrkrone 105 gebohrt wird, und vom Typ von Bohrkrone, der verwendet wird, ab. Die Bohrkleinerzeugung wirkt sich auf den Bohrlochdruck und die effektive Zirkulationsdichte aus, die die scheinbare Dichte des zirkulierenden Bohrfluids ist, die von einer Messung des durch das Bohrfluid in dieser Tiefe ausgeübten Drucks abgeleitet ist. Die effektive Zirkulationsdichte berücksichtigt einen Druckabfall in dem Ring über dem Punkt in der Formation F, der betrachtet wird.
  • Die Bohrstrangdrehzahl bezieht sich auf die Umdrehungen pro Minute des Bohrstrangs relativ zum Bohrloch. Die Bohrstrangdrehzahl wirkt sich auf das Strömungsmodell aus, das durch das Bohrfluid erfahren wird (z. B. ob es laminar oder turbulent ist). Außerdem wirkt sich die Bohrstrangdrehzahl auf die Schlammkuchenmechanik und die Bohrfluideindringrate aus, das heißt die Rate, mit der das Bohrfluid, hauptsächlich Filtrat, die Formation F durchdringt.
  • Parameter in Bezug auf die Reservoirdaten, die auch vom Bohrlochhydrauliksimulator 302 verwendet werden können, umfassen die Temperatur des Bohrlochfluids und, falls erhältlich, die Temperatur der Formation F. In anderen Beispielen kann jedoch eine beliebige andere Anzahl von Parametern in Bezug auf Reservoirdaten vom Bohrlochhydrauliksimulator 302 anstelle von oder zusätzlich zu den vorstehend erwähnten verwendet werden.
  • Um eine Filtrationsrate oder ein Bohrfluidvolumen (z. B. Filtratvolumen) an der Bohrlochwand 220 entlang der Bohrlochbahn zu bestimmen und/oder vorherzusagen, ist die Beispielsimulationsmaschine 240 mit dem Schlammkuchensimulator 304 versehen. Der Schlammkuchensimulator 304 kann unter Verwendung eines bekannten Schlammkuchensimulators implementiert werden, wie z. B. des Simulators, der in ”When Should We Worry About Supercharging in Formation Pressure While Drilling Measurements?”, SPE/IADC 92380, beschrieben ist. Ein beliebiger anderer Schlammkuchensimulator könnte jedoch stattdessen verwendet werden. Im Allgemeinen empfängt und verarbeitet der Schlammkuchensimulator 304 Eingaben, um Ausgaben in Bezug auf eine Filtrationsrate oder ein an der Bohrlochwand 220 entlang der Bohrlochbahn eingespritztes Bohrfluidvolumen zu erzeugen. Außerdem umfasst der Schlammkuchensimulator 304 interne Variablen, die einer Schlammkuchenmasse und/oder einer Schlammkuchenverdichtung zugeordnet sind. Die Schlammkuchenmasse ist einer Masse von festem Material zugeordnet, das an der Bohrlochwand 220 abgelagert ist. Im Allgemeinen können Eigenschaften des Schlammkuchens, wie beispielsweise Dicke, Porosität, Permeabilität, Kompressibilität, Festigkeit, Filtrationsrate und/oder ”Klebrigkeit” überwacht werden (z. B. wie in ”Model-Based Sticking Risk Assessment for Wireline Formation Testing Tools in the U.S. Gulf Coast”, Underhill, W B, L. Moore und G. H. Meeten, SPE 48963, dargelegt), um anzugeben, wenn die Eigenschaften eingestellt werden sollten, um im Wesentlichen sicherzustellen, dass der Bohrstrang und/oder die Bohrlochsohlenanordnung nicht im Bohrloch stecken bleiben (z. B. verloren gehen).
  • Die vom Schlammkuchensimulator 304 verwendeten Eingaben können Schlammkuchenparametern, Parametern in Bezug auf Reservoirdaten und/oder Bohrlochhydraulikparametern zugeordnet sein, die durch Informationen oder Daten geliefert oder auf der Basis von diesen erzeugt werden, die vom Bohrlochhydrauliksimulator 302 geliefert werden. Insbesondere umfassen Parameter in Bezug auf den Schlammkuchen Parameter für die Verwendung mit einem Schlammkuchenablagerungsmodell, einem Schlammkuchenerosionsmodell, einem Schlammkuchenpermeabilitätsmodell und/oder einem Schlammkuchendesorptionsmodell. Das Schlammkuchenablagerungsmodell stellt eine Menge an Schlammkuchen, die an der Bohrlochwand 220 abgelagert ist, als Funktion der Menge an Bohrfluidfiltrat, das in die Formation F eindringt (z. B. einsickert) dar. Das Schlammkuchenablagerungsmodell kann eine dynamische Filtration berücksichtigen, die Material zugeordnet sein kann, das gleichzeitig am Schlammkuchen erodiert und sich ablagert, wenn das Bohrfluid über den Schlammkuchen zirkuliert. Insbesondere ist eine dynamische Filtration einer Wachstumsgrenze des Schlammkuchens zugeordnet, wenn die Filtrationsrate relativ zur Scherspannung, die auf den Schlammkuchen durch die Strömung des Bohrfluids ausgeübt wird, zu klein ist, was einen weiteren Zuwachs von festen Partikeln auf dem Schlammkuchen verhindert.
  • Das Schlammkuchenerosionsmodell stellt eine Rate dar, mit der der Schlammkuchen infolge der Strömung des Bohrfluids im Bohrloch erodiert. Der Schlammkuchen kann beispielsweise konstant und schnell erodieren, wenn die Strömung des Bohrfluids im Bohrloch turbulent ist.
  • Das Schlammkuchenpermeabilitätsmodell und/oder das Schlammkuchendesorptionsmodell stellen die Permeabilität des Schlammkuchens als Funktion der Masse von Partikeln dar, die sich auf dem Schlammkuchen vermehren. Außerdem stellen das Schlammkuchenpermeabilitätsmodell und/oder das Schlammkuchendesorptionsmodell die Weise dar, in der sich die Schlammkuchenporosität mit der Schlammkuchendicke verändert.
  • Parameter in Bezug auf die Reservoirdaten, die vom Schlammkuchensimulator 304 verwendet werden können, umfassen den Sandflächendruck und ein Strahleindringmodell. Der Sandflächendruck stellt den Druck an der Grenzfläche zwischen der Formation F und dem (externen) Schlammkuchen, der auf der Bohrlochwand 220 abgelagert ist, dar. Der Sandflächendruck kann durch den Formationsdruck angenähert werden. Für Planungszwecke kann eine seismische Untersuchung der Formation F und/oder des Reservoirs verwendet werden, um den Druck der Formation F zu bestimmen, oder die Druckinformationen können auf der Basis von Druckmessungen bestimmt werden, die in versetzten Bohrlöchern durchgeführt werden. In anderen Beispielen kann jedoch der Formationsdruck aus Messwerten bestimmt werden, die durch die Sensoren 235 (2) erhalten werden. Alternativ kann der Sandflächendruck, wie nachstehend beschrieben, unter Verwendung des Schlammkuchensimulators 304 zusammen mit dem Formationsströmungssimulator 306 abgeschätzt und/oder bestimmt werden.
  • Das Strahleindringmodell, das eine Näherung sein kann, stellt die Filtration von Bohrfluid dar, bevor sich der Schlammkuchen auf der Bohrlochwand 220 gebildet hat. Insbesondere stellt das Strahleindringmodell die Fähigkeit des Bohrfluids dar, ursprüngliches Formationsfluid (z. B. Wasser, Öl und/oder Gas in Porenräumen im Formationsgestein) zu verdrängen und/oder zu ersetzen, nachdem die Bohrkrone frische Formationsoberflächen während des Bohrens freilegt. Im Allgemeinen hängt das Strahleindringmodell zumindest teilweise von der Permeabilität der Formation, den rheologischen Eigenschaften des Bohrschlamms und der Druckdifferenz zwischen dem zirkulierenden Bohrlochfluid und der Formation ab.
  • Wie vorstehend beschrieben, können die Bohrlochhydraulikparameter jene Parameter umfassen, die bei der Bestimmung eines Strömungsmodells (z. B. Strömungsgeschwindigkeit) und/oder eines Druckverteilungsverlaufs (z. B. Ringdruck, eine äquivalente Zirkulationsdichte und/oder eine äquivalente statische Dichte) verwendet werden. Das Strömungsmodell kann darauf hindeuten, dass die Strömung turbulent oder laminar ist. Die vom Schlammkuchensimulator 304 verwendeten Bohrlochhydraulikparameter können aus den Ausgaben des Bohrlochhydrauliksimulators 302 erhalten werden.
  • Um teilweise Schlammkuchenparameter und/oder Reservoirdaten zu bestimmen und/oder abzuschätzen, ist die Beispielsimulationsmaschine 240 mit dem Formationsströmungssimulator 306 versehen. Ein bekannter Formationsströmungssimulator 306 ist in ”ECLIPSE Finite Difference Simulation”, eine Vermarktungsreferenz von Schlumberger®, und in ”Numerical Simulation of Mud-Filtrate Invasion in Deviated Wells”, SPE 87919, beschrieben. Wenn er auf den Probennahmeprozess angewendet wird, empfängt und verarbeitet der Formationsströmungssimulator 306 Eingaben, um Ausgaben in Bezug auf ein Bohrfluidfiltrat-Sättigungsprofil um das Bohrloch, eine Zusammensetzung des als Probe genommenen Fluids und eine Formationsreaktion auf die Probennahme und/oder den Sandflächendruck zu erzeugen. Der bestimmte und/oder berechnete Sandflächendruck kann zum Schlammkuchensimulator 304 geliefert werden, um die Bohrfluidfiltrationsrate zu aktualisieren und/oder zu verfeinern. Die bestimmte und/oder berechnete Bohrfluidfiltrationsrate kann wiederum verwendet werden, um den Sandflächendruck zu aktualisieren und/oder zu verfeinern. Obwohl die Beispielsimulationsmaschine 240 von 3 den Formationsströmungssimulator 306 umfasst, kann die Simulationsmaschine 240 in anderen Beispielen den Formationsströmungssimulator 306 nicht umfassen. In solchen Beispielen kann eine Auswirkung der Filtration auf die Probennahme aus der vorherigen Probennahme- und/oder Bohrerfahrung bei der Formation F und aus Daten in Bezug auf die Bohrfluidfiltrationsrate bestimmt werden.
  • Die vom Formationsströmungssimulator 306 verwendeten Eingaben können Bohrfluidparametern, Parametern in Bezug auf Reservoirdaten, Probennahmeparametern und/oder Parametern in Bezug auf ein Probennahmewerkzeugmodell oder Werkzeugmodell zugeordnet sein. Wie nachstehend genauer erörtert, können einer oder mehrere der Parameter in Bezug auf das Probennahmewerkzeugmodell von den Ausgaben des Werkzeugreaktionssimulators 308 erhalten oder abgeleitet werden, die danach verwendet werden können, um einen Probennahmevorgang zu steuern.
  • Parameter in Bezug auf das Bohrfluid können die Bohrfluidfiltrationsrate, die Bohrfluidfiltratdichte, die Bohrfluidfiltratviskosität, die relative Bohrfluidfiltratpermeabilität und/oder die Bohrfluidfiltratkompressibilität umfassen. Die Filtrationsrate kann durch den Schlammkuchensimulator 304 bestimmt und/oder berechnet werden.
  • Parameter in Bezug auf die Reservoirdaten, die vom Formationsströmungssimulator 306 verwendet werden können, umfassen den Formationsdruck, die Formationsporosität, die Formationsfluidzusammensetzung (und daher die Komponentendichten und Konzentrationen/Sättigungen), das Formationsfluidphasenverhalten, die Formationsfluidviskositäten, die Formationsfluidkompressibilität, die Formationskompressibilität, Kapillardruckbeziehungen und relative Formationsfluidpermeabilitäten.
  • Die Formationsporosität kann aus Protokollen an der offenen Bohrlochwand, Kernproben, Daten von versetzten Bohrlöchern und/oder seismischen Untersuchungen bestimmt und/oder abgeschätzt werden. Außerdem kann die Formationskompressibilität aus Protokollen an der offenen Bohrlochwand, Kernproben, seismischen Geschwindigkeiten und/oder der lokalen Kenntnis der Formation F bestimmt und/oder abgeschätzt werden. Ferner kann der Formationsdruck aus Porendruckkorrelationen, Protokollen an der offenen Bohrlochwand, seismischen Untersuchungen und/oder der lokalen Kenntnis der Formation F (z. B. Daten von versetzten Bohrlöchern) bestimmt und/oder abgeschätzt werden.
  • Die Formationsfluideigenschaften können aus versetzten Bohrlöchern bestimmt werden. Die Formationsfluideigenschaften können auf der Basis der Messwerte, die durch die Fluidmesseinheit 230 und/oder die Sensoren 235 von 2 erhalten werden, eingestellt werden. Alternativ können die Formationsfluideigenschaften und/oder die Formationseigenschaften so eingestellt werden, dass das Bohrfluidsättigungsprofil, das aus Protokollmessungen an der offenen Bohrlochwand (z. B. oberflächliche Messungen des spezifischen Widerstandes) erzeugt und/oder vorhergesagt wird, mit dem Bohrfluidsättigungsprofil übereinstimmt und/oder dazu ähnlich ist, das durch den Formationsströmungssimulator 306 erzeugt und/oder vorhergesagt wird. Im Betrieb kann der Formationsströmungssimulator 306 verwendet werden, um Schlammkuchenparameter und/oder Parameter in Bezug auf Reservoirdaten zu aktualisieren, abzuschätzen und/oder zu verfeinern.
  • Wie in ”Invasion Revisited” der Ausgabe von Oil Review vom Juli 1991, S. 10–20, erörtert, kann ein Eindringprofil von Bohrfluid auf Wasserbasis aus oberflächlichen Messungen des spezifischen Widerstandes gefolgert werden. Wenn ein Bohrfluid auf Ölbasis in eine Öl führende Formation (wie z. B. die Formation F von 1) eindringt, können Messungen des spezifischen Widerstandes nicht wirksam sein, um das Eindringprofil während des Bohrens zu bestimmen. Unter diesen Umständen können andere Messungen, die für den Gegensatz in den Eigenschaften zwischen dem eindringenden Fluid und den Formationsfluiden empfindlich sind, durchgeführt werden. Insbesondere können diese Messungen NMR-Messungen, die unter Verwendung des ProVision-Werkzeugs erhalten werden, und/oder Kerneinfang-Querschnittsmessungen, die beispielsweise durch das EcoScope-Werkzeug durchgeführt werden, die beide von Schlumberger® bereitgestellt werden, sein.
  • In dem Fall, in dem der Formationsströmungssimulator 306 die Strömung in das Probennahmewerkzeug modellieren soll, kann der Formationsströmungssimulator 306 einige Parameter in Bezug auf ein Probennahmewerkzeug umfassen. Der Formationsströmungssimulator 306 kann beispielsweise Daten umfassen, die der Probennahmewerkzeugsondengeometrie (z. B. dem Durchmesser der Sonde 205 von 2), dem Volumen der Strömungsleitung (z. B. der Strömungsleitung 260 von 2) und anderen Werkzeugkomponenten, wie beispielsweise der Geometrie und den Abmessungen eines Dichtungspuffers um die Sonde 205 und/oder der Geometrie des Stabilisators 215, zugeordnet sind.
  • Der Formationsströmungssimulator 306 kann verwendet werden, um eine Strömung von Fluid, das in ein Probennahmewerkzeug (z. B. das LWD-Werkzeug 200 von 2) gesaugt wird, ein gepumptes Volumen von Fluid und/oder Informationen, die der Zusammensetzung und/oder Verunreinigung des gepumpten Volumens von Fluid zugeordnet sind, zu bestimmen.
  • Um die Leistung und/oder den Betriebspunkt des Probennahmewerkzeugs (z. B. des LWD-Werkzeugs 200 von 2) zu bestimmen und/oder zu identifizieren, kann die Beispielsimulationsmaschine 240 mit einem Werkzeugreaktionssimulator 308 versehen sein. Im Allgemeinen empfängt und verarbeitet der Werkzeugreaktionssimulator 308 Eingaben, um Ausgaben in Bezug auf einen Werkzeugbetriebspunkt, einen tatsächlichen Druckabfall und/oder eine tatsächliche Durchflussrate zu erzeugen. Die Eingaben können einer Bohrfluidzirkulationsrate, einem Bohrfluidtyp und/oder einer Temperatur im Bohrloch zugeordnet sein. Außerdem oder alternativ können die Eingaben einem Formationsreaktionsmodell, einem Energieumwandlungswirkungsgrad und/oder Probennahmewerkzeug-Betriebsbrenzen zugeordnet sein. Die Probennahmewerkzeug-Betriebsgrenzen können eine maximale Betriebstemperatur, eine Grenze für die maximale erhältliche Leistung, einen maximalen Druckabfall, eine minimale Durchflussrate und/oder eine maximale Durchflussrate umfassen. Ferner können die Eingaben einem Fluidreaktionsmodell zugeordnet sein, das aus den Ausgaben des Formationsströmungssimulators 306 erhalten werden kann.
  • Der Formationsströmungssimulator 306 und der Werkzeugreaktionssimulator 308 können verwendet werden, um Pumpbedingungen zu optimieren. Einige Bohrlochsohlenanordnungen (z. B. die Bohrlochsohlenanordnung 100 von 1) können beispielsweise mit einer Turbine (nicht dargestellt) versehen sein, die einen Wechselstromgenerator (nicht dargestellt) antreibt. Im Betrieb wird die Turbine der Strömung des Bohrfluids ausgesetzt, das im Bohrloch zirkuliert, um Leistung zu erzeugen, und folglich gilt, je größer die Durchflussrate ist, desto mehr Energie und/oder Leistung ist für die Komponenten in der Bohrlochsohlenanordnung 100 (1) und/oder im LWD-Werkzeug 200 (2) usw. verfügbar. Wenn die Durchflussrate des Bohrfluids zunimmt, kann außerdem ein höheres Fluidvolumen während eines gegebenen Zeitraums gewonnen werden und folglich ist typischerweise weniger Zeit erforderlich, um eine ausreichend saubere Probe (z. B. eine ursprüngliche Formationsfluidprobe) zum Testen zu erhalten. Obwohl diese Vorteile an der Erhöhung der Durchflussrate des Bohrfluids bestehen, nimmt, wenn die Durchflussrate des Bohrfluids zunimmt, die Menge an Schlammkuchenerosion auch zu. Wenn die Durchflussrate zunimmt, nimmt außerdem die Menge an Bohrfluideindringung in die Formation F auch zu, was verschlimmert werden kann, wenn das Strömungsmodell im Bohrloch turbulent wird.
  • Im Betrieb können Ausgaben aus dem Bohrlochhydrauliksimulator 302, dem Schlammkuchensimulator 304 und/oder dem Formationsströmungssimulator 306 durch den Werkzeugreaktionssimulator 308 verwendet werden und Ausgaben aus dem Werkzeugreaktionssimulator 308 können wiederum vom Bohrlochhydrauliksimulator 302, vom Schlammkuchensimulator 304 und/oder vom Formationsströmungssimulator 306 verwendet werden. Die Wechselwirkung zwischen dem Formationsströmungssimulator 306 und dem Bohrlochhydrauliksimulator 302, dem Schlammkuchensimulator 304 und/oder dem Werkzeugreaktionssimulator 308 können ermöglichen, dass die hierin beschriebenen Beispiele Pumpbedingungen steuern, um die Menge an Energie, die über die Turbine erzeugt wird, zu optimieren und die Menge an Zeit, die erforderlich ist, um eine ausreichend saubere Probe zu erhalten, während ein angemessener Schlammkuchen an der Bohrlochwand aufrechterhalten wird und die Menge an Bohrfluideindringung in die Formation F begrenzt wird, zu verringern.
  • Wenn man sich nun der Verarbeitungseinheit 250 zuwendet, um beispielsweise Ausgaben (z. B. eine theoretische Reaktion), die durch die Simulationsmaschine 240 erzeugt werden, mit tatsächlichen Messwerten, die von der Fluidmesseinheit 230 und/oder den Sensoren 235 erhalten werden, zu vergleichen, ist die Beispielverarbeitungseinheit 250 mit dem Komparator 310 versehen. Der Komparator 310 kann die durch die Simulationsmaschine 240 erzeugten Ausgaben mit tatsächlichen Messwerten vergleichen, um festzustellen, ob ein Probennahmeziel (z. B. ein spezieller Ort in einem Bohrloch) erreicht wurde. Außerdem oder alternativ kann der Komparator 310 Vorhersagen, die den verschiedenen Prozessen, Plänen und/oder Szenarios zugeordnet sind, vergleichen, um Prozesse festzulegen, die die Kosten der Probennahme verringern, die Probenfluidqualität erhöhen und/oder die Probennahmeprozessdauer verringern.
  • Um einen Probennahme- und/oder einen Bohrvorgang einzuleiten, ist die Beispielverarbeitungseinheit 250 mit dem Initiator 312 versehen. Der Initiator 312 leitet einen Bohrvorgang auf der Basis von eingestuften Vorhersagen ein, die verschiedenen Bohr- und/oder Probennahmeaktivitäten, -prozessen, -plänen oder -szenarios zugeordnet sind. Außerdem oder alternativ leitet der Initiator 312 einen Probennahmevorgang auf der Basis der eingestuften Vorhersagen, die den verschiedenen Aktivitäten, Prozessen, Plänen oder Szenarios zugeordnet sind, ein.
  • Um die Ausgaben der Simulationsmaschine 240 zu sortieren und/oder einzustufen, ist die Beispielverarbeitungseinheit 250 mit dem Sortierer 314 versehen. Der Sortierer 314 sortiert und/oder stuft die verschiedenen Prozessen zugeordneten Vorhersagen ein. Insbesondere kann der Sortierer 314 die Prozesse gemäß der Probenfluidqualität, der Dauer des Probennahmeprozesses, den Kosten, die mit dem Probennahmeprozess verbunden sind, und/oder der Menge an Risiko, das dem Erhalten der Fluidprobe zugeordnet ist, sortieren und/oder einstufen. Außerdem oder alternativ kann der Sortierer 314 die Identifikation des (der) Parameter(s) (z. B. des (der) Probennahmeparameter(s)), der (die) die größte Auswirkung auf die Probenfluidqualität hat (haben), ermöglichen.
  • Um verschiedene Prozesse und/oder Parameter festzulegen, die den Bohr- und/oder Probennahmevorgängen zugeordnet sind, ist die Beispielverarbeitungseinheit 250 mit dem Identifizierer 318 versehen. Die verschiedenen Prozesse können mit dem Bohren und/oder einem Punkt, an dem die Probennahme im Bohrloch stattfinden soll, in Beziehung stehen. Außerdem oder alternativ kann der Identifizierer 318 Schlammkuchenparameter und/oder Parameter, die einem undichten Schlammkuchen zugeordnet sind, Reservoirparameter, Werkzeugbetriebsparameter und/oder Daten in Bezug auf das Bohrlochhydraulikmodell festlegen, von denen einige oder alle auf einer gemessenen Formationsreaktion auf einen Probennahme- und/oder Bohrvorgang basieren.
  • 4 und 5 sind Flussdiagramme von beispielhaften Verfahren, die für das integrale Planen und dynamische Aktualisieren von Bohr- und/oder Probennahmevorgängen in einer unterirdischen Formation (z. B. der Formation F von 1) verwendet werden können. Insbesondere können die beispielhaften Verfahren verwendet werden, um Planungsvorgänge, Bohr- und/oder Formationsfluid-Probennahme-vorgänge zu optimieren, um eine Effizienz eines Probennahmevorgangs oder einer Probennahmearbeit zu verbessern, um Kosten, die mit dem Probennahmevorgang oder der Probennahmearbeit verbunden sind, zu verringern, und/oder eine Qualität des erhaltenen Probenformationsfluids zu erhöhen. Die beispielhaften Verfahren von 4 und 5 können in Verbindung mit der Beispielbohrlochsohlenanordnung 100, der Fluidmesseinheit 230, den Sensoren 235, der Simulationsmaschine 240 und/oder der Verarbeitungseinheit 250 von 2 verwendet werden. Außerdem können die beispielhaften Verfahren von 4 und 5 verwendet werden, um den Bohrlochhydrauliksimulator 302, den Schlammkuchensimulator 304, den Formationsströmungssimulator 306, den Werkzeugreaktionssimulator 308, den Komparator 310, den Initiator 312, den Sortierer 314, den Prozessor 316 und/oder den Identifizierer 318 von 3 zu implementieren.
  • Allgemeiner können die beispielhaften Verfahren von 4 und 5 unter Verwendung einer Software und/oder Hardware implementiert werden. In einigen Beispielimplementierungen können die Flussdiagramme maschinenlesbare Beispielbefehle darstellen und folglich können die beispielhaften Verfahren der Flussdiagramme vollständig oder teilweise durch Ausführen der maschinenlesbaren Befehle implementiert werden. Solche maschinenlesbaren Befehle können durch einen oder mehrere des Bohrlochmess- und Steuercomputers 160 (1), der Verarbeitungseinheit 250 (2) und/oder des Prozessors 316 (3) ausgeführt werden. Insbesondere kann ein Prozessor oder irgendeine andere geeignete Vorrichtung zum Ausführen von maschinenlesbaren Befehlen solche Befehle aus einer Speichervorrichtung (z. B. einem Direktzugriffsspeicher (RAM), einem Festwertspeicher (ROM) usw.) abrufen und diese Befehle ausführen. In einigen Beispielimplementierungen können einer oder mehrere der in den Flussdiagrammen von 4 und 5 dargestellten Vorgänge manuell implementiert werden. Obwohl die beispielhaften Verfahren mit Bezug auf die Flussdiagramme von 4 und 5 beschrieben werden, kann der Fachmann auf dem Gebiet leicht erkennen, dass andere Verfahren zum Implementieren der Bohrlochsohlenanordnung 100, der Fluidmesseinheit 230, der Sensoren 235, der Simulationsmaschine 240 und der Verarbeitungseinheit 250 von 2 und des Bohrlochhydrauliksimulators 302, des Schlammkuchensimulators 304, des Formationsströmungssimulators 306, des Werkzeugreaktionssimulators 308, des Komparators 310, des Initiators 312, des Sortierers 314, des Prozessors 316 und des Identifizierers 318 von 3 zum Optimieren von Planungsvorgängen, Bohrvorgängen und/oder Probennahmevorgängen zusätzlich oder alternativ verwendet werden können. Die Reihenfolge der Ausführung der in den Flussdiagrammen von 4 und 5 dargestellten Blöcke kann beispielsweise geändert werden und/oder einige der beschriebenen Blöcke können umgeordnet, beseitigt oder kombiniert werden.
  • 4 ist ein Flussdiagramm, das im Allgemeinen einen beispielhaften Prozess 400 zum Planen von Probennahme- und zugehörigen Bohraktivitäten darstellt, um die Effizienz und/oder die Wirksamkeit eines Formationsfluid-Probennahme-vorgangs oder einer Formationsfluid-Probennahmearbeit zu verbessern. Der beispielhafte Prozess 400 ist vorgesehen, um ein Verständnis eines gesamten oder allgemeinen Prozesses zu erleichtern, der verwendet werden kann, um die Effizienz und/oder Wirksamkeit eines Formationsfluid-Probennahmevorgangs zu verbessern, und ein detaillierteres Beispiel wird in Verbindung mit 5 nachstehend vorgesehen.
  • Wenn man sich 4 zuwendet, beginnt der beispielhafte Prozess 400 mit dem Planen vor dem Bohren (Block 402). Im Allgemeinen beinhalten die Planungsvorgänge, die im Block 402 durchgeführt werden, das Auswählen eines anfänglichen Satzes von Bohrparametern und Probennahmeparametern in einer koordinierten oder integrierten Weise (d. h. zusammen), um einen abgeschätzten oder vorhergesagten besten Ausgangspunkt für anschließende Bohr- und/oder Probennahmevorgänge vorzusehen. Eine solche koordinierte oder integrierte Auswahl von anfänglichen Parametern kann eine schnellere und effektivere Optimierung von anschließenden Bohr- und/oder Probennahmeparametern und -vorgängen ermöglichen, wodurch eine schnellere und/oder effektivere Optimierung von Probennahmeergebnissen ermöglicht wird. Folglich kann der beispielhafte Prozess 400 vorteilhafterweise verwendet werden, um signifikant genauere Formationsfluid-Probennahmeergebnisse in einer kosteneffizienteren Weise als viele bekannten Formationsfluid-Probennahmeverfahren zu schaffen.
  • Wie nachstehend genauer beschrieben, können die im Block 402 durchgeführten Planungsvorgänge auch das Abrufen von historischen Daten in Bezug auf Bohr- und/oder Probennahmevorgänge und die Verwendung dieser historischen Daten, um mehrere mögliche Bohr- und/oder Probennahmeszenarios, -pläne oder -prozesse zu bewerten, beinhalten. Die historischen Daten umfassen typischerweise Parameterwerte für mehrere Parameter in Bezug auf Bohr- und/oder Probennahmevorgänge, die den möglichen Bohr- und/oder Probennahmeszenarios oder -planen entsprechen. Folglich kann jedes der Bohr- und/oder Probennahmeszenarios oder –plane einen oder mehrere Sätze von möglichen Bohr- und Probennahmeparametern und zugehörigen historischen Parameterwerten umfassen, die beispielsweise während früherer Bohr- und/oder Probennahmeaktivitäten erhalten worden sein können.
  • Die Sätze von möglichen Bohr- und Probennahmeparametern, die den möglichen Bohr- und/oder Probennahmeszenarios, -plänen oder -prozessen entsprechen, können beispielsweise Probennahmewerkzeugparameter, wie z. B. Probennahmewerkzeugtyp, einen Fördertyp (z. B. Drahtleitung, Bohrstrang), Bohrstrangkonfiguration(en) und/oder -geometrien, BHA-Abmessungen usw., umfassen. Die Bohr- und Probennahmeparameter können alternativ oder zusätzlich Bohrlochparameter, wie z. B. Bohrlochbahn, Bohrlochabmessungen, Probennahmepunkte oder -tiefen, Bohrfluidparameter, wie z. B. Bohrfluiddurchflussrate(n), Bohrfluidtyp(en) oder -zusammensetzungen und/oder -eigenschaften oder -rheologie, wie z. B. Viskosität, Dichte, Fließspannung, Gelfestigkeit, Kompressibilität, Filtrationseigenschaften Schlammkuchenparameter, usw. umfassen. Noch ferner können die Bohr- und Probennahmeparameter alternativ oder zusätzlich Probennahmeparameter, wie z. B. Probensammelzeit (z. B. eine spezielle Zeit und/oder ob die Probennahme stattfindet, während das Bohren vorübergehend unterbrochen wird oder während die BHA ausgekuppelt ist), und die Dauer usw., Reservoir- oder Formationsparameter, einschließlich seismischer Daten, Permeabilität und anderer mechanischer Eigenschaften der Formation, Formationsfluidparameter oder beliebige andere Parameter, die sich auf die Qualität, Wirksamkeit und/oder Effizienz eines Bohr- und/oder eines Probennahmevorgangs auswirken können, umfassen.
  • Wie vorstehend angegeben, umfasst jedes der möglichen Bohr- und/oder Probennahmeszenarios, -pläne oder -prozesse einen Satz oder eine Kombination von Parametern und zugehörigen historischen oder gespeicherten Werten für jeden der Parameter. Wie nachstehend in Verbindung mit 5 genauer beschrieben, liefern die im Block 402 durchgeführten Planungsvorgänge diese Szenarios und ihre zugehörigen Parameter und Parameterwerte zur Simulationsmaschine 240 und wiederum zu einem oder mehreren der Simulatoren 302–308, um die Effizienz und/oder die Kosten, die mit jedem der Szenarios oder Pläne verbunden sind, abzuschätzen oder vorherzusagen. Die abgeschätzte Effizienzen und/oder Kosten können dann verwendet werden, um ein anfängliches Bohr- und/oder Probennahmeszenario, einen anfänglichen Bohr- und/oder Probennahmeplan oder anfängliche Bohr- und/oder Probennahmeprozesse einzustufen und/oder auszuwählen und folglich anfängliche Bohr- und/oder Probennahmeparameter auszuwählen, um einen besten Ausgangspunkt, dem die Bohr- und/oder Probennahmevorgänge folgen, vorzusehen.
  • Nach dem Vollenden der Planung im Block 402 und der Einleitung von Bohrvorgängen erfasst der Beispielprozess 400 Daten während des Bohrens (Block 404). Solche erfassten Daten können Parameter umfassen, die beispielsweise durch LWD- oder MWD-Werkzeuge gemessen werden. Insbesondere können Bohrfluidparameter, Bohrlochtemperaturen und -drücke, Bohrlochgeometrien, die Bohrlochbahn, usw., Formationseigenschaften, Formationsfluideigenschaften (z. B. während eines oder mehrerer Probennahmevorgänge gesammelt (z. B. während eines oder mehrerer Vortests), während das Bohren vorübergehend gestoppt wird), usw. für eine vorbestimmte Zeitdauer oder alternativ, bis eine vorbestimmte Bedingung oder ein vorbestimmter Satz von Bedingungen erfüllt ist (z. B. eine spezielle Tiefe erreicht wurde, einer oder mehrere gemessene Parameterwerte innerhalb eines bestimmten Zielbereichs von Werten, über oder unter einem Schwellenwert liegt, usw.), gemessen und erfasst werden. Wie hierin verwendet, bezieht sich der Begriff ”Vortest” auf einen Fluidprobennahmetest, der Informationen in Bezug auf die Formationsbeweglichkeit, den Formationsdruck und/oder eine oder mehrere Formationsfluideigenschaften liefern kann.
  • Sobald der beispielhafte Prozess 400 die Erfassung von Daten im Block 404 vollendet hat, aktualisiert in jedem Fall der beispielhafte Prozess 400 den Probennahmeplan (Block 406) auf der Basis der im Block 404 erfassten Daten. Eine solche Aktualisierung des Probennahmeplans ermöglicht, dass die Modelle und zugehörigen Parameter, die während der Planung im Block 402 ausgewählt werden, mit aktuellen Daten in Bezug auf das Bohrloch und die Formation, die gegenwärtig gebohrt und von der eine Probe genommen wird, aktualisiert werden. Folglich kann irgendein anschließender Probennahmevorgang (irgendwelche anschließenden Probennahmevorgänge) effektiver und/oder effizienter durchgeführt werden.
  • Nachdem der Probennahmeplan im Block 406 aktualisiert wurde, führt der beispielhafte Prozess 400 eine Probennahme gemäß dem aktualisierten Probennahmeplan durch (Block 408). Wie nachstehend in Verbindung mit 5 genauer beschrieben, kann (können) der (die) Probennahmevorgang (Probennahmevorgänge), der (die) im Block 408 durchgeführt wird (werden), iterativ geändert, modifiziert oder dynamisch aktualisiert werden, um den Probennahmevorgang weiter zu verfeinern. Mit anderen Worten, der (die) im Block 408 durchgeführte(n) Probennahmevorgang (Probennahmevorgänge) können in Echtzeit gemanagt oder aktualisiert werden, um die Leistung des Probennahmevorgangs (der Probennahmevorgänge) weiter zu verfeinern. Eine solche Echtzeitaktualisierung kann das Messen und Analysieren der Formationsreaktion oder der Formationseigenschaften und/oder Formationsfluideigenschaften, das Einstellen von einem oder mehreren Bohrparametern (z. B. Bohrfluiddurchflussrate), das Einstellen einer Probenfluiddurchflussrate, das Aktualisieren von Modellparametern auf der Basis der Analyse und dann das Wiederholen oder Fortsetzen des Probennahmevorgangs beinhalten. Ein oder mehrere Probennahmevorgangsaktualisierungen oder -zyklen können durchgeführt werden, bis der beispielhafte Prozess 400 feststellt, dass die Probennahme in dieser speziellen Bohrlochstelle oder -tiefe vollendet ist.
  • Nach dem Vollenden des Probennahmevorgangs (der Probennahmevorgänge) im Block 408 (z. B. in einer speziellen Bohrlochstelle oder -tiefe) können ein oder mehrere Modelle und/oder anschließende Bohrpläne aktualisiert werden (Block 410). Solche Aktualisierungen können auf einer oder mehreren Analysen der Probennahmevorgangsergebnisse, die über den Block 408 erhalten werden, basieren und können das Aktualisieren und/oder Einstellen eines umfassenden Bereichs von auf das Bohren bezogenen Parametern beinhalten, um irgendwelche anschließenden Bohr- und/oder Probennahmevorgänge weiter zu optimieren.
  • Der beispielhafte Prozess 400 stellt dann fest, ob irgendeine weitere Bohrung und/oder Probennahme durchgeführt werden soll (Block 412), und wenn ja, kehrt die Steuerung zum Block 404 zurück, in dem Daten während des weiteren Bohrens gewonnen werden. Ansonsten kann der beispielhafte Prozess 400 eine Analyse nach der Arbeit (Block 414) beispielsweise unter Verwendung eines Arbeitssimulators (nicht dargestellt) durchführen. Eine solche Analyse nach der Arbeit kann eine Analyse und/oder Interpretation der Formationsreaktion und von Fluideigenschaftsdaten beinhalten.
  • Der beispielhafte Prozess 400 von 4 stellt im Allgemeinen einen Prozess zum dynamischen Planen von Bohr- und zugehörigen Probennahmevorgängen dar, um Formationsfluidproben effektiver und effizienter zu sammeln und zu analysieren. Es sollte jedoch erkannt werden, dass der in 4 dargestellte allgemeine Prozess 400 in vielen verschiedenen speziellen Weisen implementiert werden kann, um ähnliche Ergebnisse für eine Vielfalt von verschiedenen Anwendungen zu erreichen. Obwohl eine spezielle Reihenfolge von Vorgängen in 4 dargestellt ist, können ferner die verschiedenen speziellen Implementierungen des beispielhaften Prozesses 400 einen oder mehrere der in 4 gezeigten Blöcke umordnen und/oder beseitigen und/oder ein oder mehrere zusätzliche Blöcke und zugehörige Vorgänge können enthalten sein. Der Block 414 der Analyse nach der Arbeit kann beispielsweise nicht in allen Implementierungen des Beispielprozesses 400 durchgeführt werden.
  • 5 ist ein Flussdiagramm, das eine spezielle Implementierung des in 4 dargestellten allgemeinen Prozesses 400 darstellt. Ein in 5 dargestellter beispielhafter Prozess 500 beginnt mit dem Sammeln von historischen Daten in Bezug auf frühere Bohr- und/oder Probennahmevorgänge (Block 502). Solche Daten können beispielsweise von einer oder mehreren Datenbanken gesammelt werden, die sich im Bohrlochmess- und Steuercomputer 160 (1) befinden können oder zumindest für diesen zugänglich sein können. Nach dem Sammeln der historischen oder früheren Daten im Block 502 plant der beispielhafte Prozess 500 automatisch Bohraktivitäten oder -vorgänge und Probennahmeaktivitäten oder -vorgänge (Block 504). Gemeinsam bilden die Blöcke 502 und 504 die Planung vor dem Bohren und entsprechen folglich im Allgemeinen dem Block 402 von 4.
  • In jedem Fall kann der beispielhafte Prozess 500 im Block 504 den Identifizierer 318 (3) verwenden, um zwei oder mehrere mögliche Szenarios, Pläne oder Prozesse für Bohr- und/oder Probennahmevorgänge festzulegen. Insbesondere kann jedes dieser Szenarios, Pläne oder Prozesse aus möglichen Kombinationen von entsprechenden oder zugehörigen Bohrparametern und/oder Probennahmeparametern und entsprechenden Parameterwerten bestehen, die ganz oder teilweise von den im Block 502 gesammelten Daten bereitgestellt werden können.
  • Die zugehörigen Parameter können Prozessparameter, Bohrparameter, Schlammkuchenparameter, Probennahmeparameter, Reservoirparameter, Probennahmewerkzeugparameter, und/oder Bohrfluidparameter umfassen, von denen einige oder alle vor dem Einleiten eines Bohrvorgangs und/oder eines Probennahmevorgangs erhalten werden können. Einige Bohrparameter umfassen eine Bohrlochbahn, Bohrlochabmessungen, BHA-Abmessungen, eine Bohrfluideigenschaft, einen Bohrfluiddurchflussratenverlauf, die Bohrlochsohlenanordnungs-Konfiguration, die Dauer eines Probennahmevorgangs und/oder eine Zeit, zu der eine Probe aus der Formation F gewonnen werden soll. Die Reservoirparameter können seismische Daten in Bezug auf die Formation F, Schalldaten in Bezug auf die Formation F, Protokolldaten an der offenen Bohrlochwand in Bezug auf die Formation F, Fluideigenschaften, Permeabilität, Kapillardrücke und ihre zugehörigen Daten in Bezug auf die Formation F und/oder mechanische Gesteinseigenschaften (z. B. Formationsfestigkeit) umfassen.
  • Bohrfluidparameter können Daten umfassen, die von Labormessungen und/oder Leistungsergebnissen von (einem) speziellen Bohrfluid(en) in derselben oder ähnlichen Formationen und/oder unter ähnlichen Bedingungen erhalten werden. Die Bohrfluidparameter können die Bohrfluidzusammensetzung, die Bohrfluidrheologie, die die Bohrfluidviskosität, Bohrfluiddichte, Bohrfluidfließspannung, Bohrfluidgelfestigkeit, Bohrfluidkompressibilität umfasst, und/oder Bohrfluidfiltrationseigenschaften umfassen.
  • Jedes der Szenarios, der Pläne oder der Prozesse und die entsprechenden oder zugehörigen Parameter können dann unter Verwendung von einem oder mehreren der Simulatoren 302–308 analysiert, bewertet oder verarbeitet werden. Die Effizienz der Szenarios, Pläne oder Prozesse kann beispielsweise unter Verwendung von einem oder mehreren der Simulatoren 302–308 bestimmt werden. Solche Effizienzen können für Szenarios, Pläne oder Prozesse bestimmt werden, die verschiedene Positionen eines Probennahmewerkzeugs (z. B. des LWD-Werkzeugs 200 von 2) relativ zu einer Bohrkrone (z. B. der Bohrkrone 105 von 1) beinhalten. Insbesondere kann beispielsweise die Position eines Probennahmewerkzeugs relativ zu einer Bohrkrone Probennahmeparametern zugeordnet sein, die vom Formationsströmungssimulator 306 und/oder vom Schlammkuchensimulator 304 verwendet werden können, um Ausgaben zu erzeugen, die wiederum verwendet werden können, um Schlammkuchenparameter und/oder Reservoirdaten zu bestimmen und/oder abzuschätzen.
  • Effizienzen können auch für verschiedene Stabilisatorkonfigurationen bestimmt werden. Insbesondere kann der Bohrlochhydrauliksimulator 302 (3) mögliche Szenarios, Pläne oder Prozesse mit verschiedenen Stabilisatorkonfigurationen oder allgemeiner Bohrstranggeometrien verarbeiten oder analysieren, um Ausgaben zu liefern, die verwendet werden können, um Fluidmechanikgleichungen für ein gebohrtes Bohrloch zu lösen und/oder zu bestimmen.
  • Einer oder mehrere der Simulatoren 302–308 können auch verwendet werden, um die Effizienzen zu bestimmen, die den Szenarios, Plänen oder Prozessen zugeordnet sind, die verschiedene Probennahmevorgänge beinhalten. Die relativen Effizienzen von Szenarios, Plänen oder Prozessen, die eine Probe nehmen, während das Bohren vorübergehend unterbrochen wurde, die eine Probe nehmen, während eine Bohrlochsohlenanordnung (z. B. die BHA 100 von 1) aus einem Bohrloch (z. B. dem Bohrloch 11 von 1) ausgekuppelt ist, nachdem die gesamte Bohrlochtiefe gebohrt wurde, und/oder die eine Probe unter Verwendung eines Drahtleitungswerkzeugs nehmen, können beispielsweise bestimmt werden. Ferner können verschiedene Probennahmezeiten den Probennahmeparametern zugeordnet sein, die vom Formationsströmungssimulator 306 verwendet werden können, um Ausgaben zu erzeugen, die verwendet werden, um das Verunreinigungsniveau des als Probe genommenen Fluids und/oder andere auf das Reservoir bezogene Daten zu bestimmen.
  • Noch ferner können die möglichen Szenarios, Pläne oder Prozesse ausgewertet oder analysiert werden, um den Effekt (die Effekte) (z. B. auf die Probennahmeeffizienz) der Verwendung von verschiedenen Typen von Bohrfluiden zu bestimmen. Insbesondere können beispielsweise Informationen, die die verschiedenen Typen von Bohrfluiden darstellen, vom Bohrlochhydrauliksimulator 302, vom Schlammkuchensimulator 304, vom Formationsströmungssimulator 306 und/oder vom Werkzeugreaktionssimulator 308 verwendet werden, um Ausgaben zu erzeugen, die verwendet werden, um festzustellen, ob die Kosten der Verwendung eines alternativen Schlamms während des Bohr- und/oder Probennahmeprozesses gerechtfertigt ist. Ebenso kann einer oder können mehrere der Simulatoren 302–308 verwendet werden, um die Auswirkungen von verschiedenen Bohrfluiddurchflussraten zu bestimmen. Verschiedene Bohrfluiddurchflussratenverläufe können beispielsweise Bohrparametern zugeordnet sein, die vom Bohrlochhydrauliksimulator 302 (3) verwendet werden können, um Ausgaben zu erzeugen, die verwendet werden, um Gleichungen der Fluidmechanik in einem Bohrloch zu lösen und/oder zu bestimmen.
  • Allgemeiner werden die identifizierten möglichen Szenarios, Pläne oder Prozesse und die zugehörigen Parameter und Parameterwerte von der Simulationsmaschine 240 und/oder von der Verarbeitungseinheit 250 verarbeitet, um Vorhersagen zu erzeugen, die der Probennahme einer Formation zugeordnet sind Solche Vorhersagen können im Allgemeinen (einer) Effizienz(en) und/oder Kosten des Probennahmevorgangs (der Probennahmevorgänge) zugeordnet sein. Ferner können Vorhersagen in Bezug auf die Dynamik der Bohrfluideindringung für jedes der identifizierten möglichen Szenarios, Pläne oder Prozesse erzeugt werden. Die Verarbeitungseinheit 250 und/oder die Simulationsmaschine 240 können beispielsweise seismische Daten und/oder Protokolldaten an der offenen Bohrlochwand verarbeiten, um eine Abschätzung des Formationsporendrucks entlang einer Bohrlochbahn zu bestimmen. Ebenso können die Protokolldaten an der offenen Bohrlochwand über die Verarbeitungseinheit 250 und/oder die Simulationsmaschine 240 verarbeitet werden, um entlang der Bohrlochbahn die Formationsporosität, Formationslithologie, Formationsstrukturinformationen, den Typ des Formationsfluids, die Formationsfluidsättigung und/oder Abschätzungen der Permeabilität usw. zu bestimmen. Ferner können die Simulationsmaschine 240 und/oder die Verarbeitungseinheit 250 Daten in Bezug auf die mechanischen Gesteinseigenschaften verarbeiten, um eine Eindringrate einer Bohrkrone 105 in einer Formation abzuschätzen, und/oder zum Identifizieren und/oder Bestimmen von Grenzen für eine Pumprate eines Formationsfluids während der Probennahme beispielsweise über eine Pumpe (z. B. die Pumpe 280 von 2).
  • Nachdem die Simulationsmaschine 240 und/oder die Verarbeitungseinheit 250 die möglichen Szenarios, Pläne oder Prozesse und die zugehörigen Parameter und Parameterwerte verarbeitet oder analysiert haben, sortiert und/oder stuft der Sortierer 314 (3) die Vorhersagen, die zu den verschiedenen Szenarios, Plänen oder Prozessen gehören, ein. Der Sortierer 314 kann die Prozesse (z. B. die Szenarios) gemäß der Probenfluidqualität (z. B. einer Endprobenqualität), der Dauer des Probennahmeprozesses, der mit dem Probennahmeprozess verbundenen Kosten (z. B. der Kosten der Probennahme), und/oder gemäß der Menge an Risiko, das mit dem Erhalten der Fluidprobe verbunden ist, einstufen. Außerdem kann der Sortierer 314 die Identifikation des Parameters (der Parameter) (z. B. des (der) Bohr- und/oder Probennahmeparameter(s)), der (die) die größte Auswirkung auf die Probenfluidqualität hat (haben), ermöglichen. Ferner kann der Komparator 310 die Vorhersagen, die zu den verschiedenen Szenarios, Plänen oder Prozessen gehören, vergleichen, um Szenarios, Pläne, Prozesse und/oder Parameter zu identifizieren, die die Kosten der Probennahme verringern, die Probenfluidqualität erhöhen und/oder die Probennahmeprozessdauer verringern.
  • Nachdem der Sortierer 314 die den verschiedenen Szenarios, Plänen oder Prozessen zugeordneten Vorhersagen sortiert und/oder einstuft, plant die Verarbeitungseinheit 250 Bohr- und Probennahmevorgänge auf der Basis der eingestuften Vorhersagen. Insbesondere kann die Verarbeitungseinheit 250 auf der Basis der eingestuften Vorhersagen eine Bohrlochsohlenanordnungs-Konfiguration, einen Typ von Bohrfluid, zu verwendende Bohrpraktiken, einen Zeitpunkt, zu dem der Bohrvorgang vorübergehend unterbrochen werden soll, um eine Fluidprobe zu erhalten, einen Ort oder Orte, an dem (denen) der Bohrvorgang vorübergehend unterbrochen werden soll, um eine Fluidprobe zu erhalten, eine Bohrfluidzirkulationsrate, eine Formationsfluid-Probennahmerate, eine Dauer zum Pumpen von Formationsfluid, eine Zusammensetzung des als Probe genommenen Fluids, ob die Probe(n) erhalten werden soll(en), nachdem das Bohren unterbrochen wurde oder während eine Bohrlochsohlenanordnung aus einem Bohrloch ausgekuppelt ist, identifizieren.
  • Sobald die anfänglichen Bohr- und/oder Probennahmevorgänge im Block 504 geplant wurden, leitet der beispielhafte Prozess 500 das Bohren (Block 506) gemäß dem anfänglichen Plan ein. Dann können Daten während der Ausführung des Bohrplans erfasst werden. Insbesondere kann der Beispielprozess 500 Bohrdaten während des Bohrens sammeln (Block 508). Während des Bohrens können beispielsweise die LWD-Werkzeuge 120, 120A (1) und/oder die Sensoren 235 verwendet werden, um Parameter zu messen, die einer tatsächlichen Eindringrate der Bohrkrone 105, einer Menge an Bewegung der Bohrlochsohlenanordnung 100 (1) und/oder einer Drehzahl der Bohrlochsohlenanordnung 100 (1) zugeordnet sind, von denen alle vom Bohrlochhydrauliksimulator 302 (3) verwendet werden können, um einen Hydraulikströmungsverlauf im Bohrloch 11 zu aktualisieren und/oder zu verfeinern. Außerdem oder alternativ können die gemessenen Parameter einer tatsächlichen Bohrfluidpumpendurchflussrate (z. B. Bohrfluiddurchflussrate) zugeordnet sein, die vom Bohrlochhydrauliksimulator 302 verwendet werden kann, um den Hydraulikströmungsverlauf im Bohrloch 11 zu aktualisieren und/oder zu verfeinern. Ferner können die gemessenen Parameter einer tatsächlichen Bohrlochbahn zugeordnet sein, die vom Bohrlochhydrauliksimulator 302 verwendet werden kann, um eine Formationsdruckabschätzung entlang des Bohrlochs 11 zu aktualisieren und/oder zu verfeinern. Noch ferner können die gemessenen Parameter dem Bohrfluidverlust und/oder oberflächliche Messungen bei der Bohrlochmessung während des Bohrens zugeordnet sein, von denen alle verwendet werden können, um ein Fluideindringprofil abzuschätzen, um ein Bohrfluidmodell zu kalibrieren, um ein Schlammkuchenmodell zu kalibrieren und/oder um ein Formationsmodell zu kalibrieren. Ferner können die gemessenen Parameter einem Druck im Bohrloch und einer Temperatur im Bohrloch zugeordnet sein, die analysiert und mit den Ausgaben und/oder Vorhersagen von der Simulationsmaschine 240 (2) verglichen werden können. Auf der Basis der gemessenen Parameter können die Bohrfluidrheologieparameter und die Temperatur im Bohrloch eingestellt werden, um eine Ähnlichkeit zwischen den durch die Simulationsmaschine 240 erzeugten Vorhersagen und den durch die LWD-Werkzeuge 120, 120A und/oder die Sensoren 235 erhaltenen Messwerten zu erreichen. Außerdem können Messungen am Bohrfluid und/oder am Bohrklein von der Formation F an der Lochoberseite durchgeführt werden, die vom Formationsströmungssimulator 306 verwendet werden können, um das Formationsmodell zu aktualisieren und/oder zu verfeinern, und/oder vom Bohrlochhydrauliksimulator 302 verwendet werden können, um das Schlammkuchenmodell zu aktualisieren und/oder zu verfeinern.
  • Während das Bohren stattfindet, kann der Beispielprozess 500 feststellen, ob eine vorläufige oder anfängliche Probe genommen werden sollte (z. B. ein Vortest durchgeführt werden sollte) (Block 510). Der Komparator 310 (3) kann beispielsweise die Werte von Parametern, die während des Bohrens gemessen werden (z. B. im Block 508 gesammelte Daten) mit Vorhersagen vergleichen, die durch die Simulationsmaschine 240 erzeugt werden, um festzustellen, ob ein Probennahmezielort erreicht wurde. Der Probennahmezielort kann als erreicht betrachtet werden, wenn die durch die LWD-Werkzeuge 120, 120A und/oder die Sensoren 235 durchgeführten Messungen darauf hindeuten, dass die gebohrte Formation ein interessierendes Fluid enthält und die Formationseigenschaften zur Probennahme geeignet sind, wie durch die Simulationsmaschine 240 bestimmt oder vorhergesagt.
  • Wenn die Verarbeitungseinheit 250 (2) und/oder der Prozessor 316 (3) feststellen, dass das Probennahmeziel erreicht wurde, kann die Sonde 205 (2) des LWD-Werkzeugs 200 an dieser Stelle abgesetzt werden (Block 512) und gesteuert werden, um mit der Bohrlochwand 220 in Eingriff zu kommen, um eine Probe aus der Formation F zu erhalten (Block 514). Während des anfänglichen Probennahmevorgangs (z. B. Vortest) (Block 514) werden Messungen durchgeführt, um tatsächliche Messwerte der Formation und/oder des Formationsfluids über die Fluidmesseinheit 230 und/oder die Sensoren 235 zu erhalten. Einige der tatsächlichen Messwerte können Formationsreaktionsmessungen auf einen Bohrvorgang zugeordnet sein. Insbesondere können einige der tatsächlichen Messwerte zusammen mit anderen Daten der Bohrlochmessung während des Bohrens und/oder Bohrfluiddaten verwendet werden, um ein Schlammkuchenmodell zu aktualisieren und/oder zu verfeinern und/oder ein Formationsmodell festzulegen und/oder zu modifizieren. Im Allgemeinen beinhalten die in den Blöcken 508–514 durchgeführten Vorgänge das Erfassen von Daten während der Ausführung eines Bohrplans und entsprechen folglich im Allgemeinen dem Block 404 von 4.
  • Bei der Vollendung des anfänglichen Probennahmeprozesses (z. B. ein Vortest) können die in den Blöcken 508 und 514 durchgeführten tatsächlichen Messungen dann über die Simulationsmaschine 240 verarbeitet werden, um den geplanten Probennahmevorgang auf der Basis der tatsächlichen Messungen zu aktualisieren (Block 516). Insbesondere können der Bohrlochhydrauliksimulator 302, der Schlammkuchensimulator 304, der Formationsströmungssimulator 306 und der Werkzeugreaktionssimulator 308 verwendet werden, um die verschiedenen möglichen Szenarios, Pläne oder Prozesse unter Verwendung der tatsächlichen Messungen zusammen mit beispielsweise Prozessparametern; Bohrparametern, Probennahmeparametern, Reservoirparametern und/oder Bohrfluidparametern erneut auszuwerten. Die Szenarios können Betriebsparametern wie beispielsweise einer Bohrfluidzirkulationsrate während der Probennahme und/oder einer Zeit nach dem Bohren zugeordnet sein. Während der Verarbeitung der tatsächlichen Messwerte (Block 516) kann die Sonde 205 von der Bohrlochwand 220 gelöst werden oder nicht. Der (die) im Block 516 durchgeführte(n) Vorgang (Vorgänge) entsprechen im Allgemeinen dem Block 406 von 4.
  • Nach der Aktualisierung des anfänglichen Probennahmeplans im Block 516 leitet der Beispielprozess 500 dann die Ausführung des aktualisierten Probennahmeplans (Block 518) ein. Insbesondere kann der Initiator 312 (3) den Probennahmevorgang auf der Basis der eingestuften Vorhersagen, die den verschiedenen Szenarios, Plänen oder Prozessen zugeordnet sind, einleiten und/oder ausführen. Insbesondere kann der Probennahmevorgang auf der Basis der Probennahmeparameter durchgeführt werden, die einem gewünschten Probennahmeziel zugeordnet sind, wie beispielsweise einer Probenfluidqualität, einer Probennahmeprozessdauer und/oder Kosten der Probennahme usw. Wenn sie gelöst wird, wird die Sonde 205 (2) von der Bohrlochwand 220 während der Verarbeitung der tatsächlichen Messwerte (Block 516) gelöst, die Sonde 205 (2) des LWD-Werkzeugs 200 kommt mit der Bohrlochwand 220 in Eingriff, um eine Probe von der Formation F zu erhalten. In beiden Fällen erhalten dann die Fluidmesseinheit 230 und/oder die Sensoren 235 tatsächliche Messwerte von der Formationsfluidprobe. Einige der tatsächlichen Messwerte können eine Druck- und/oder eine Temperaturreaktion der Formation F und/oder physikalische Eigenschaften der Fluidprobe umfassen, wie beispielsweise Zusammensetzung, Sättigungsdrücke, Dichte, Viskosität, spezifischer Widerstand und/oder Leitfähigkeit, Kernspinresonanz-Messwerte und/oder optische Spektraleigenschaften.
  • Nach dem Einleiten des Probennahmevorgangs im Block 518 kann der Beispielprozess 500 die Formationsreaktion und/oder Fluideigenschaften messen (Block 520); die Formationsreaktion und/oder Fluideigenschaften interpretieren (Block 522) und den Probennahmevorgang auf der Basis der interpretierten Formationsreaktion und/oder Fluideigenschaften steuern (Block 524). Der Beispielprozess 500 stellt dann fest, ob die Probennahme vollendet ist (Block 526), und wenn die Probennahme nicht vollendet ist, dann aktualisiert der beispielhafte Prozess 500 den Probennahmevorgang (Block 528) und gibt die Steuerung an den Block 520 zurück, um den Probennahmeprozess fortzusetzen. Im Allgemeinen entsprechen folglich die Vorgänge in den Blöcken 520–528 dem Block 408 von 4. Im Allgemeinen ermöglichen die Vorgänge in den Blöcken 520–528 auch, dass der Probennahmeprozess dynamisch oder auf einer Echtzeitbasis gemanagt wird und eine oder mehrere Probennahme- und/oder Bohrparameter iteriert, um den Probennahmevorgang zu verbessern oder zu optimieren. In dieser Weise können ein oder mehrere Probennahmeparameter dynamisch eingestellt werden und/oder ein oder mehrere Bohrparameter (z. B. Bohrfluiddurchflussrate) können dynamisch eingestellt werden, um die Wirksamkeit und/oder die Effizienz des (der) Probennahmevorgangs (Probennahmevorgänge) zu verbessern.
  • Wenn man sich nun den Blöcken 520–528 genauer zuwendet, kann die Messung der Formationsreaktion und/oder die Messung der Fluideigenschaften im Block 520 unter Verwendung der Fluidmesseinheit 230 (2) und/oder der Sensoren 235 (2) durchgeführt werden. Die Fluidmesseinheit 230 und/oder die Sensoren 235 können beispielsweise den Druck, die Temperatur, die Durchflussrate des als Probe genommenen Fluids, die Fluidprobenzusammensetzung und/oder die Fluidprobeneigenschaften messen. Die Fluidmesseinheit 230 und/oder die Sensoren 235 können beispielsweise auch verwendet werden, um ein Ausmaß der Bohrfluidinfiltration in die Formation F (2) zu bestimmen.
  • Die Interpretation der Formationsreaktion und/oder der Fluideigenschaften, die im Block 520 gemessen werden, kann unter Verwendung von einem oder mehreren der Simulatoren 302–308 der Simulationsmaschine 240 und/oder unter Verwendung der Verarbeitungseinheit 250 durchgeführt werden. Die Simulationsmaschine 240 und/oder die Verarbeitungseinheit 240 können beispielsweise die Schlammkuchenparameter, die Reservoirparameter, die Werkzeugreaktionsparameter und/oder die Daten, die dem Bohrlochhydraulikmodell zugeordnet sind, verarbeiten, um Simulationsausgaben zu erzeugen. Die Simulationsmaschine 240 und/oder die Verarbeitungseinheit 240 können auch die tatsächlichen Messwerte (z. B. die Formations- und/oder Schlammkuchenparameter) zusammen mit den Probennahmeparametern verarbeiten, um eine theoretische Reaktion auf den Probennahmeprozess zu berechnen, zu bestimmen und/oder vorherzusagen. Tatsächliche Messwerte können ein Ausmaß einer durchdrungenen Zone der Formation F durch das Bohrfluid, ein radiales Sättigungsprofil, die Zusammensetzung des als Probe genommenen Fluids, die Schlammkuchenpermeabilität, die Formationspermeabilität, die relative Beweglichkeit des Bohrfluidfiltrats, die relative Beweglichkeit des ursprünglichen Formationsfluids, Werkzeugbetriebsparameter und/oder Probennahmeparameter umfassen. Der Komparator 310 (3) kann dann die tatsächliche Reaktion der Formation, die durch die Fluidmesseinheit 230 und/oder die Sensoren 235 identifiziert wurde, mit der theoretischen Reaktion der Formation, die durch die Simulationsmaschine 240 (2) und/oder die Verarbeitungseinheit 240 (2) bestimmt wurde, vergleichen. Auf der Basis des Vergleichs kann die Verarbeitungseinheit 240 identifizieren und/oder bestimmen, welche(r) Bohr- und/oder Probennahmeparameter geändert werden kann (können), um den Probennahmeprozess besser zu steuern, um ihn an den geplanten oder gewünschten Probennahmevorgang oder an Prozesszielparameterwerte anzupassen. Formationseigenschaften, Bohrfluideigenschaften und/oder die Temperatur und/oder der Druck im Bohrloch 11 können beispielsweise für eine mögliche Einstellung identifiziert werden. Dieser Vergleich kann auch verwendet werden, um Werkzeugbetriebsprobleme und/oder -ausfälle zu diagnostizieren und/oder zu identifizieren. Außerdem oder alternativ können das Gewicht an der Krone, die Durchflussrate des Bohrfluids, die Drehzahl der Bohrlochsohlenanordnung 100 und/oder die Bohrfluideigenschaften für eine mögliche Einstellung identifiziert werden. Die Einstellung eines Bohrfluids kann beispielsweise das Einführen von Additiven (in einer späteren Stufe im Bohrvorgang) in das Bohrfluid beinhalten.
  • Die durch die Interpretation der Formationsreaktions- und der Fluideigenschaftsdaten im Block 522 bereitgestellten Informationen werden dann verwendet, um den Probennahmevorgang im Block 524 in Echtzeit zu steuern. Die Echtzeitsteuerung über den Probennahmevorgang kann beispielsweise durch Steuern einer Probennahmepumpe, Abschätzen einer Menge an Verunreinigung, Abschätzen eines zu pumpenden Volumens, um ein gezieltes Verunreinigungsniveau zu erreichen, und/oder Steuern eines Zeitpunkts, zu dem die Probe zu einer Probenkammer und/oder -flasche geleitet wird, erreicht werden. Allgemeiner kann der Probennahmevorgang auf der Basis der eingestellten Formationseigenschaften und/oder der eingestellten Bohrfluideigenschaften gesteuert werden, um den Probennahmeprozess zu verbessern. Das Verbessern des Probennahmeprozesses umfasst das Erhöhen einer Probenqualität und/oder das Verringern von Kosten, die mit dem Probennahme- und/oder Bohrvorgang verbunden sein können. Insbesondere kann die Durchflussrate des Bohrfluids verringert werden, wenn eine übermäßige Schlammkuchenerosion detektiert wird. Alternativ kann die Durchflussrate des Bohrfluids erhöht werden, wenn die Qualität des Schlammkuchens als annehmbar bestimmt wird. Außerdem kann die Durchflussrate des Bohrfluids erhöht werden, wenn das Strömungsmodell um den Bohrstrang 12 (1) als annehmbar bestimmt wird.
  • Aktualisierungen an dem Probennahmevorgang, die im Block 528 durchgeführt werden, können zumindest teilweise auf den eingestellten Formationsfluideigenschaften basieren. Alternativ und/oder zusätzlich können die tatsächlichen Messwerte verwendet werden, um die von der Simulationsmaschine 240 (2) verwendeten Parameter zu aktualisieren. Die durch die Simulationsmaschine 240 erzeugten Vorhersagen können einem Verlauf der Verunreinigung des gepumpten Fluids als Funktion der Zeit und/oder des Volumens des aus der Formation gepumpten Fluids zugeordnet sein. In anderen Beispielen können die durch die Simulationsmaschine 240 erzeugten Vorhersagen ein Verlauf der Zusammensetzung des gepumpten Fluids als Funktion eines aus der Formation gepumpten Fluidvolumens und/oder der Zeit sein. Außerdem oder alternativ können die durch die Simulationsmaschine 240 erzeugten Vorhersagen den Vorhersagen einer erwarteten Formationsreaktion auf beispielsweise einen speziellen Probennahmevorgang zugeordnet sein. Die Vorhersagen und/oder Ausgaben, die durch die Simulationsmaschine 240 erzeugt werden, können mit den tatsächlichen Messwerten, die durch die Fluidmesseinheit 230 und/oder die Sensoren 235 erhalten werden, verglichen werden, um Werkzeugbetriebsausfälle zu identifizieren und/oder zu diagnostizieren und/oder festzustellen, ob einer oder mehrere der Parameter in dem einen oder mehreren in der Simulation verwendeten Modellen modifiziert werden müssen.
  • Wenn im Block 526 der beispielhafte Prozess 500 feststellt, dass die Probennahme gemäß dem dynamisch aktualisierten Probennahmeplan beendet oder vollendet ist, stellt der Prozess 500 fest, ob der Bohrvorgang oder die Bohrarbeit vollendet oder beendet ist (Block 530). Wenn der Bohrvorgang im Block 530 vollendet ist, kann die Steuerung an den Block 534 übergeben werden, in dem eine Interpretation der Formationsreaktions- und Fluideigenschaftsdaten nach der Arbeit durchgeführt wird. Ansonsten kann die Steuerung an den Block 532 übergeben werden, in dem Bohr- und/oder Auskupplungsaktivitäten fortgesetzt werden und die Steuerung an den Block 508 zurückgegeben wird. Wenn der Beispielprozess 500 im Block 510 feststellt, dass die Probennahme nicht durchgeführt werden soll, wird ebenso die Steuerung an den Block 530 übergeben.
  • 6–13 sind Schaubilder, die Simulationsausgaben und/oder Vorhersagen darstellen, die durch den Bohrlochhydrauliksimulator 302, den Schlammkuchensimulator 304, den Formationsströmungssimulator 306 und den Werkzeugreaktionssimulator 308 erzeugt werden. Im Allgemeinen entsprechen 6, 8 und 10 Vorhersagen, die einem ersten Probennahmeszenario, -plan oder -prozess zugeordnet sind, und 7, 9 und 11 entsprechen Vorhersagen, die einem zweiten Probennahmeszenario, -plan oder -prozess zugeordnet sind. Das erste Probennahmeszenario kann einem Probennahmevorgang an einem Ort im Bohrloch 11 zugeordnet sein, nachdem eine beträchtliche Zeit abgelaufen ist, seitdem die Bohrkrone 105 zum ersten Mal diesen Ort passiert hat. Der Bohrstrang 12 kann sich beispielsweise auf seinem Weg aus dem Bohrloch befinden oder er kann aus dem Bohrloch 11 entfernt worden sein und wieder in das Bohrloch 11 eingetreten sein oder er kann gegen eine andere Probennahmevorrichtung wie beispielsweise ein Drahtleitungsprobennahmewerkzeug ausgetauscht worden sein. Dagegen kann das zweite Probennahmeszenario einem Probennahmevorgang an derselben Stelle wie das erste Probennahmeszenario zugeordnet sein, jedoch direkt nachdem der Probennahmeort durch das Probennahmewerkzeug (z. B. das LWD-Werkzeug 200) zum ersten Mal erreicht wurde.
  • Die Simulationsmaschine 240 wird verwendet, um zu bestimmen, welches der zwei Probennahmeszenarios, -pläne oder -prozesse vorteilhaft, ist, um eine Probe mit der geringsten Menge an Verunreinigung in einer festen Zeit, die der Probennahme zugewiesen ist, zu erhalten. Wie nachstehend erörtert, hat das erste Probennahmeszenario einige Vorteile und einige Nachteile. Im ersten Probennahmeszenario ist beispielsweise der Schlammkuchen im Bohrloch 11 gut ausgebildet. Die Tiefe der Bohrfluideindringung kann jedoch relativ hoch sein. Ebenso hat das zweite Probennahmeszenario einige Vorteile und einige Nachteile. Im zweiten Probennahmeszenario kann beispielsweise die Tiefe der Bohrfluideindringung relativ niedrig sein. Der Schlammkuchen ist jedoch an der Bohrlochwand 220 nicht gut ausgebildet (z. B. unreif).
  • Wenn man sich 6 und 7 zuwendet, stellen die Graphen 600 und 700 die Bohrfluidzirkulationsrate als Funktion der Zeit dar. In jedem der Graphen 600 und 700 ist der Zeitpunkt, zu dem der Probennahmeort zum ersten Mal durch die Bohrkrone 105 erreicht wird, durch t0 dargestellt. Die x-Achse 602 und 702 von jedem der Graphen 600 und 700 ist der Zeit zugeordnet und die y-Achse 604 und 704 von jedem der Graphen 600 und 700 ist einer Geschwindigkeit (z. B. Bohrfluidzirkulationsrate) des Bohrfluids im Bohrloch 11 an einem Probennahmeort zugeordnet. Lücken 606 in 6 oder 7 stellen eine Bohrfluidzirkulationsratenabnahme (z. B. eine Ringgeschwindigkeit des Bohrfluids) dar, wenn beispielsweise zusätzliche Bohrgestängeabschnitte zum Bohrstrang 12 hinzugefügt werden. Der durch t1 dargestellte Zeitraum stellt die Zeit dar, in der der Stabilisator (z. B. der Stabilisatorflügel 215 des LWD-Werkzeugs 200) den Probennahmeort passiert.
  • Mit Bezug auf 6 stellt der Zeitraum zwischen t1 und t2 die Zeit dar, in der Schwerstangen benachbart zum Probennahmeort angeordnet sind. Der durch t2 dargestellte Zeitraum stellt die Zeit dar, in der sich das Bohrgestänge benachbart zum Probennahmeort befindet. Die Position des Bohrgestänges relativ zum Probennahmeort gibt an, dass die Bohrkrone 105 weiterhin die Formation F gebohrt hat, selbst nachdem der Probennahmeort erreicht wurde. In diesem speziellen Beispiel wird die gewünschte Tiefe des zu bohrenden Bohrlochs während dieses speziellen Bohrvorgangs am Ende des Zeitraums t2 erreicht und eine Probe soll am gewählten Probennahmeort gewonnen werden, während der Bohrstrang 12 aus dem Bohrloch 11 entfernt wird. Nachdem oder während der Bohrstrang 12 aus dem Bohrloch 11 entfernt ist, wird die Bohrfluidzirkulation typischerweise gestoppt, was durch den Zeitraum t3 dargestellt ist. Während die Bohrfluidzirkulation während dieses Zeitraums gestoppt ist, kann das Bohrfluid eine kleine Geschwindigkeit aufgrund zumindest teilweise der Wirkung des Bohrstrangs auf das Bohrlochfluid aufweisen. Diese Bohrstrangwirkung wird typischerweise als Abstreichen bezeichnet. Die Probennahmesonde 205 (2) erreicht die Probennahmetiefe am Beginn des Zeitraums, der durch t4 dargestellt ist, zu welchem Zeitpunkt die Bohrfluidzirkulation erneut eingeleitet wird, um Leistung zur Bohrlochsohlenanordnung 100 (1) und/oder zum LWD-Werkzeug 200 (2) zu liefern, während der Probennahmevorgang stattfindet. Nachdem der Probennahmevorgang am Ende von t4 vollendet wurde, wird die Prozedur zum Entfernen des Bohrstrangs aus dem Bohrloch fortgesetzt.
  • 7 stellt dar, dass der Bohrvorgang (z. B. Bohren) fortfährt, bis die Sonde 205 (2) den Probennahmeort erreicht, an welchem Punkt der Probennahmevorgang eingeleitet wird. Während des Probennahmevorgangs, der durch den Zeitraum t4' dargestellt ist, kann die Bohrfluidzirkulationsrate verringert werden. Nachdem der Probennahmevorgang vollendet ist, wird das Bohren im Bohrloch 11 erneut eingeleitet. Im Gegensatz dazu stellt 6 dar, dass die Bohrkrone 105 weiterhin die Formation F für einen Zeitraum bohrt, nachdem der Probennahmeort erreicht ist, und der Probennahmevorgang durchgeführt wird, während sie aus dem Bohrloch 11 ausgekuppelt ist.
  • 8 und 9 stellen Schaubilder 800 und 900 dar, die eine Filtrationsrate des Bohrfluids in die Formation am Probennahmeort als Funktion der Zeit darstellen. Die x-Achse 802 und 902 von jedem der Graphen 800 und 900 ist der Zeit zugeordnet und die y-Achse 804 und 904 von jedem der Graphen 800 und 900 ist einer Filtrationsrate des Bohrfluids pro Einheit des Bohrlochs 11 zugeordnet. Die Fläche unter den Kurvenabschnitten 806 und 906, die durch den schraffierten Bereich dargestellt ist, stellt das Gesamtvolumen des Bohrfluids dar, das in die Formation F vor dem Einleiten des Probennahmevorgangs eingedrungen ist. Wie in 8 gezeigt, ist die Menge an Bohrfluideindringung vor der Einleitung des Probennahmevorgangs (z. B. der durch t4 dargestellte Zeitraum) relativ hoch. Wie in 9 dargestellt, ist dagegen die Menge an Bohrfluideindringung vor der Einleitung des Probennahmevorgangs (z. B. der durch t4' dargestellte Zeitraum) relativ niedrig. In jedem der Graphen 800 und 900 ist die Zeit, in der das Bohrfluid anfänglich in die Formation F eindringt (in diese spritzt), wenn die Bohrkrone 105 in die Formation F schneidet, durch t0 dargestellt. Wie durch die Kurvenabschnitte 808 und 908 dargestellt, beginnt, nachdem die Formation (z. B. Gestein) durch die Bohrkrone 105 (1) geschnitten wird, der Schlammkuchen sich auf der Bohrlochwand 220 zu bilden, was die Filtrationsrate (z. B. die Rate, mit der das Bohrfluidfiltrat in die Formation eindringt) verringert.
  • Wenn man sich anfänglich 8 zuwendet, wird im Betrieb eine erste dynamische Filtrationsrate 810 auf der Basis zumindest teilweise der Position der Schwerstange im Bohrloch 11, des Querschnitts der Schwerstange und der Zirkulationsrate des Bohrfluids und der Eigenschaften des Bohrfluids erreicht. Wenn der Bohrstrang 12 zum Probennahmeort benachbart wird und/oder diesen passiert, wird eine zweite dynamische Filtrationsrate 812 auf der Basis zumindest teilweise der Position des Bohrstrangs 12 im Bohrloch 11, des Querschnitts des Bohrstrangs 12, der Zirkulationsrate des Bohrfluids und der Eigenschaften des Bohrfluids erreicht. Wenn der Bohrstrang 12 aus dem Bohrloch 11 entfernt wird, nimmt dann die Filtrationsrate ab, bis sie im Wesentlichen statisch ist, was durch den Kurvenabschnitt 814 dargestellt ist. Die Filtrationsrate nimmt jedoch zu 815, wenn die Bohrfluidzirkulation erhöht wird, um Leistung zur Bohrlochsohlenanordnung 100 und/oder zum LWD-Werkzeug 200 zu liefern, während der Probennahmevorgang stattfindet.
  • Wenn man sich nun 9 zuwendet, ist im Betrieb die Filtrationsrate des zweiten Probennahmeszenarios ähnlich dem ersten Probennahmeszenario, bis zu dem durch t2 dargestellten Zeitraum, in dem im ersten Probennahmeszenario die Bohrkrone 105 weiterhin die Formation F bohrt, selbst nachdem der Probennahmeort erreicht ist. Dagegen wird im zweiten Probennahmeszenario, wenn der Probennahmeort erreicht ist, der Probennahmevorgang eingeleitet. Folglich wird eine erste dynamische Filtrationsrate 910 während des Probennahmevorgangs im Wesentlichen aufrechterhalten. Das Einleiten des Probennahmevorgangs, sobald der Probennahmeort erreicht ist, führt dazu, dass die dynamische Filtrationsrate 910 relativ hoch ist, wobei jedoch das Gesamtvolumen des Bohrfluids, das in die Formation eingedrungen ist, relativ niedrig ist.
  • 10 und 11 zeigen Schaubilder 1000 und 1100, die einen Zeitpunkt (z. B. einen Schnappschuss) der Fluidsättigung in der Formation F vor dem Probennahmevorgang darstellen. Die x-Achse 1002 und 1102 von jedem der Graphen 1000 und 1100 ist einem Abstand von der Bohrlochwand 220 zugeordnet und die y-Achse 1004 und 1104 von jedem der Graphen 1000 und 1100 ist einem Schlammfiltratsättigungspegel zugeordnet, der in 10 und 11 dargestellt ist, als ob das Bohrfluid Schlamm auf Wasserbasis wäre. Außerdem stellt ein erster Kurvenabschnitt 1006 und 1106 eine Zone der Formation dar, in die Bohrfluidfiltrat eindringt, und ein zweiter Kurvenabschnitt 1008 und 1108 stellt eine Zone der Formation mit unberührtem Formationsfluid (z. B. Porenformationsfluid) dar. Ferner stellt eine gestrichelte Linie 1010 und 1110 einen Porenwassersättigungspegel in der Formation dar.
  • 10 stellt das erste Probennahmeszenario dar, in dem der Probennahmevorgang in einem späteren Zeitraum im Vergleich zum zweiten Probennahmeszenario eingeleitet wird. Folglich ist die Bohrfluideindringtiefe in die Formation relativ hoch. Infolge von reifem (z. B. gutem) Schlammkuchen ist jedoch die Bohrfluidfiltrationsrate relativ niedrig.
  • 11 stellt das zweite Probennahmeszenario dar, in dem der Probennahmevorgang in einem früheren Zeitraum im Vergleich zum ersten Probennahmeszenario eingeleitet wird. Folglich ist die Bohrfluideindringtiefe in die Formation relativ niedrig. Infolge des unreifen Schlammkuchens (z. B. nicht vollständig gebildet) ist jedoch die Bohrfluidfiltrationsrate relativ hoch.
  • 12 und 13 zeigen Schaubilder 1200 und 1300, die eine Beispielbeziehung zwischen einem Verunreinigungsniveau der Fluidprobe als Funktion des Volumens des aus der Formation gepumpten als Probe genommenen Fluids darstellen, die durch den Formationsströmungssimulator 306 erzeugt werden kann. Die Probennahmeparameter, die verwendet werden, um die Ergebnisse zu erhalten, die beiden Schaubildern 1200 und 1300 zugeordnet sind, sind ähnlich oder dieselben. Der Zeitpunkt, zu dem der Probennahmevorgang nach dem Bohren stattfand, ist jedoch verschieden. Die x-Achse 1202 und 1302 von jedem der Schaubilder 1200 und 1300 ist dem gepumpten Volumen des Formationsfluids zugeordnet und die y-Achse 1204 und 1304 von jedem der Schaubilder 1200 und 1300 ist einem Bohrfluidfiltrat-Verunreinigungsniveau der Fluidprobe zugeordnet. Das gepumpte Volumen des Formationsfluids ist der Zeit und einer Pumprate zugeordnet.
  • Im Betrieb kann anfänglich in Abhängigkeit von den speziellen Eigenschaften der Formation und des als Probe genommenen Formationsfluids ein Volumen von Bohrfluidfiltrat gepumpt werden (z. B. ein Durchbruchvolumen), bevor irgendein Formationsfluid (z. B. Öl) in das Probennahmewerkzeug (z. B. das LWD-Werkzeug 200) eintritt. Das Durchbruchvolumen ist im Allgemeinen durch Klammern 1206 und 1306 dargestellt. Wie in 12 gezeigt, ist das Durchbruchvolumen relativ groß. Wie in 13 gezeigt, ist dagegen das Durchbruchvolumen relativ klein. Die gekrümmten Abschnitte 1208 und 1308 stellen einen Reinigungstrend dar, der einer Erhöhung der Fluidqualität, die in das Probennahmewerkzeug eintritt, zugeordnet ist. 12 stellt die Situation dar, in der der Reinigungstrend durch die Annahme bestimmt wurde, dass der Probennahmevorgang eine beträchtliche Zeit, nachdem die Probennahmetiefe gebohrt worden war, durchgeführt wurde. Folglich schafft der reife Schlammkuchen eine effektive Barriere gegen die Infiltration von Bohrfluidfiltrat während des Pumpvorgangs. Obwohl die Reinigungsrate langsam ist, kann schließlich ein niedriges Verunreinigungsniveau erreicht werden, nachdem ein ausreichendes Volumen gepumpt wurde. 13 stellt die Situation dar, in der der Probennahmevorgang relativ bald, nachdem die Probennahmetiefe erreicht wurde, durchgeführt wird. In diesem Fall bildet sich noch Schlammkuchen und schafft keine effektive Barriere für die Infiltration von Bohrfluidfiltrat durch die Bohrlochwand. Obwohl der anfängliche Reinigungstrend relativ schnell ist, wird eine Grenze für das minimale Niveau an Verunreinigung des als Probe genommenen Fluids bei der gewählten Pumprate erreicht.
  • 14 zeigt ein Schaubild 1400, das die Beziehung zwischen einer Druckdifferenz und der Pumpdurchflussrate bildlich darstellt. Die Druckdifferenz bei Bezugnahme auf die Formationsreaktion wird durch Messen des Drucks in der Probenströmungsleitung an der Sonde (z. B. der Sonde 205) und Nehmen der Differenz dieses Messwerts mit dem Formationsdruck bestimmt. Die für die Pumpe relevante Druckdifferenz ist die Differenz der Drücke, die an der Sonde (z. B. Sonde 205) und an einem Punkt in der Probenströmungsleitung am Auslass der Pumpe (nicht dargestellt) gemessen werden. Die x-Achse 1402 des Schaubilds 1400 ist der Pumpdurchflussrate zugeordnet und die y-Achse 1404 des Schaubilds 1400 ist einer Druckdifferenz zugeordnet.
  • Im Betrieb kann der Formationsdruck, wie vorstehend erörtert, durch Durchführen eines Vortestvorgangs vor dem Einleiten des Probennahmevorgangs abgeschätzt werden. Alternativ kann der Formationsdruck durch Auswerten von Reservoiruntersuchungen (z. B. seismischen und/oder Schalluntersuchungen) oder von Messungen, die in versetzten Bohrlöchern durchgeführt werden, abgeschätzt werden.
  • Das Schaubild 1400 umfasst mehrere Kurven 1406 und 1408 und Linien 1410, 1412 und 1414, die den Betriebsbereich für das Pumpsystem definieren, von denen jede durch den Werkzeugreaktionssimulator 308 bestimmt werden kann. Die Linie 1410 stellt eine Druckgrenze dar, die durch die Komponenten der Bohrlochsohlenanordnung 100 und/oder des LWD-Werkzeugs 200 (z. B. Pumphardware) auferlegt werden kann. Die Druckgrenze kann eine Funktion des Drucks des Bohrlochs 11 sein, wenn im Extremfall die Formation erschöpft ist oder eine sehr geringe Beweglichkeit aufweist. Alternativ kann die Linie 1410 eine Druckgrenze in Bezug auf eine Fluideigenschaft, beispielsweise einen Sättigungsdruck, darstellen, der, falls er überschritten wird, zum Durchbruch des Fluids führen kann, was zu einer unrepräsentativen Probe führt. Die Linien 1412 und 1414 stellen die minimale Pumpdurchflussrate bzw. die maximale Pumpdurchflussrate dar. Die minimalen und/oder maximalen Pumpdurchflussraten können auf der Basis der minimalen und/oder maximalen Winkelgeschwindigkeiten bestimmt werden, mit denen der Elektromotor, der zur Pumpe gehört, betrieben werden kann. Die Kurven 1406 und 1408 sind Leistungskurven und können von der Leistung, die für die Bohrlochsohlenanordnung 100 und/oder das LWD-Werkzeug 200 zur Verfügung steht, abgeleitet werden. Die Kurve 1406 ist einer ersten Bohrfluidzirkulationsrate zugeordnet und die Kurve 1408 ist einer zweiten Bohrfluidzirkulationsrate zugeordnet. Im Betrieb wird die Leistung über die Turbine erzeugt, die dem Bohrfluid ausgesetzt ist, das im Bohrloch 11 zirkuliert.
  • Die Kurve 1416 zeigt die Leistungsbegrenzung auf der Basis der Bohrfluideindringung in die Formation. Die Kurve 1416 kann vom Bohrlochhydrauliksimulator 302, vom Schlammkuchensimulator 304 und/oder vom Formationsströmungssimulator 306 abgeleitet werden. Im Betrieb können der Bohrlochhydrauliksimulator 302, der Schlammkuchensimulator 304 und/oder der Formationsströmungssimulator 306 verwendet werden, um die Auswirkung der Rate der Bohrfluidzirkulation im Bohrloch 11 auf die Eindringung des Bohrfluids in die Formation zu bestimmen. Wenn beispielsweise die Bohrfluidzirkulationsrate relativ hoch ist, wächst der Schlammkuchen typischerweise relativ langsam oder erodiert relativ schnell und folglich kann die Infiltration höher sein. Folglich können der Bohrlochhydrauliksimulator 302, der Schlammkuchensimulator 304 und/oder der Formationsströmungssimulator 306 verwendet werden, um eine optimale Pumprate zu identifizieren, die die Infiltrationsrate begrenzt, um eine Qualitätsfluidprobe in einer speziellen Zeit zu erhalten. Im Graphen 1400 ist eine optimale Pumprate 1418 in diesem Beispiel der Schnittpunkt zwischen der Kurve 1416 (z. B. durch Filtration begrenzte Leistung) und einer Kurve 1420 (z. B. einer Formationsreaktionskurve), die nachstehend beschrieben wird.
  • Die Kurve 1420 ist eine Formationsreaktionskurve, die von einer Beweglichkeit der Formation, einem Beweglichkeitsverhältnis zwischen dem Bohrfluidfiltrat und den verschiedenen Fluiden in der Formation (z. B. Wasser, Öl, Gas usw.) und/oder nicht-linearen Effekten aufgrund zumindest teilweise der Viskosität, Fluiddichte und der Geschwindigkeit des als Probe genommenen Formationsfluids abhängt. Die Kurve 1416 kann durch den Werkzeugreaktionssimulator 308 erzeugt werden. Die Beweglichkeit der Formation kann beispielsweise während eines Vortestprozesses, während eines Probennahmeprozesses, aus Protokollen an der offenen Bohrlochwand (z. B. NMR-Protokoll) oder aus Daten, die in versetzten Bohrlöchern erfasst werden, bestimmt werden.
  • 15 ist ein schematisches Diagramm einer Beispielprozessorplattform P100, die verwendet und/oder programmiert werden kann, um den Bohrlochmess- und Steuercomputer 160, die Verarbeitungseinheit 250, den Prozessor 316 und/oder die Simulationsmaschine 240 zu implementieren. Die Prozessorplattform P100 kann beispielsweise durch einen oder mehrere Universalprozessoren, Prozessorkerne, Mikrocontroller usw. implementiert werden.
  • Die Prozessorplattform P100 des Beispiels von 15 umfasst mindestens einen programmierbaren Universalprozessor P105. Der Prozessor P105 führt codierte Befehle P110 und/oder P112 aus, die im Hauptspeicher des Prozessors P105 vorhanden sind (z. B. innerhalb eines RAM P115 und/oder eines ROM P120). Der Prozessor P105 kann ein beliebiger Typ von Verarbeitungseinheit sein, wie z. B. ein Prozessorkern, ein Prozessor und/oder ein Mikrocontroller. Der Prozessor P105 kann unter anderem die hierin beschriebenen Beispielverfahren und -vorrichtungen ausführen.
  • Der Prozessor P105 steht mit dem Hauptspeicher (einschließlich eines ROM P120 und/oder des RAM P115) über einen Bus P125 in Kommunikation. Der RAM P115 kann durch einen dynamischen Direktzugriffsspeicher (DRAM), einen synchronen dynamischen Direktzugriffsspeicher (SDRAM) und/oder irgendeinen anderen Typ von RAM-Vorrichtung implementiert werden und der ROM kann durch einen Flash-Speicher und/oder irgendeinen anderen gewünschten Typ von Speichervorrichtung implementiert werden. Der Zugriff auf den Speicher P115 und den Speicher P120 kann durch eine Speichersteuereinheit (nicht dargestellt) gesteuert werden.
  • Die Prozessorplattform P100 umfasst auch eine Schnittstellenschaltung P130. Die Schnittstellenschaltung P130 kann durch einen beliebigen Typ von Schnittstellenstandard, wie z. B. eine externe Speicherschnittstelle, einen seriellen Anschluss, einen Universal-Eingang/Ausgang usw., implementiert werden. Eine oder mehrere Eingabevorrichtungen P135 und eine oder mehrere Ausgabevorrichtungen P140 sind mit der Schnittstellenschaltung P130 verbunden.
  • Angesichts des Obigen und der Figuren sollte klar sein, dass die vorliegende Offenbarung ein Verfahren zum Planen eines Probennahmevorgangs für eine unterirdische Formation einführt, das das Identifizieren von mehreren Prozessen und zugehörigen Parametern beinhalten kann, wobei die Prozesse Bohr- und Probennahmeprozesse umfassen und die zugehörigen Parameter Bohr- und Probennahmeparameter umfassen. Das Verfahren kann auch das Verarbeiten der Parameter für jeden der Prozesse über eine Simulationsmaschine beinhalten, um Vorhersagen zu erzeugen, die der Probennahme der Formation zugeordnet sind, wobei die Simulationsmaschine einen Bohrlochhydrauliksimulator, einen Schlammkuchensimulator, einen Formationsströmungssimulator und/oder einen Werkzeugreaktionssimulator umfassen kann. Das Verfahren kann ferner das Einstufen der Vorhersagen, die der Probennahme der Formation zugeordnet sind, auf der Basis einer Probenfluidqualität, einer Probennahmeprozessdauer, einer Probennahmeprozesseffizienz und/oder von Probennahmekosten und das Planen des Probennahmevorgangs auf der Basis der eingestuften Vorhersagen beinhalten.
  • Die vorliegende Offenbarung führt auch ein Verfahren zum Steuern eines Probennahmevorgangs einer unterirdischen Formation ein, das das Testen der als Probe zu nehmenden Formation, das Messen einer Reaktion der Formation auf das Testen, das Bestimmen von Schlammkuchen- und Formationsparametern auf der Basis der Reaktion der Formation, das Verarbeiten der Schlammkuchen- und Formationsparameter über eine Simulationsmaschine, um Simulationsausgaben zu erzeugen, das Bestimmen von Probennahmeparametern auf der Basis der Simulationsausgaben, und das Steuern des Probennahmevorgangs der unterirdischen Formation auf der Basis der Probennahmeparameter beinhalten kann.
  • Die vorliegende Offenbarung führt auch ein Verfahren zum Steuern eines Bohrvorgangs ein, das das Durchführen eines Probennahmeprozesses an einer unterirdischen Formation, das Messen einer tatsächlichen Reaktion der Formation auf den Probennahmeprozess, das Berechnen einer theoretischen Reaktion der Formation auf den Probennahmeprozess über eine Simulationsmaschine, das Vergleichen der tatsächlichen Reaktion mit der theoretischen Reaktion, das Einstellen einer Formationseigenschaft und/oder einer Bohrfluideigenschaft auf der Basis des Vergleichs und das Steuern des Bohrvorgangs auf der Basis der eingestellten Formationseigenschaft und/oder der eingestellten Bohrfluideigenschaft, um den Probennahmeprozess zu verbessern, beinhalten kann.
  • Die vorliegende Offenbarung führt auch ein Verfahren zum Steuern eines Vorgangs der Probennahme während des Bohrens ein, das das Messen von Bohr- und Probennahmeparametern während des Vorgangs der Probennahme während des Bohrens, das Verarbeiten der gemessenen Bohr- und Probennahmeparameter mit einem Simulator, um Simulatorausgaben zu aktualisieren, und das Steuern des Vorgangs der Probennahme während des Bohrens in Echtzeit auf der Basis der aktualisierten Simulatorausgaben beinhalten kann.
  • Die vorliegende Offenbarung führt auch ein Verfahren zum Durchführen eines Vorgangs der Probennahme während des Bohrens ein, das das Planen des Vorgangs der Probennahme während des Bohrens mit einem Simulator beinhalten kann, wobei das Planen das Bestimmen von Bohr- und Probennahmeparametern auf der Basis von Simulatorausgangsdaten umfasst, die vor dem Einleiten des Vorgangs der Probennahme während des Bohrens erhalten werden. Das Verfahren kann auch das Steuern eines Probennahmeprozesses des Vorgangs der Probennahme während des Bohrens mit dem Simulator in Echtzeit durch Aktualisieren der Simulatoreingangsdaten auf der Basis von Daten, die während des Probennahmeprozesses und/oder während eines Bohrprozesses erhalten werden, der während des Vorgangs der Probennahme während des Bohrens durchgeführt wird, beinhalten. Noch ferner kann das Verfahren das Steuern des Bohrprozesses in Echtzeit mit dem Simulator beinhalten, um den Probennahmeprozess durch Aktualisieren der Simulatoreingangsdaten auf der Basis von Daten, die während des Probennahmeprozesses oder des Bohrprozesses erhalten werden, zu verbessern.

Claims (18)

  1. Verfahren zum Planen (402) und Durchführen (408) eines Probennahmevorgangs für eine unterirdische Formation, das umfasst: das Festlegen mehrerer Probennahmeprozesse und zugehöriger Parameter, die Bohr- und Probennahmeparameter umfassen; Verarbeiten der Parameter für jeden der Prozesse über eine Simulationsmaschine, um Vorhersagen zu erzeugen, die der Probennahme der Formation zugeordnet sind, wobei die Simulationsmaschine einen Bohrlochhydrauliksimulator (302) und/oder einen Schlammkuchensimulator (304) und/oder einen Formationsströmungssimulator (306) und/oder einen Werkzeugreaktionssimulator (308) umfasst; Einstufen der Vorhersagen, die der Probennahme der Formation zugeordnet sind, auf der Basis einer Probenfluidqualität, einer Probennahmeprozessdauer, einer Probennahmeprozesseffizienz und/oder von Probennahmekosten; Planen des Probennahmevorgangs (402) auf der Basis der eingestuften Vorhersagen; Durchführen des Probennahmevorgangs (408) auf der Basis der eingestuften Vorhersagen, wobei durch den Probennahmevorgang ein Formationsfluid in ein Bohrloch-Werkzeug (200) gesaugt wird; Durchführen eines vorläufigen Probennahmevorgangs (510), um tatsächliche Messwerte von der unterirdischen Formation zu erhalten; und Vergleichen der tatsächlichen Messwerte mit den Vorhersagen, um die zugehörigen Parameter zu aktualisieren, und Aktualisieren der zugehörigen Parameter, um eine Effizienz des Probennahmevorgangs zu verbessern.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, wobei die zugehörigen Parameter eine Bohrfluideigenschaft, einen Bohrfluiddurchflussratenverlauf, eine Bohrlochsohlenanordnungskonfiguration, eine Probenfluideigenschaft, eine Formationseigenschaft, eine Dauer eines Probennahmevorgangs, einen Probenfluiddurchflussratenverlauf, einen Zeitpunkt, zu dem eine Probe gewonnen werden soll, Prozessparameter und/oder Reservoirparameter umfassen.
  3. Verfahren nach Anspruch 1, das ferner das Messen von Parametern während des Bohrens umfasst, um einen Bohrvorgang in Echtzeit zu aktualisieren.
  4. Verfahren nach Anspruch 1, wobei die mehreren Prozesse mindestens ein erstes Szenario und ein zweites Szenario umfassen.
  5. Verfahren nach Anspruch 4, wobei das erste Szenario der Simulation einer ersten Effizienz eines ersten Probennahmeprozesses, wenn ein Probennahmewerkzeug relativ nahe einer Bohrkrone liegt, einer ersten Stabilisatorkonfiguration oder nach dem Bohren zugeordnet ist, und das zweite Szenario einer Simulation einer zweiten Effizienz eines zweiten Probennahmeprozesses, wenn das Probennahmewerkzeug relativ weit von der Bohrkrone entfernt ist, einer zweiten Stabilisatorkonfiguration, nach dem Bohren und/oder während eine Bohrlochsohlenanordnung aus einem Bohrloch ausgekuppelt ist, zugeordnet ist.
  6. Verfahren nach Anspruch 4, wobei das erste Szenario der Simulation einer ersten Effizienz eines ersten Probennahmeprozesses unter Verwendung eines ersten Bohrfluids, während des Bohrens, unter Verwendung eines ersten Bohrfluiddurchflussratenverlaufs und/oder unter Verwendung eines ersten Probenfluiddurchflussratenverlaufs zugeordnet ist und das zweite Szenario einer Simulation einer zweiten Effizienz eines zweiten Probennahmeprozesses unter Verwendung eines zweiten Bohrfluids, unter Verwendung eines Drahtleitungswerkzeugs, unter Verwendung eines zweiten Bohrfluiddurchflussratenverlaufs und/oder unter Verwendung eines zweiten Probenfluiddurchflussratenverlaufs zugeordnet ist.
  7. Verfahren zum Steuern eines Probennahmevorgangs in einer unterirdischen Formation, das umfasst: Testen der als Probe zu nehmenden Formation; Messen einer Reaktion der Formation auf das Testen; Bestimmen von Schlammkuchen- und Formationsparametern auf der Basis der Reaktion der Formation; Verarbeiten der Schlammkuchen- und Formationsparameter über eine Simulationsmaschine, um Simulationsausgaben zu erzeugen; Bestimmen von Probennahmeparametern auf der Basis der Simulationsausgaben; und Steuern des Probennahmevorgangs in der unterirdischen Formation auf der Basis der Probennahmeparameter und mindestens eines der Formationsparameter, mindestens eines Pumpenparameters und/oder eines Werkzeugmodells, wobei durch den Probennahmevorgang in der Formation ein Formationsfluid in ein Bohrloch-Werkzeug (200) gesaugt wird.
  8. Verfahren nach Anspruch 7, das ferner das Bestimmen eines Ausmaßes der Infiltration eines Bohrfluidfiltrats in die als Probe zu nehmende Formation und das Ändern einer Bohrfluiddurchflussrate und/oder einer Probenfluiddurchflussrate auf der Basis der gemessenen Reaktion der Formation umfasst.
  9. Verfahren nach Anspruch 7, wobei die Probennahmeparameter einer Probenfluidqualität, einer Probennahmeprozessdauer, einer Probennahmeeffizienz und/oder Probennahmekosten zugeordnet sind und wobei die Simulationsausgaben einem Filtrationsratenverlauf und/oder einem Filtratvolumen an einer Bohrlochoberfläche zugeordnet sind.
  10. Verfahren nach Anspruch 7, das ferner das Festlegen von Parametern, die einem undichten Schlammkuchen zugeordnet sind, über die Simulationsmaschine umfasst und wobei die Schlammkuchenparameter einer Schlammkuchenmasse, einer Schlammkuchenverdichtung, einem Schlammkuchenablagerungsmodell, einem Schlammkuchenerosionsmodell, einem Schlammkuchenpermeabilitätsmodell und/oder einem Schlammkuchendesorptionsmodell zugeordnet sind.
  11. Verfahren nach Anspruch 7, das ferner das Festlegen von Formationsparametern umfasst, wobei die Formationsparameter einem Sandflächendruck, einem Ausmaß einer Schlammfiltrateindringung und/oder einem Strahleindringmodell zugeordnet sind, und wobei die Formationsparameter mit den Schlammkuchenparametern über die Simulationsmaschine verarbeitet werden, um die Simulationsausgaben zu erzeugen.
  12. Verfahren nach Anspruch 7, das ferner das Festlegen eines Bohrlochhydraulikmodells umfasst, wobei das Bohrlochhydraulikmodell eine Bohrfluidgeschwindigkeit und/oder einen Ringdruck vorhersagen soll, und wobei Daten, die dem Bohrlochhydraulikmodell zugeordnet sind, zusammen mit den Schlammkuchenparametern über die Simulationsmaschine verarbeitet werden, um die Simulationsausgaben zu erzeugen.
  13. Verfahren zum Steuern eines Bohrvorgangs für eine unterirdische Formation, das umfasst: Entnahme eines Formationsfluids und Einbringen in ein Bohrloch-Werkzeug (200), um einen Probennahmeprozess an einer unterirdischen Formation durchzuführen; Messen einer tatsächlichen Reaktion der Formation auf den Probennahmeprozess; Berechnen einer theoretischen Reaktion der Formation auf den Probennahmeprozess über eine Simulationsmaschine; Vergleichen der tatsächlichen Reaktion mit der theoretischen Reaktion; Einstellen einer Formationseigenschaft und/oder einer Bohrfluideigenschaft auf der Basis des Vergleichs; und Steuern des Bohrvorgangs auf der Basis der eingestellten Formationseigenschaft und/oder der eingestellten Bohrfluideigenschaft, um den Probennahmeprozess zu verbessern.
  14. Verfahren nach Anspruch 13, wobei das Steuern des Bohrvorgangs das Steuern einer Bohrfluiddurchflussrate und/oder der Bewegung der Bohrlochsohlenanordnung in Echtzeit umfasst und wobei das Steuern des Bohrvorgangs, um den Probennahmeprozess zu verbessern, das Erhöhen einer Probenqualität, das Verringern einer Probennahmezeit, das Erhöhen einer Probennahmeeffizienz und/oder das Verringern von Kosten umfasst.
  15. Verfahren nach Anspruch 13, das ferner das Aktualisieren der Simulationsmaschine auf der Basis der eingestellten Formationseigenschaft und/oder der eingestellten Bohrfluideigenschaft umfasst.
  16. Verfahren nach Anspruch 13, wobei das Berechnen der theoretischen Reaktion der Formation die Verwendung eines Formationsparameters, eines Probennahmeparameters und/oder eines Bohrparameters umfasst.
  17. Verfahren zum Durchführen eines Vorgangs der Probennahme während des Bohrens, das umfasst: Planen des Vorgangs der Probennahme (402) während des Bohrens mit einem Simulator, wobei die Planung das Bestimmen von Bohr- und Probennahmeparametern auf der Basis von Simulatorausgangsdaten umfasst, die vor dem Einleiten des Vorgangs der Probennahme während des Bohrens erhalten werden; Steuern eines Probennahmeprozesses des Vorgangs der Probennahme während des Bohrens in Echtzeit mit dem Simulator durch Aktualisieren von Simulatoreingangsdaten auf der Basis von Daten, die während des Probennahmeprozesses und/oder während eines Bohrprozesses, der während des Vorgangs der Probennahme während des Bohrens durchgeführt wird, erhalten werden, wobei durch den Probennahmeprozess ein Formationsfluid in ein Bohrloch-Werkzeug (200) gesaugt wird; und Steuern des Bohrprozesses mit dem Simulator in Echtzeit, um den Probennahmeprozess zu verbessern, durch Aktualisieren der Simulatoreingangsdaten auf der Basis von Daten, die während des Probennahmeprozesses oder des Bohrprozesses erhalten werden.
  18. Verfahren nach Anspruch 17, wobei das Steuern des Bohrprozesses in Echtzeit das Einstellen einer Bohrgeschwindigkeit, eines Bohrfluids und/oder einer Bohrfluidpumprate umfasst.
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