EA004218B1 - Способ обновления модели земной коры с использованием измерений, собираемых во время построения ствола скважины - Google Patents

Способ обновления модели земной коры с использованием измерений, собираемых во время построения ствола скважины Download PDF

Info

Publication number
EA004218B1
EA004218B1 EA200200426A EA200200426A EA004218B1 EA 004218 B1 EA004218 B1 EA 004218B1 EA 200200426 A EA200200426 A EA 200200426A EA 200200426 A EA200200426 A EA 200200426A EA 004218 B1 EA004218 B1 EA 004218B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
earth
borehole
crust
model
earth model
Prior art date
Application number
EA200200426A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200200426A1 (ru
Inventor
Ян Брадфорд
Джон Мервин Кук
Джон Фуллер
Уолтер Дэвид Олдред
Видхиадхар Гхолкар
Original Assignee
Шлюмбергер Холдингз Лимитед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Холдингз Лимитед filed Critical Шлюмбергер Холдингз Лимитед
Publication of EA200200426A1 publication Critical patent/EA200200426A1/ru
Publication of EA004218B1 publication Critical patent/EA004218B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/003—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by analysing drilling variables or conditions
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

Раскрываются способ и система обновления модели земной коры в режиме реального времени. Эффективность, с которой выполняется построение нефтяной или газовой скважины, может быть увеличена посредством обновления соответствующей модели земной коры при использовании измерений в режиме реального времени эффективной плотности бурового раствора и других параметров. Раскрытый способ включает создание модели земной коры, используемой для прогнозирования потенциальных проблем бурения ствола скважины, имеющего предопределенную траекторию. Получаются оценки состояния ствола скважины и локальных геологических элементов, которые основаны на модели земной коры. Данные в режиме реального времени используются для диагностики состояния ствола скважины и локальных геологических элементов. Оценки сравниваются с результатами диагноза, чтобы идентифицировать несоответствия. Идентифицируется составляющая модели земной коры, которая относится к идентифицированному несоответствию и имеет высокую степень неопределенности. Затем выбранная составляющая модели земной коры обновляется до завершения построения ствола скважины с использованием принятых данных.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин. В частности, изобретение относится к способу обновления модели земной коры во время построения скважины.
Уровень техники
Модели земной коры содержат данные, которые характеризуют свойства и ограничивающие поверхности геологических элементов, образующие подповерхностные земные слои, такие как, например, грунтовые пласты и разломы. Они используются для того, чтобы способствовать операциям, производимым в подповерхностных земных слоях, таким как бурение нефтяных или газовых скважин или разработка скважины.
Область применимости модели земной коры сильно варьируется и должна рассматриваться для каждого конкретного случая. Некоторые модели земной коры применимы только в близком окружении конкретной нефтяной или газовой скважины или залежи. Другие могут быть справедливы для всего нефтяного или газового месторождения или, возможно, даже в пределах целого региона, такого как Северное море или Мексиканский залив.
Данные в модели земной коры состоят из измерений, собранных во время каких-то событий типа сейсмической активности, операций каротажа или бурения нефтегазовой промышленности, и интерпретаций, построенных из этих измерений. Данные могут быть собраны над, на или же под поверхностью земли.
Когда продолжительность или число подповерхностных операций возрастает, собирается большее количество данных. Это данные могут использоваться для исправления соответствующей модели земной коры с той целью, чтобы она точнее характеризовала геологию и свойства. Ясно, что она будет способствовать эффективности выполнения таких операций, если исправления, которые увеличивают точность модели земной коры, делаются как можно быстрее или же соответствующим образом.
Традиционный подход нефтегазовой промышленности к исправлению моделей земной коры не имел элемента режима реального времени отдельно от использования целостности пласта, испытаний утечки или расширенных испытаний утечки или же данных эквивалентной циркуляционной плотности (ЕСИ, ЭЦП) в случае потерь во время бурения текучей среды бурения (обычно упоминаемой как буровой раствор), с тем чтобы ограничить минимальное основное напряжение на месте залегания. См. например, публикацию АббИ и соавт., А сотрапкоп οί 1еак-оГГ 1ск1 апб сх1спбсб 1еак-оГГ 1сМ ба1а Гог 51ГС55 скбтаГюп, документ 8РЕ/18КМ 47235, представленный в 1998г. под названием Еигоск Коск Мсскашск в трудах конференции Рс1го1сит
Епдтссгшд СопГсгепсс, Тгопбйсип. 1и1у 8-10, (упоминаемой здесь в дальнейшем как АббИ и соавт., 1998). Данные измерений в процессе бурения (МАИ, ИНЬ), данные каротажа в процессе бурения (ΕΑΌ, КПБ), каротажные диаграммы проводной линии связи, результаты испытаний, выполненных на керне, опыт бурения, а также, возможно, другая информация используются для того, чтобы исправить подходящую модель земной коры, используя методы, идентичные методам, используемым для создания исходной версии модели земной коры. Примеры этих известных методов описаны в публикации образовательной службы сервиса 8сЫитЬсгдсг Ебиса1юпа1 Зсгуюск, озаглавленной Ьод т!сгргс1а1юп ргшаркк/аррксабопк, НоиМоп, Тсхак, (1987), включенной здесь ссылкой и в дальнейшем упоминаемой как (8сЫитЬсгдсг, 1987).
Этот традиционный подход был улучшен, чтобы усовершенствовать решение проблем серьезной нестабильности буровой скважины, в районе Симана, Колумбия. См. публикацию: Ьак!, Ν., Р1итЬ, К.А., Нагкпскк, К., СкаНсх, Р., А1ксп, 1. апб МсЬсап, М.:'Ап 1п1сдга(сб арргоасй 1о суа1иа1шд апб тапащпд \сс11Ьогс тМаЬПНу т 1Нс Сима па Пс1б, Со1отЬ1а, 8ои1й Атспса', рарсг 8РЕ 30464, представленную на ежегодной технической конференции: Аппиа1 8РЕ Тссйшса1 СопГсгспсс 8РЕ, Даллас, 22-25 октября 1995г., и включенную здесь ссылкой, в дальнейшем упоминаемую как Ьак! и соавт., (1995). Последняя публикация описывает объединенный подход к оценке нестабильности буровой скважины и обращения с ней. Модель земной коры создавалась с использованием данных из существующих скважин, вместе с результатами, полученными с использованием инструмента вычислительного анализа, который моделирует геологическую структуру и состояние напряжения на месте залегания. Это позволило оценить верхнюю и нижнюю границы плотности бурового раствора, при условии, что траектория скважины была определена, используя стандартные методы.
Когда бурили скважину, программа сбора данных, которая включала контроль обрушений и измерения в процессе бурения, позволила определить характеристики механизмов разрушения грунтовых пластов, а также обеспечила возможность идентификации и осуществления соответствующих практических методов бурения. Это приводит к более быстрому, более эффективному построению скважины. Модель земной коры обновляли после завершения профилирования скважины или отверстия, используя все доступные данные, в частности (а) изображения нижней части геометрии ствола скважины, изломов, разломов и залежи, (б) измерения напряжения, такие как испытания протяженной утечки, (в) результаты испытаний, сделанных на керне и (г) каротажные диаграммы четырехрычажного каверномера, там, где они доступны. Методы измерений в процессе бурения использовали для того, чтобы определять характеристики геометрии отверстия, зависящей от времени, на конкретных интервалах отверстий.
Подход Ьак! и соавт., (1995), улучшил анализ нестабильности пласта, который может выполняться в процессе бурения с минимальным горизонтальным напряжением, также обновляемым в режиме реального времени. Понимание природы нестабильности пласта привело к улучшенным методам бурения, позволяющим намного более эффективно строить скважины.
Однако подход Ьак! и соавт., (1995), имеет много ограничений, включая следующие. Вопервых, никакой конструктивный параметр или составляющая состояния напряжения на месте залегания, отличные от минимального главного напряжения, не обновлялись в режиме реального времени. Такие параметры обновлялись после завершения бурения с использованием измерений, сделанных инструментами проводной линии связи в дополнение к данным, собранным в режиме реального времени. Во-вторых, КПБ измерения, например измерения удельного сопротивления или акустические измерения, недостаточно использовались. Вследствие этих ограничений было невозможно количественно определять исправления в практике бурения, отдельно от обновления значения ЭЦП, выше которого буровой раствор теряется в пласте.
Сущность изобретения
Итак, задача настоящего изобретения заключается в том, чтобы обеспечить способ повышения эффективности построения нефтяной или газовой скважины.
Дополнительная задача настоящего изобретения заключается в том, чтобы обеспечить способ, в котором исправления, которые повышают точность модели земной коры, выполняются быстро и эффективно.
Дополнительная задача настоящего изобретения заключается в том, чтобы обеспечить способ выбора того, какую составляющую или составляющие модели земной коры нужно обновить, если идентифицировано одно или более несоответствий.
Согласно настоящему изобретению эффективность, с которой выполняется построение нефтяной или газовой скважины, может быть увеличена посредством обновления соответствующей модели земной коры при использовании измерений в режиме реального времени эффективной плотности бурового раствора, а также еще по меньшей мере одного отличающегося параметра. Обновление модели земной коры не должно происходить на непрерывной основе, но по временной шкале, подходящей для данного процесса построения. Используемый здесь термин в режиме реального времени задается как означающий время, когда выполняется построение скважины или стволы скважи ны. То есть сбор данных может происходить непрерывно (т. е. получение данных измерений в процессе бурения) или дискретно (например, палеонтологический анализ породы, выносимой из скважины буровым раствором) и также считается в режиме реального времени.
Обеспечивается способ обновления модели земной коры, который включает получение модели земной коры, используемой для прогнозирования потенциальных проблем бурения ствола скважины, имеющего предопределенную траекторию. Получаются оценки состояния ствола скважины и локальных геологических элементов, которые основаны на модели земной коры. Принимаются данные, которые были собраны во время построения скважины. Оценки сравниваются с результатом диагноза состояния ствола скважины и локальных геологических элементов, чтобы идентифицировать по меньшей мере одно несоответствие. Идентифицируется составляющая модели земной коры, которая относится к идентифицированному несоответствию и имеет высокую степень неопределенности. Затем выбранная составляющая модели земной коры обновляется при использовании принятых данных до завершения построения ствола скважины.
Предпочтительно оценки состояния ствола скважины и локальных геологических элементов представляют собой прогнозы одного или более условий, при которых ствол скважины будет разрушаться, и они получаются путем объединения модели земной коры с предопределенной траекторией ствола скважины.
Предпочтительно процесс повторяется до тех пор, пока не будет получено достаточное согласование между прогнозированными условиями разрушения и результатами диагноза ствола скважины.
Предпочтительно составляющая модели земной коры, которая будет обновляться, выбирается посредством первой идентификации составляющих модели земной коры, которые соответствуют идентифицированному несоответствию, а затем посредством ранжирования идентифицированных составляющих согласно степени неопределенности. Выбранная составляющая предпочтительно обновляется с использованием минимальных изменений, необходимых для устранения идентифицированного несоответствия.
Предпочтительно принятые данные включают эффективную плотность бурового раствора, используемого в построении ствола скважины, и еще по меньшей мере один отличающийся параметр, а выбранная составляющая обновляется посредством использования эффективной плотности и еще по меньшей мере одного отличающегося параметра.
Изобретение также воплощается в способе бурения ствола скважины с использованием модели земной коры, которая обновляется со5 гласно изобретению. Изобретение также воплощается в среде, считываемой компьютером, которая способна заставлять компьютер обновлять модель земной коры согласно изобретению.
Перечень фигур чертежей
В дальнейшем изобретение поясняется описанием конкретных вариантов его воплощения со ссылками на сопровождающие чертежи, где фиг. 1 иллюстрирует построение ствола скважины согласно предпочтительному варианту воплощения настоящего изобретения, фиг. 2 изображает блок схему способа обновления модели земной коры согласно предпочтительному варианту воплощения настоящего изобретения, фиг. 3 а и 3Ь изображают примеры заостренных обломков обрушений, которые отделились от стенки буровой скважины при возникновении прорывов, фиг. 4 изображает схематическое представление прорывов и индуцированных бурением изломов в вертикальной скважине, проходимой в изотропном грунтовом пласте, фиг. 5 изображает блок-схему, подробно иллюстрирующую предпочтительный способ обновления модели земной коры согласно настоящему изобретению;
фиг. 6 иллюстрирует пример минимального главного напряжения на месте залегания в модели земной коры, фиг. 7 иллюстрирует пример окна бурового раствора, оцененного до бурения скважина, фиг. 8 иллюстрирует пример опасностей бурения, полученных из анализа испытательного бурения соседних скважин и из траектории скважины, показанной на фиг. 9, фиг. 9 иллюстрирует траекторию скважины, используемой в примерах фиг. 6-11, фиг. 10 иллюстрирует состояние напряжения на месте залегания до бурения скважины, используемой в примерах фиг. 6-11, фиг. 11 иллюстрирует пример прочности пласта в примерах фиг. 6-11.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
Настоящее изобретение успешно повышает эффективность, с которой выполняется построение нефтяной или газовой скважины, посредством обновления подходящей модели земной коры с использованием измерений в режиме реального времени. Предпочтительно измерения в режиме реального времени представляют собой данные циркуляционной плотности (ЭЦП) и по меньшей мере еще один отличающийся параметр, который может быть зарегистрирован при использовании обычных коммерчески доступных способов. Например, данные ЭЦП могут быть получены с использованием таких измерений, как ежегодные измерения 8сЫитЬетдет кольцевого давления в процессе бурения (ЛР\УЭ). См. например, обзор 8сЫитЬетдег 011Пе16 Ре\зе\\·: Икшд Эо\\т11ю1е Аппи1аг Ртекките МеакитетеШк 1о 1тртоуе Ότί11ίη§ РегГогтапсе. 8идаг-Ьап6, Техак, \Уш1ег 1998, включенный здесь ссылкой как ЗсЫитЬетдет (1998).
Фиг. 1 иллюстрирует построение ствола скважины согласно предпочтительному варианту воплощения настоящего изобретения. Ствол скважины 102 бурят в земле 100. Буровая вышка 104 расположена на поверхности и используется для обеспечения операции бурения. Буровая коронка 110 расположена на дне ствола скважины и соединена с буровой вышкой 104 посредством бурильной колонны 106. Также показан инструмент 108 КПБ или ИПБ, который способен выполнять измерения во время операции бурения. Пунктирная линия 114 изображает запланированную траекторию ствола скважины. Также показана соседняя скважина 116 вместе с буровой вышкой 118. Хотя в примере фиг. 1 показано, как ствол скважины бурят на суше, настоящее изобретение также применимо к операциям бурения в открытом море. Управляющая станция 112 показана схематически и содержит один или более компьютеров, которые используются, чтобы запоминать модель земной коры, принимать измерения от инструментов внизу скважины и обновлять модель земной коры согласно предпочтительным вариантам воплощения, описанным здесь. Управляющая станция 112 показана расположенной вблизи буровой вышки 104, однако, вообще говоря, управляющая станция может быть расположена на удалении. Альтернативно некоторые части управляющей станции могли бы быть расположены на удалении, в то время как другие части расположены близко к стволу скважины.
Фиг. 2 изображает блок-схему способа обновления модели земной коры согласно предпочтительному варианту воплощения настоящего изобретения. На шаге 120 до бурения скважины и применения изобретения создается модель земной коры с использованием методов сейсморазведки, каротажа и данных соседней скважины, которые были опубликованы (См. например, Бак! и соавт., (1995), 8сЫитЬетдег, 1987). Данные, содержащиеся в модели земной коры, определяются здесь как составляющие модели земной коры. Типы данных или составляющих, содержащихся в модели земной коры, обычно состоят из (1) геологических элементов ограничивающих поверхностей, (2) конструктивных параметров грунта, которые описывают механический отклик грунта под нагрузкой, (3) состояния напряжения и порового давления, (4) природы и серьезности опасностей бурения, связанных с каждым геологическим элементом и/или траекторией; опасности бурения классифицируются из списка, который включает вымывание пор, текучесть, химическую активность, отверстия под датчиками, впластованные ряды, разломы, естественно изломанные пласты,
Ί пласты со слабыми плоскостями, подвижные пласты и водопроницаемые пласты (этот список не является исчерпывающим, и могут быть предусмотрены дополнительные категории), и (5) любого другого параметра, который может оказаться полезным для анализа в режиме реального времени, такого как гамма-лучевые измерения, которые характеризуют радиоактивную природу пласта.
На шаге 122 модель земной коры объединяется с запланированной траекторией 124 скважины, чтобы оценить верхние и нижние границы плотности бурового раствора вместе с опасностями бурения и их серьезностью в дискретных точках вдоль траектории. Шаг 122 можно выполнить, используя стандартные методы, например такие, которые описаны в публикации Е)асг. Е., НоИ, К.М., Ногатиб, Р., Кааеи, А.М., и Кщиек, К., озаглавленной Ре1то1еиш Ке1а1еб Коек Месйашск, Екеу1ет, Ашйетбаш (1992), включенной здесь ссылкой и в дальнейшем упоминаемой как Е)ает и соавт., (1992). Можно использовать более сложные методы анализа, которые используют такие концепции, как упругопластическое моделирование. См. публикацию ВепеГШ о! аккекктд 1Не койбк ргобисбои Шк ίη а Ыойй §еа текегуой имид е1айор1а8Йс шобеШид, рарег 8РЕ/ККМ 47360, представленную на конференции: Еигоск Коск Месйашск ίη Ре1то1еиш Еидшеетшд СопГегеисе, Ттоибйет, 1и1у 8-10, 1998г., включенную здесь ссылкой и в дальнейшем упоминаемую как ВгабГогб и соавт., (1998). Хотя модель земной коры показывается создаваемой на шаге 120 и оценки выполняются на шаге 122, модели земной коры и оценки могли бы быть получены другими средствами, такими как их прием из внешней службы сервиса.
В то время когда бурят скважину, на шаге 128 происходит идентификация или диагностика природы и серьезности механизмов нестабильности вместе с условиями, при которых они возникают. Также может быть определена протяженность любой нестабильности, которая задается как длина буровой скважины, вдоль которой происходит разрушение пласта. Диагностика на шаге 128 может быть выполнена способом, раскрытым в публикации Ьак! и соавт. (1995). Однако для диагностики предпочтительно используется более обширное использование ИНБ и КПБ измерений в режиме реального времени.
Согласно предпочтительному варианту воплощения на шаге 128 диагностика природы, серьезности и протяженности механизмов нестабильности буровой скважины должна включать следующие соображения.
1. До начала операций должна иметься достаточная осведомленность о верхней и нижней границах плотности бурового раствора (они определяют окно бурового раствора) и об ожидаемой серьезности любых нестабильностей.
2. Плотность бурового раствора и ЭЦП должны непрерывно контролироваться, особенно в отношении вычислений окна бурового раствора, чтобы оценить вероятную степень прорывов и возможности потерь бурового раствора. Когда буровой раствор является стационарным, как, например, во время проведения соединений, ЭЦП равна плотности бурового раствора. В процессе бурения или при циркуляции грунта ЭЦП обычно превышает плотность бурового раствора на 0,5-1,0 фунтов/галлон. Во время перемещений, когда оборудование тянут вверх и вниз по скважине, ЭЦП под буровой коронкой обычно на 0-0,5 фунтов/галлон меньше и больше, соответственно, чем плотность бурового раствора.
3. Также можно непрерывно контролировать поведение бурильной трубы и оборудования низа бурильной колонны (ВНА, ОНБК), промывание пор, скорость бурового прохождения (КОР, СПБ), траекторию, скорость и морфологию обрушения, потери/прибавки бурового раствора, его химический состав, вместе с измерениями каротажа методом кажущегося сопротивления, гамма-лучевыми измерениями, измерениями замедления продольных волн и измерениями с использованием КПБ каверномера. Затем можно выполнить следующие оценки.
(а) Анализ обрушения может обеспечивать сигнал о том, что скважина разрушается, и показывает беспокойные пласты. Плитообразные, заостренные или расщепленные обрушения показывают, что природа нестабильности состоит в естественном изломе и слабых плоскостях, прорывах и избыточном давлении соответственно. Скорость обрушения показывает уровень разрушения. Однако если промывание пор неадекватно, то не все обломки пород, произведенные любой нестабильностью, могут быть изъяты из скважины, затеняя таким образом серьезность проблемы. Эта тема будет более подробно обсуждаться в дальнейшем.
(б) Потери бурового раствора возникают в зонах естественного излома, изломов, индуцированных разломами или бурением. Такое событие показывает, что давление флюида в зазоре превысило минимальное главное напряжение на месте залегания. Прибавка бурового раствора показывает, что поровое давление превысило давление бурового раствора, или то, что предварительно потерянный буровой раствор возвращается в буровую скважину вследствие замыкания излома. Такое событие позволяет уточнить оценку порового давления. В областях, где имеется химическая нестабильность, может потребоваться более обширная программа анализа бурового раствора.
(в) Данные гамма-лучевого анализа позволяют идентифицировать границы пласта. Также возможно определение некоторых характери9 стик пласта, если данные объединить с другими измерениями, например, типа каротажа методом кажущегося сопротивления.
(г) Измерения удельного сопротивления позволяют идентифицировать излом. Инструмент КПВ 8еЫитЬегдег измеряет удельное сопротивление на различных глубинах (см., например, 8еЫитЬегдег (1998)); следовательно, можно определить степень вторжения нефтяного бурового раствора в изломы, заполненные водой.
(д) Замедление продольных волн характеризует поровое давление и прочность пласта.
(е) Измерения каверномером расширения поры, если оно имеется, будут идентифицировать нестабильные пласты.
(ж) СПБ и эффективность промывания пор составляют ключевые связи между нестабильностью и операциями буровой скважины. Обломки пород в кольцевом зазоре, возникающие в результате бурения и/или разрушения стенок, возрастут, если промывание пор недостаточно, увеличивая риск закладок, застрявшей трубы и потери инструментов в поре. Для объяснения этих терминов см. работу авторов Воигдоупе, А.Т., Сйепеуей, М.Е., МШйепп. К. К. и Уоипд, Е.8., озаглавленную Лррйеб ИпШпд Епдшееппд, опубликованную в 8РЕ ТехЛоок 8епек, Уо1. 2 (1991) и включенную здесь ссылкой. Способность промывания пор также соотносится с СБП. При достаточно высоких СБП скорость притока в кольцевой зазор обломков пород, обусловленных бурением или вновь вскрытой грунтовой породой, которая может разрушиться, превысит скорость, с которой материал должен извлекаться из скважины, приводя к вышеописанным последствиям.
Надежная диагностика механизма нестабильности предпочтительно использует все доступные данные. Если наблюдаются плитообразные обрушения, обусловленные естественным изломом, тогда нужно проверить каротаж методом кажущегося сопротивления на предмет свидетельства вторжения бурового раствора в изломы, и записи о буровом растворе требуют исследования относительно потерь. Аналогично, если наблюдаются расщепленные обрушения, обусловленные пластами с избыточным давлением, то могут присутствовать высокие уровни газа, толчки или прибавление бурового раствора. Наблюдение заостренных обрушений, обусловленных прорывами, требует различать уровни обломков пород в порах. Во всех случаях объем обрушения следует сравнивать с ЭЦП и степенью напряженной поры и ограниченной циркуляции, чтобы различать эффективность промывания пор и серьезность нестабильности.
На шаге 130 состояния буровой скважины и смежных с ней геологических элементов, которые прогнозируются с использованием модели земной коры, сравнивают с этими же установленными параметрами, используя данные в режиме реального времени. Если существуют различия между прогнозированными и установленными состояниями, тогда модель земной коры обновляется. В результате сравнения оцененные состояния и результаты диагностики в режиме реального времени следует считать согласованными, когда два состояния находятся в пределах приемлемого диапазона. Например, согласно предпочтительному варианту воплощения, если давление бурового раствора, при котором возникли умеренно серьезные прорывы, отличается от значения, оцененного на шаге 122, более чем на 2%, тогда они рассматриваются как противоречивые и на шаге 132 достаточного согласования не существует. Однако индивидуальные пороги для каждого сравниваемого состояния должны определяться для каждого конкретного случая.
Согласно предпочтительному варианту воплощения данные 126 в режиме реального времени включают измерения ЭЦП и по меньшей мере еще одного отличающегося параметра. Предпочтительно эти измерения используются при сравнении установленных состояний с прогнозами, выведенными из модели земной коры на шаге 130, и в обновлении модели земной коры, что будет более подробно обсуждаться в дальнейшем.
Например, предположим, что в вертикальной скважине ЭЦП превышает оцененную нижнюю границу плотности бурового раствора и что установившийся поток обрушений выносится из отверстия. Если обрушения имеют заостренную морфологию, то возникают прорывы, хотя и при более высоком давлении, чем ожидаемое давление бурового раствора, как показывают данные ЭЦП. По мере того как давление бурового раствора уменьшается, развиваются зоны сдвиговых разрушений, которые сосредоточены вокруг линии действия минимального горизонтального напряжения на месте залегания. Материал в этих зонах, в конечном счете, падает в буровую скважину, приводя к обрушениям, показанным на фиг. 3 а и 3Ь. Наоборот, по мере того как давление бурового раствора возрастает, развиваются разрушения, которые сосредоточены вокруг линии действия максимального горизонтального напряжения на месте залегания.
Согласно предпочтительному варианту воплощения приводится четыре примера ситуаций, в которых могло бы быть недостаточное согласование на шаге 132, и, таким образом, модель земной коры должна обновляться.
1. Возникают прорывы, или флюид теряется в пласте при значениях ЭЦП, которые отличаются от их прогнозов;
2. Природа, серьезность или степень опасностей бурения отличается от их прогноза;
3. Геологические характеристики (например, место залегания верхушек пластов относи11 тельно траектории) отличаются от их прогнозов; или
4. Флюид или газ неожиданно попадают в буровую скважину, показывая, что оценки порового давления являются неточными.
При обращении к фиг. 2, в этом примере на шаге 132 не существовало бы достаточного согласования. Соответственно модель земной коры должна была быть обновлена на шаге 136. В этом примере состояние напряжения на месте залегания, прочность пласта или обе эти величины должны быть исправлены так, чтобы прогнозируемые и фактические состояния были достаточно согласованы.
Согласно предпочтительному варианту воплощения составляющие модели земной коры, которые являются наиболее сомнительными, должны получить приоритет в процессе обновления. Это преимущественно обеспечивает наиболее эффективное и точное обновление модели земной коры. Фиг. 5 изображает блок-схему, подробно иллюстрирующую предпочтительный способ обновления модели земной коры согласно настоящему изобретению. Шаги 150, 152 и 154 соответствуют шагу 136 на фиг. 2, тогда как шаги 122, 130, 132 и 134 соответствуют таким же шагам на обеих фиг. 2 и 5.
На шаге 150 определяются составляющие, которые имеют отношение к несоответствию. В случаях, когда имеется более одного несоответствия, это идентифицируется на шаге сравнения 130, наиболее опасное несоответствие адресуется первым. На шаге 152 актуальные составляющие, идентифицированные на шаге 150, ранжируются согласно достоверности. Другими словами, идентифицируются составляющие модели земной коры, которые являются наиболее ненадежными, и предпочтительно ранжируются в порядке надежности. Альтернативно шаг 150 можно пропустить, а шаг 152 ранжирования применить ко всем или к некоторому заданному числу наиболее сомнительных составляющих. Цель шагов 150 и 152 состоит в том, чтобы идентифицировать наиболее ненадежные или наиболее сомнительные составляющие или параметры в модели земной коры так, чтобы обновление могло быть сосредоточено на этих составляющих.
На шаге 154 обновляются наиболее сомнительные составляющие. Согласно предпочтительному варианту воплощения составляющие, которые обновляются, идеально изменяются до самой маленькой степени, необходимой для того, чтобы обеспечить согласование спрогнозированных и измеренных составляющих.
Как обсуждалось выше, на шагах 122, 130,
132 и 134 оцениваются условия разрушения и проводится сравнение, чтобы определить, имеется ли достаточное согласование между оцененными состояниями и результатами диагностики в режиме реального времени. Если имеется достаточное согласование, то больше никаких изменений модели земной коры не делается. Когда достаточное согласование не обнаруживается, шаги 152, 154, 122, 130 и 132 повторяются, как показано на фиг. 5. Когда повторяется шаг 152, предпочтительно, чтобы заново ранжировались недавно исправленные составляющие, как более достоверные благодаря их недавнему исправлению. Когда повторяется шаг 122, условия разрушения скважины заново оцениваются с использованием обновленных составляющих.
Далее иллюстрируется пример процесса, описанного на фиг. 5. Если данные замедления продольных волн в режиме реального времени являются доступными посредством использования подходящего инструмента КПБ, то оценка прочности пласта может быть выведена из этого измерения, а прочность пласта предполагается наиболее надежной составляющей на шаге 154. Затем, на шаге 154 должно быть сделано минимальное изменение состояния напряжения на месте залегания (фактически, максимального главного напряжения на месте залегания, поскольку минимальное главное напряжение на месте залегания ограничивается с использованием комбинации данных потери флюида и ЭЦП), что обеспечивает возможность адекватного согласования прогнозированного и измеренного давлений, при которых возникают прорывы, с последними значениями, определенными с использованием данных ЭЦП. Если данные замедления продольных волн в режиме реального времени являются недоступными, тогда на шаге 152 предполагается, что прочность пласта является наиболее ненадежным (или наименее достоверным) параметром или составляющей. На шаге 154 прочность пласта обновляется до тех пор, пока прогноз и действительность не будут достаточно согласованы.
Далее следуют примеры того, как могут быть проведены процессы обновления модели земной коры на шагах 150, 152 и 154 согласно изобретению. В частности, если прорывы не возникают, как предполагалось, то состояние напряжения на месте залегания и прогнозы прочности пласта должны быть исправлены. Более конкретными примерами являются следующие.
Предположим, что ЭЦП превышает ожидаемое минимальное главное напряжение на месте залегания без потерь флюида. Минимальное главное напряжение на месте залегания должно быть исправлено, чтобы оно было равно максимальному значению ЭЦП, имеющемуся на соответствующем интервале. Новая оценка минимального главного напряжения на месте залегания будет являться нижней границей к истинному значению, но будет более точной, чем существующий прогноз.
Предположим, что потеря флюида возникает при значении ЭЦП более низком, чем минимальное главное напряжение на месте залега13 ния. Минимальное главное напряжение на месте залегания должно быть установлено равным ЭЦП, при которой возникла потеря флюида. Это потребует сравнения временного значения ЭЦП и каротажных диаграмм объема бурового раствора.
Предположим, что прорывы возникают при значении ЭЦП более высоком, чем прогнозируемое минимальное значение; тогда должны быть исправлены либо состояние напряжения на месте залегания, либо прочность пласта, либо обе эти величины. Если прочность пласта может быть выведена из измерений в режиме реального времени, типа данных замедления продольных волн из подходящего инструмента КПБ или испытаний вдавливания на проходке, тогда ее можно считать наиболее надежным параметром. Затем выполняется минимальное изменение состояния напряжения на месте залегания (фактически, максимальное главное напряжение на месте залегания, поскольку минимальное главное напряжение на месте залегания ограничивается посредством наблюдения потерь флюида), что позволяет согласовать прогноз с действительностью. Если прочность пласта не может быть выведена из измерений в режиме реального времени, то следует предположить, что она является наиболее ненадежным параметром, и затем исправлять ее до тех пор, пока не будет получено достаточное согласование между прогнозом и действительностью. Способ обновления напряжения на месте залегания или прочности пласта идентичен в обоих случаях: он требует, чтобы эти параметры были исправлены до того, как выход моделей, который используется для оценки границ плотности бурового раствора, будет согласован с измерением в режиме реального времени. Это итеративный процесс.
Ожидаются прорывы, возникающие при значениях ЭЦП, которые ниже, чем прогнозированные минимальные значения. Следовательно, никаких изменений механической модели земной коры не выполняется.
Предположим, что природа, серьезность или степень опасностей бурения или геологические характеристики отличаются от их прогнозов или флюид или газ неожиданно попадают в буровую скважину. Вышеописанные диагностические методы могли бы использоваться, чтобы детектировать эти события, и тогда модель земной коры могла бы непосредственно обновляться без дополнительного вычисления, хотя значение ЭЦП должно использоваться для оценки серьезности опасности бурения и ожидания поступления флюида или газа в буровую скважину. Другая информация в режиме реального времени, как, например, палеонтологический анализ или данные каротажа КПБ методом кажущегося сопротивления, должна использоваться для оценки протяженности нестабильности, ассоциированной с буровой скважиной или смежной геологией.
Следующий пример иллюстрирует, как может быть обновлена модель земной коры. После того как скважину пробурили на глубину 2000 м ТУИ (истинная вертикальная глубина, ИВГ), было решено вытянуть буровое оборудование из скважины. Однако во время этого процесса 12 баррелей бурового раствора было потеряно в пласте. Измерение ЭЦП в режиме реального времени показало, что это произошло при давлении, эквивалентном 15,35 фунтов/галлон. Фиг. 6 иллюстрирует пример минимального главного напряжения на месте залегания в модели земной коры согласно предпочтительному варианту воплощения изобретения. Как показано на фиг. 6, минимальное главное напряжение на месте залегания, следовательно, оказалось эквивалентным 15,35 фунтов/галлон для всей области протяженностью свыше 2000 м ИВГ.
Как уже обсуждали, оценки вдоль траектории верхней и нижней границ плотности бурового раствора вместе с природой, серьезностью и протяженностью опасностей бурения позволяют прогнозировать состояния буровой скважины и смежные с ней геологические элементы во время построения скважины. Примеры этого изображены на фиг. 7 и 8 для скважины, пробуренной в Северном море. Фиг. 7 иллюстрирует пример окна бурового раствора (то есть допустимые плотности бурового раствора), оцененные до бурения скважины. Бурение с буровым раствором, (то есть флюидом), плотность которого попадает налево от сплошной линии, приводит к прорывам. Наоборот, бурение с буровым раствором, плотность которого попадает направо от жирной пунктирной линии, вызывает потерю флюида в пласт. Вертикальная ось обозначает длину буровой скважины ниже основания буровой вышки. Фиг. 8 иллюстрирует пример опасностей бурения, полученных из анализа опыта бурения соседних скважин и траектории скважины, показанной на фиг. 9. На фиг. 8 серьезность опасности показана как классификация светофора. Вертикальная штриховка показывает, что симптомы нестабильности присутствуют, но являются незначительными: какая-либо мера по исправлению не требуется. Горизонтальная штриховка показывает, что необходимо предпринять меры по исправлению, потому что нестабильность незначительна и могла бы стать серьезной. Диагональная штриховка показывает, что нестабильность, вероятно, приведет к потере скважины. Проблемы нужно избежать, иначе должны быть предприняты срочные меры по исправлению. Фиг. 9 иллюстрирует траекторию скважины, используемой в примерах фиг. 6-11. Северные и западные направления обозначаются N и соответственно. Вертикальная шкала представляет собой истинную вертикальную глубину ниже основания буровой вышки. Фиг. 10 иллюстрирует состояние напряжения на месте залегания до бурения скважины, используемой на фиг. 611. На фиг. 10 символы σν , σ^ и σΗ обозначают вертикальное, минимальное горизонтальные, максимальное горизонтальное напряжения соответственно, а Рр обозначает поровое давление. ИВГ обозначает истинную вертикальную глубину относительно основания буровой вышки. Фиг. 11 иллюстрирует пример прочности пласта в примере фиг. 6-11. Прочность пласта, показанная на фиг. 11, задается двумя параметрами, требуемыми, чтобы определить критерий разрушения Мойг-Сои1отЬ. ОПС, ИС8 и φ обозначают одноосную прочность на сжатие и угол трения соответственно.
Верхняя и нижняя границы плотности бурового раствора могут быть получены посредством объединения прогнозированного состояния напряжения вокруг буровой скважины, проходимой в изотропной, однородной среде с использованием недренированной линейной упругой модели с критерием разрушения МойгСои1отЬ (Е)ает и соавт., 1992), или путем использования других методов. Нижняя граница представляет минимальное значение ЭЦП, которое требуется, чтобы предотвратить прорывы. Верхний предел представляет максимальное значение ЭЦП, которое допустимо до того, как скальная порода на стенке буровой скважины разрушится и произойдет потеря флюида в пласт. Однако эти границы могут иметь различные физические интерпретации, если для их получения используют более сложные модели.
Хотя были описаны предпочтительные варианты воплощения, это описание и примеры просто являются иллюстративными и не предназначены для того, чтобы ограничить настоящее изобретение.

Claims (21)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ обновления модели земной коры, содержащий этапы, при которых осуществляют получение модели земной коры, используемой для прогнозирования потенциальных проблем бурения ствола скважины, имеющего предопределенную траекторию, причем модель земной коры содержит множество составляющих;
    получение оценок состояния ствола скважины и локальных геологических элементов, причем оценки основаны на модели земной коры и включают оценку состояния напряжения на или вокруг по меньшей мере части ствола скважины;
    прием данных, собранных во время построения скважины;
    сравнение оценок с результатами диагноза состояния ствола скважины и локальных геологических элементов, чтобы идентифицировать по меньшей мере одно несоответствие, причем результаты диагноза основаны на принятых данных;
    выбор составляющей модели земной коры, которая относится к идентифицированному несоответствию и имеет высокую степень неопределенности; и обновление выбранной составляющей модели земной коры прежде завершения построения ствола скважины, используя принятые данные.
  2. 2. Способ по п.1, в котором оценки состояния ствола скважины и локальных геологических элементов представляют собой прогнозы одного или более условий, при которых ствол скважины будет разрушаться.
  3. 3. Способ по п.2, в котором предсказания получаются путем объединения модели земной коры с предопределенной траекторией ствола скважины.
  4. 4. Способ по п.3, дополнительно содержащий повторение этапов, при которых осуществляют объединения, сравнение, выбор и обновление до получения достаточного согласования между прогнозированными условиями разрушениями и результатами диагноза ствола скважины.
  5. 5. Способ по п.4, в котором на этапе объединения при повторении используют обновленную составляющую модели земной коры и на этапе выбора при повторении рассматривают составляющие, которые были недавно обновлены, как имеющие более низкую степень неопределенности.
  6. 6. Способ по п.1, в котором на этапе выбора составляющей осуществляют идентификацию составляющих модели земной коры, которые соответствуют идентифицированному несоответствию, и ранжирование идентифицированных составляющих согласно степени неопределенности.
  7. 7. Способ по п.1, в котором выбранная составляющая представляет собой составляющую, имеющую самую высокую степень неопределенности составляющих, которые относятся к идентифицированному несоответствию.
  8. 8. Способ по п.1, в котором на этапе обновления осуществляют минимальные практические изменения выбранной составляющей, которые устраняют идентифицированное несоответствие.
  9. 9. Способ по п.1, в котором принятые данные включают эффективную плотность бурового раствора, используемого в построении ствола скважины, и еще по меньшей мере один отличающийся параметр и этап обновления содержит обновление выбранной составляющей посредством использования эффективной плотности и по меньшей мере одного отличающегося параметра.
  10. 10. Способ по п.1, в котором диагностику ствола скважины производят посредством об17 ширного использования данных измерений в процессе бурения и данных каротажа в процессе бурения в режиме реального времени.
  11. 11. Способ по п.1, в котором этап получения модели земной коры включает создание модели земной коры.
  12. 12. Способ бурения ствола скважины с использованием модели земной коры, содержащий этапы, при которых осуществляют получение модели земной коры, используемой для прогнозирования потенциальных проблем бурения ствола скважины, имеющего предопределенную траекторию, причем модель земной коры содержит множество составляющих;
    прогнозирование одного или более условий, при которых ствол скважины будет разрушаться, на основе модели земной коры и предопределенной траектории и на основе оценки состояния напряжения на или около по меньшей мере части ствола скважины;
    бурение части ствола скважины по существу согласно предопределенной траектории;
    прием данных, собранных во время построения скважины;
    осуществляют сравнение прогнозированных условий разрушения с результатами диагноза ствола скважины, основанными на принятых данных, и идентифицируют по меньшей мере одно несоответствие;
    осуществляют выбор составляющей модели земной коры, которая относится к идентифицированному несоответствию и имеет высокую степень неопределенности;
    обновляют выбранную составляющую модели земной коры прежде завершения построения ствола скважины, используя принятые данные; и после этого осуществляют бурение следующей части ствола скважины с использованием модели земной коры, включающей обновленную составляющую.
  13. 13. Способ по п.12, дополнительно содержащий повторение этапов, на которых осуществляют прогнозирование, сравнение, выбор и обновление до получения достаточного согласования между прогнозированными условиями разрушениями и результатами диагноза ствола скважины.
  14. 14. Способ по п.13, в котором на этапе объединения при повторении используют обновленную составляющую модели земной коры и на этапе выбора при повторении рассматривают составляющие, которые были недавно обновлены, как имеющие более низкую степень неопределенности.
  15. 15. Способ по п.12, в котором на этапе выбора составляющей осуществляют идентификацию составляющих модели земной коры, которые соответствуют идентифицированному несоответствию; и ранжирование идентифицированных составляющих согласно степени неопределенности.
  16. 16. Способ по п.12, в котором на этапе обновления осуществляют минимальные практические изменения выбранной составляющей, которые устраняют идентифицированное несоответствие.
  17. 17. Способ по п.12, в котором принятые данные включают эффективную плотность бурового раствора, используемого в построении ствола скважины, и еще по меньшей мере один отличающийся параметр и на этапе обновления осуществляют обновление выбранной составляющей посредством использования эффективной плотности и по меньшей мере одного отличающегося параметра.
  18. 18. Считываемая компьютером среда, которая способна заставлять компьютер выполнять этапы, на которых осуществляют получение модели земной коры, используемой для прогнозирования потенциальных проблем бурения ствола скважины, имеющего предопределенную траекторию, причем модель земной коры содержит множество составляющих;
    получение оценок состояния ствола скважины и локальных геологических элементов, причем оценки основаны на модели земной коры;
    прием данных, собранных во время построения скважины;
    сравнение оценок с результатами диагноза состояния ствола скважины и локальных геологических элементов, чтобы идентифицировать по меньшей мере одно несоответствие, причем результаты диагноза основаны на принятых данных;
    выбор составляющей модели земной коры, которая относится к идентифицированному несоответствию и имеет высокую степень неопределенности; и обновление выбранной составляющей модели земной коры прежде завершения построения ствола скважины, используя принятые данные.
  19. 19. Считываемая компьютером среда по п.18, которая способна заставлять компьютер выполнять этапы, на которых дополнительно осуществляют идентификацию составляющих модели земной коры, которые соответствуют идентифицированному несоответствию; и ранжирование идентифицированных составляющих согласно степени неопределенности.
  20. 20. Считываемая компьютером среда по п.19, в которой на этапе обновления осуществляют минимальные практические изменения выбранной составляющей, которые устраняют идентифицированное несоответствие.
  21. 21. Считываемая компьютером среда по п.20, в которой принятые данные включают эффективную плотность бурового раствора, используемого в построении ствола скважины, и еще по меньшей мере один отличающийся па- раметр и на этапе обновления осуществляют обновление выбранной составляющей посредством использования эффективной плотности и по меньшей мере еще одного отличающегося параметра.
EA200200426A 1999-10-01 2000-09-27 Способ обновления модели земной коры с использованием измерений, собираемых во время построения ствола скважины EA004218B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB9923290A GB2354852B (en) 1999-10-01 1999-10-01 Method for updating an earth model using measurements gathered during borehole construction
PCT/GB2000/003704 WO2001025823A1 (en) 1999-10-01 2000-09-27 Method for updating an earth model using measurements gathered during borehole construction

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200200426A1 EA200200426A1 (ru) 2002-10-31
EA004218B1 true EA004218B1 (ru) 2004-02-26

Family

ID=10861982

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200200426A EA004218B1 (ru) 1999-10-01 2000-09-27 Способ обновления модели земной коры с использованием измерений, собираемых во время построения ствола скважины

Country Status (6)

Country Link
US (1) US6766254B1 (ru)
AU (1) AU7535000A (ru)
EA (1) EA004218B1 (ru)
GB (1) GB2354852B (ru)
NO (1) NO334505B1 (ru)
WO (1) WO2001025823A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10385658B2 (en) 2013-10-01 2019-08-20 Landmark Graphics Corporation In-situ wellbore, core and cuttings information system

Families Citing this family (82)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5794720A (en) 1996-03-25 1998-08-18 Dresser Industries, Inc. Method of assaying downhole occurrences and conditions
US6612382B2 (en) 1996-03-25 2003-09-02 Halliburton Energy Services, Inc. Iterative drilling simulation process for enhanced economic decision making
US6826486B1 (en) 2000-02-11 2004-11-30 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for predicting pore and fracture pressures of a subsurface formation
US6609067B2 (en) 2000-06-06 2003-08-19 Halliburton Energy Services, Inc. Real-time method for maintaining formation stability and monitoring fluid-formation interaction
GB2396428B8 (en) * 2000-08-28 2005-03-19 Halliburton Energy Serv Inc Method and system for predicting performance of a drilling system for a given formation
GB2399173B (en) * 2001-10-19 2005-12-07 Schlumberger Technology Bv Method of monitoring a drilling path
US6968909B2 (en) * 2002-03-06 2005-11-29 Schlumberger Technology Corporation Realtime control of a drilling system using the output from combination of an earth model and a drilling process model
US7278540B2 (en) * 2004-04-29 2007-10-09 Varco I/P, Inc. Adjustable basket vibratory separator
US7331469B2 (en) * 2004-04-29 2008-02-19 Varco I/P, Inc. Vibratory separator with automatically adjustable beach
US20050242003A1 (en) * 2004-04-29 2005-11-03 Eric Scott Automatic vibratory separator
US7571817B2 (en) * 2002-11-06 2009-08-11 Varco I/P, Inc. Automatic separator or shaker with electromagnetic vibrator apparatus
US8312995B2 (en) * 2002-11-06 2012-11-20 National Oilwell Varco, L.P. Magnetic vibratory screen clamping
US20060113220A1 (en) * 2002-11-06 2006-06-01 Eric Scott Upflow or downflow separator or shaker with piezoelectric or electromagnetic vibrator
US7128167B2 (en) 2002-12-27 2006-10-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for rig state detection
US6868920B2 (en) 2002-12-31 2005-03-22 Schlumberger Technology Corporation Methods and systems for averting or mitigating undesirable drilling events
US6662110B1 (en) * 2003-01-14 2003-12-09 Schlumberger Technology Corporation Drilling rig closed loop controls
MXPA04003024A (es) * 2003-04-03 2004-10-06 Schlumberger Technology Bv Metodos y aparato para predecir presiones de poro y fractura de una formacion subsuperficial.
US7100708B2 (en) * 2003-12-23 2006-09-05 Varco I/P, Inc. Autodriller bit protection system and method
US7422076B2 (en) * 2003-12-23 2008-09-09 Varco I/P, Inc. Autoreaming systems and methods
US7359844B2 (en) 2004-01-20 2008-04-15 Saudi Arabian Oil Company Real time earth model for collaborative geosteering
GB2413403B (en) 2004-04-19 2008-01-09 Halliburton Energy Serv Inc Field synthesis system and method for optimizing drilling operations
GB0419588D0 (en) * 2004-09-03 2004-10-06 Virtual Well Engineer Ltd "Design and control of oil well formation"
GB2439571B (en) 2006-06-28 2008-11-12 Schlumberger Holdings Method for updating a model of the earth using microseismic measurements
US7657407B2 (en) * 2006-08-15 2010-02-02 Landmark Graphics Corporation Method and system of planning hydrocarbon extraction from a hydrocarbon formation
US20080083566A1 (en) 2006-10-04 2008-04-10 George Alexander Burnett Reclamation of components of wellbore cuttings material
US7529624B2 (en) * 2007-02-21 2009-05-05 Geomechanics International, Inc. Method and apparatus for remote characterization of faults in the vicinity of boreholes
US7526385B2 (en) * 2007-06-22 2009-04-28 Schlumberger Technology Corporation Method, system and apparatus for determining rock strength using sonic logging
US20090045973A1 (en) * 2007-08-16 2009-02-19 Rodney Paul F Communications of downhole tools from different service providers
US8622220B2 (en) 2007-08-31 2014-01-07 Varco I/P Vibratory separators and screens
WO2009075667A2 (en) 2007-11-30 2009-06-18 Halliburton Energy Services Method and system for predicting performance of a drilling system having multiple cutting structures
EP2223157A4 (en) 2007-12-13 2016-12-07 Exxonmobil Upstream Res Co ITERATIVE TANK SURVEILLANCE
US9638830B2 (en) 2007-12-14 2017-05-02 Westerngeco L.L.C. Optimizing drilling operations using petrotechnical data
RU2475784C2 (ru) 2007-12-19 2013-02-20 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Моделирование характеристики гамма-лучевого каротажного зонда
AU2009238481B2 (en) * 2008-04-22 2014-01-30 Exxonmobil Upstream Research Company Functional-based knowledge analysis in a 2D and 3D visual environment
US9073104B2 (en) 2008-08-14 2015-07-07 National Oilwell Varco, L.P. Drill cuttings treatment systems
US20100078216A1 (en) * 2008-09-25 2010-04-01 Baker Hughes Incorporated Downhole vibration monitoring for reaming tools
WO2010039317A1 (en) * 2008-10-01 2010-04-08 Exxonmobil Upstream Research Company Robust well trajectory planning
AU2009300240B2 (en) 2008-10-03 2013-02-21 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for predicting performance of a drilling system
US9079222B2 (en) 2008-10-10 2015-07-14 National Oilwell Varco, L.P. Shale shaker
US8556083B2 (en) 2008-10-10 2013-10-15 National Oilwell Varco L.P. Shale shakers with selective series/parallel flow path conversion
CA2993073C (en) 2008-10-14 2020-06-02 Schlumberger Canada Limited System and method for online automation
US8908473B2 (en) 2008-12-23 2014-12-09 Schlumberger Technology Corporation Method of subsurface imaging using microseismic data
NO338750B1 (no) 2009-03-02 2016-10-17 Drilltronics Rig Systems As Fremgangsmåte og system for automatisert styring av boreprosess
AU2010245112B2 (en) * 2009-04-27 2013-03-14 Schlumberger Technology B.V. Method for uncertainty quantification in the performance and risk assessment of a carbon dioxide storage site
US8341984B2 (en) * 2009-05-27 2013-01-01 Westerngeco L.L.C. Estimating velocities with uncertainty
US8931580B2 (en) 2010-02-03 2015-01-13 Exxonmobil Upstream Research Company Method for using dynamic target region for well path/drill center optimization
MX2012011722A (es) 2010-04-12 2012-12-05 Schlumberger Technology Bv Diseño automatico de tratamientos de fracturamiento hidraulico que utiliza la altura de la fractura y la presion in situ.
US9593558B2 (en) 2010-08-24 2017-03-14 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for planning a well path
US9366776B2 (en) * 2010-11-30 2016-06-14 Schlumberger Technology Corporation Integrated formation modeling systems and methods
CA2823017A1 (en) 2011-01-26 2012-08-02 Exxonmobil Upstream Research Company Method of reservoir compartment analysis using topological structure in 3d earth model
BR112013020182A2 (pt) * 2011-02-08 2016-11-08 Logined Bv método para modelagem tridimensional de parâmentros para perfuração de campo petrolífero, sistema para modelagem tridimensional de parâmetros para perfuração de campo petrolífero, e produto de programa de computador
AU2011360212B2 (en) 2011-02-21 2017-02-02 Exxonmobil Upstream Research Company Reservoir connectivity analysis in a 3D earth model
GB2505095B (en) 2011-06-21 2018-07-04 Baker Hughes Inc Computer-Based method for real-time three-dimensional geological model calculation and reservoir navigation
US9223594B2 (en) 2011-07-01 2015-12-29 Exxonmobil Upstream Research Company Plug-in installer framework
US9394783B2 (en) 2011-08-26 2016-07-19 Schlumberger Technology Corporation Methods for evaluating inflow and outflow in a subterranean wellbore
US20130049983A1 (en) 2011-08-26 2013-02-28 John Rasmus Method for calibrating a hydraulic model
US9228430B2 (en) 2011-08-26 2016-01-05 Schlumberger Technology Corporation Methods for evaluating cuttings density while drilling
EP2748649A4 (en) * 2011-10-03 2016-09-28 Landmark Graphics Corp IMPROVED 1-D METHOD FOR PREDICTING MUD WELDING WINDOWS FOR DRILLING SURFACES WITH A BASIC SALT
WO2013169429A1 (en) 2012-05-08 2013-11-14 Exxonmobile Upstream Research Company Canvas control for 3d data volume processing
US20130341093A1 (en) * 2012-06-21 2013-12-26 Stuart Inglis Jardine Drilling risk avoidance
GB2503903B (en) 2012-07-11 2015-08-26 Schlumberger Holdings Fracture monitoring and characterisation
US20140076632A1 (en) 2012-09-20 2014-03-20 Baker Hughes Incoroporated Method to predict overpressure uncertainty from normal compaction trendline uncertainty
WO2014051612A1 (en) * 2012-09-28 2014-04-03 Landmark Graphics Corporation Self-guided geosteering assembly and method for optimizing well placement and quality
US20140241111A1 (en) * 2013-02-28 2014-08-28 Weatherford/Lamb, Inc. Acoustic borehole imaging tool
US9643111B2 (en) 2013-03-08 2017-05-09 National Oilwell Varco, L.P. Vector maximizing screen
WO2014200685A2 (en) 2013-06-10 2014-12-18 Exxonmobil Upstream Research Company Interactively planning a well site
US9864098B2 (en) 2013-09-30 2018-01-09 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system of interactive drill center and well planning evaluation and optimization
EP3055716B1 (en) 2013-10-08 2018-06-06 Exxonmobil Upstream Research Company Automatic dip picking from wellbore azimuthal image logs
WO2015065651A1 (en) 2013-10-29 2015-05-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method for estimating subsurface properties from geophysical survey data using physics-based inversion
US10062044B2 (en) * 2014-04-12 2018-08-28 Schlumberger Technology Corporation Method and system for prioritizing and allocating well operating tasks
WO2016034945A2 (en) * 2014-09-02 2016-03-10 King Abdullah University Of Science And Technology Stuck pipe prediction
CN104727815A (zh) * 2015-03-15 2015-06-24 河北百冠钻井设备有限公司 一种实时钻井地层修正预测方法及装置
NO347377B1 (en) 2015-12-15 2023-10-02 Halliburton Energy Services Inc A downhole assembly and a method of operation
US20170176228A1 (en) * 2015-12-22 2017-06-22 Schlumberger Technology Corporation Drilling fluid loss rate prediction
GB2569481A (en) * 2016-09-07 2019-06-19 Geoquest Systems Bv Drilling geomechanics salt creep monitoring
GB2556621B (en) * 2016-09-30 2020-03-25 Equinor Energy As Improved structural modelling
KR101841844B1 (ko) * 2016-10-13 2018-03-26 서울대학교산학협력단 유체압력에 의한 전단 예측 시스템 및 프로그램
US20190024485A1 (en) * 2017-07-19 2019-01-24 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Methods and systems for automated cementing and liner hanging
WO2019222300A1 (en) 2018-05-15 2019-11-21 Schlumberger Technology Corporation Adaptive downhole acquisition system
US10557345B2 (en) 2018-05-21 2020-02-11 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods to predict and inhibit broken-out drilling-induced fractures in hydrocarbon wells
US10753203B2 (en) 2018-07-10 2020-08-25 Saudi Arabian Oil Company Systems and methods to identify and inhibit spider web borehole failure in hydrocarbon wells
CN112930427B (zh) * 2018-09-28 2024-03-19 斯伦贝谢技术有限公司 弹性自适应井下采集系统

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4340934A (en) * 1971-09-07 1982-07-20 Schlumberger Technology Corporation Method of generating subsurface characteristic models
GB8416708D0 (en) * 1984-06-30 1984-08-01 Prad Res & Dev Nv Drilling motor
US4794534A (en) * 1985-08-08 1988-12-27 Amoco Corporation Method of drilling a well utilizing predictive simulation with real time data
US5329448A (en) * 1991-08-07 1994-07-12 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for determining horizontal conductivity and vertical conductivity of earth formations
IT1277377B1 (it) * 1995-07-28 1997-11-10 Agip Spa Metodo per l'aggiornamento continuo dell'immagine sismica bidimensionale e tridimensionale in profondita' mediante
GB2324153B (en) 1996-01-26 2000-05-03 Baker Hughes Inc A drilling system with an acoustic measurement-while-drilling system for determining parameters of interest and controlling the drilling direction
US6408953B1 (en) * 1996-03-25 2002-06-25 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for predicting performance of a drilling system for a given formation
US5838634A (en) * 1996-04-04 1998-11-17 Exxon Production Research Company Method of generating 3-D geologic models incorporating geologic and geophysical constraints
US5905657A (en) * 1996-12-19 1999-05-18 Schlumberger Technology Corporation Performing geoscience interpretation with simulated data
US5995446A (en) 1998-04-21 1999-11-30 Schlumberger Technology Corporation Method of conducting drilling operations using vertical seismic profiles
AU3229900A (en) * 1999-02-12 2000-08-29 Prange, Michael Uncertainty constrained subsurface modeling

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10385658B2 (en) 2013-10-01 2019-08-20 Landmark Graphics Corporation In-situ wellbore, core and cuttings information system

Also Published As

Publication number Publication date
GB2354852B (en) 2001-11-28
GB9923290D0 (en) 1999-12-08
US6766254B1 (en) 2004-07-20
NO20021495L (no) 2002-05-27
EA200200426A1 (ru) 2002-10-31
AU7535000A (en) 2001-05-10
NO334505B1 (no) 2014-03-24
WO2001025823A1 (en) 2001-04-12
GB2354852A (en) 2001-04-04
NO20021495D0 (no) 2002-03-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA004218B1 (ru) Способ обновления модели земной коры с использованием измерений, собираемых во время построения ствола скважины
US20230313646A1 (en) Integrated well completions
Lang et al. Wellbore stability modeling and real-time surveillance for deepwater drilling to weak bedding planes and depleted reservoirs
Last et al. An integrated approach to evaluating and managing wellbore instability in the Cusiana field, Colombia, South America
CA2796911C (en) Systems and methods for wellbore optimization
EA017421B1 (ru) Способ и система для проектирования и оптимизации операций бурения и заканчивания в углеводородных пластах-коллекторах
US20150315894A1 (en) Model for strengthening formations
Bradford et al. When rock mechanics met drilling: effective implementation of real-time wellbore stability control
Dunn How reliable are your design inputs?
Knöll The process of building a mechanical earth model using well data
Al-Hamad et al. Drilling with 3d Geomechanical Modeling-Efficient Simulation Method
Hamid et al. Application of Real-Time Geomechanics on a Horizontal Well
Valley et al. Multi-scale fracturing in the Soultz-sous-Forêts basement from borehole image analyses
Fambon et al. Successful development drilling of an HP/HT infill well in a highly depleted reservoir: case study
Ahmed et al. How Geomechanical Study Helped Minimize Drilling Challenges in Highly Deviated Wells, Offshore, Saudi Arabia: A Case Study
Chen et al. Valuable Cuttings-Based Petrophysic Analysis Successfully Reduces Drilling Risk in HPHT Formations
Chen et al. Analysis of potential conservatism in foundation design for offshore platform assessment
Al Hajeri et al. Wellbore Stability Management to Avoid Serious Drilling Hazards in High Deviated Well-Application of Real Time Geomechanics
Roberts et al. Chalk permeability
Sani et al. Utilizing Microseismic to Monitor Fracture Geometry in a Horizontal Well in a Tight Sandstone Formation
Birchwood et al. Automatic Calibration of Wellbore Stability Models With Hard and Soft Constraints
Montoya O et al. Expect the unexpected: Geomechanics challenges in the Colombian Caribbean Offshore
Noorduijn et al. Assessment of regional-scale effects on groundwater balance and quality linked to increased inter-aquifer leakage
Norbeck Identification and characterization of natural fractures while drilling underbalanced
Khan et al. Use of Logging While Drilling Data and Machine Learning to Predict Maximum Borehole Diameter for Multistage Completion

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM

PC4A Registration of transfer of a eurasian patent by assignment
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ RU